Prezes Dalkia Polska Energia © Dalkia Polska
Rosnące ceny paliw, uprawnienia do emisji sięgające nawet 40 € za tonę CO2, a do tego starzejące się jednostki produkcyjne… Ciepłownictwo w Polsce jest w trudnym momencie. Z czym mierzą się zarządzający ciepłowniami?
Jacek Chodkowski: W najtrudniejszej sytuacji są zarządzający małymi systemami ciepłowniczymi, czyli poniżej 50 MWt(1). Pod kątem ilościowym to ponad 90 proc. systemów w Polsce, a większość z nich jest nieefektywna energetycznie. Zarządzający stoją przed poważnymi decyzjami inwestycyjnymi - tymczasem rentowność takiej działalności już jest ujemna i to ze względów systemowych.
Rynek ciepłowniczy zawsze był silnie regulowany…
JCh: Owszem, był to jednak biznes bardzo atrakcyjny, bo stabilny w perspektywie długoletniej działalności. Obecna sytuacja jest niepokojąca. Wysokość cen ciepła jest ustalana przez Urząd Regulacji Energetyki. Duży wpływ na cenę ciepła mają koszty emisji CO2, ustalane w taryfie na bazie średniej ceny z ostatnich 60 sesji giełdowych. Taryfy ogłaszane są na minimum 12 miesięcy, jednak koszty praw do emisji CO2 w ostatnim czasie rosną w tempie błyskawicznym (kilkaset procent każdego roku - 800 procent w przeciągu ostatnich 4 lat!). Są możliwości skorygowania w trakcie obowiązywania taryfy ceny ciepła w górę, natomiast nam, jako ciepłownikom, też nie powinno zależeć na obciążaniu mieszkańców coraz wyższymi opłatami. Wraz ze wzrostem ceny ciepła tracimy konkurencyjność.
Czy w takich warunkach inwestycje w modernizację są możliwe?
JCh: Nawet konieczne - co potwierdza nasz zakład produkcyjny w Mysłowicach. Dalkia Energia Polska realizuje tam właśnie projekt budowy silników gazowych o mocy 3MWe(2) i 3MWt. Jednostki zastąpią te oparte na węglu, zapewniając dostawy ciepła 26 tys. mieszkańców Mysłowic(3). Równolegle realizujemy remont trzech kotłów, celem ograniczenia emisji CO2 i zanieczyszczeń do atmosfery. Efekty środowiskowe będą wymierne (patrz grafika).
Co mogą robić przedsiębiorstwa ciepłownicze w analogicznej do mysłowickiej sytuacji?
JCh: Nie można bać się inwestycji, choć istotne jest przemyślane finansowanie projektu. W grudniu 2018 r. przyjęto przepisy zapewniające wsparcie budowy instalacji wysokosprawnej kogeneracji. Dla jednostek 1-50 MW, Prezes URE przynajmniej raz w roku ogłasza aukcje, w których zgłasza się opis projektu, jego wielkość i cenę dopłaty do 1 MWh energii elektrycznej sprzedanej do Krajowej Sieci Elektroenergetycznej (KSE). Wygrywa ten, który potrzebuje tych dopłat najmniej. Wsparcie tego typu projektów infrastrukturalnych trwa 15 lat. Projekt Mysłowic skorzystał z takiej możliwości, a pierwsze efekty zobaczymy już w przyszłym roku.
Wracamy zatem do stabilności?
JCh: Poniekąd, są jednak i ryzyka, które są po stronie przedsiębiorcy. Zawsze będzie ryzyko nakładów (decyzja inwestycyjna jest dopiero po rozstrzygnięciu aukcji), do którego dochodzi ryzyko relacji kosztów paliwa i praw do emisji CO2 i przychodów z ciepła i energii elektrycznej w perspektywie kilkunastu lat. Przykładowo, po cenach giełdowych w lutym jest negatywna marża, biorąc pod uwagę CO2, gaz sieciowy, który jest na giełdzie i energię elektryczną. Produkcja energii elektrycznej z gazu sieciowego jest nierentowna.
W jaki sposób zarządzać sprzedażą?
JCh: Za tym stoi cała filozofia – jak zarządzić sprzedażą, by zabezpieczyć marżę. Jak kupować paliwo - bez względu na to, jakie. Jak kupować pozwolenia CO2 i długoterminowo planować te koszty, a także jak przewidywać ceny ciepła. W naszej branży mamy dwa główne produkty: ciepło i energię elektryczną (dla niektórych instalacji). Po stronie kosztów zmiennych, 70 proc. stanowi paliwo, a lwią część reszty – ceny uprawnień do emisji liczonej od produkcji. Obie strony trzeba wyważyć.
Naturalnym kierunkiem wydaje się oszczędność na kosztach paliwa wraz z kosztami CO2. W swojej strategii, Dalkia planuje 50-procentowy udział odnawialnych i odzyskanych źródeł energii w swoim miksie energetycznym już w 2022 roku.
W naszym przypadku ważne jest źródło lokalne. Od wielu lat produkujemy energię elektryczną z metanu, powstającego w czasie wydobywania węgla kamiennego. To jest dla nas ok. 25 proc. produkcji, resztą będzie kogeneracja(4) na bazie gazu naturalnego (sieciowego). Wśród innych możliwości jest zastąpienie kotłów węglowych poprzez kotły spalające biomasę.
Koncentrują się Państwo na odzysku gazu, czy także ciepła?
JCh: Przede wszystkim na odzysku gazu z kopalń, co może być kluczowe dla Śląska, jeżeli w przyszłości metan będzie obciążany opłatą, podobnie jak mamy opłaty za emisje CO2. Taką inwestycję rozpoczęliśmy ostatnio na metanie z kopalni Wesoła, gdzie w unikatowej formule udało nam się nawiązać umowę z Polską Grupą Górniczą. My zyskujemy trwałość źródła, a partner – dostawę energii elektrycznej.
Grupa Dalkia ma również duże doświadczenie w odzysku ciepła np. z serwerowni. Rozpatrujemy także przemysłowe pompy ciepła, gdzie dolnym źródłem mogłyby być kwatery pokopalniane. Wciąż możliwości przed nami jest wiele.
Artykuł powstał we współpracy z grupą Dalkia Polska.