Polskie ciepłownictwo stoi na środku skrzyżowania.

Nadchodząca zima będzie wielkim testem dla polskiego ciepłownictwa. W Polsce ok. 68 proc. ciepła wytwarza się z węgla. Duże firmy ciepłownicze poradzą sobie z dostępnością surowca, mniejsze mogą mieć problem.

Polskie ciepłownictwo stoi przed strategicznym wyborem. Obecna sytuacja na rynku węgla, w tym wyzwania związane z dostępnością i cenami tego surowca, skłoni z pewnością część firm ciepłowniczych do rozejrzenia się za alternatywnymi paliwami.

Coraz mniej węgla w polskim ciepłownictwie

Udział węgla jako paliwa w sektorze ciepłowniczym nieznacznie, ale systematycznie, maleje od lat. W polskim ciepłownictwie dominują w dalszym ciągu paliwa węglowe, których udział w 2020 r. stanowił 68,9 proc. paliw zużywanych w źródłach ciepła (jest to niemal w całości węgiel kamienny). Dla porównania, w 2019 r. było 71 proc., w 2018 r. − 72,5 proc., a w 2017 r. − 74 proc.

Łącznie, jak podaje Urząd Regulacji Energetyki (URE), od 2002 r. udział węgla obniżył się o 12,8 punktu procentowego. W tym samym czasie zaobserwowano natomiast wzrost udziału paliw gazowych (o 6,9 punktu procentowego) i źródeł odnawialnych (o 7,2 punktu procentowego).

Z wyliczeń URE wynika, że w 2020 r. wytwarzaniem ciepła zajmowało się w Polsce blisko 370 przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wytworzyły one, łącznie z ciepłem odzyskanym w procesach technologicznych (odzysk ciepła), 393,8 tys. TJ ciepła, co oznacza spadek o 1,6 proc. w stosunku do roku wcześniejszego.

W 2020 r. udział ciepła z kogeneracji wynosił 65,2 proc. produkcji ciepła ogółem, podobnie jak w 2019 r. Jeśli chodzi o udział liczby przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji, mamy również do czynienia z sytuacją bliską stabilizacji. Spośród 370 przedsiębiorstw wytwarzających ciepło, 128 z nich wytwarza ciepło również w kogeneracji (34,6 proc.). Udział przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji w 2019 r. wynosił 33,3 proc.

Drogie CO2 prowadzi do strat

Duża część firm produkujących ciepło jest w bardzo trudnej sytuacji, co widać na przykładzie jednego z największych niezależnych przedsiębiorstw, czyli Elektrociepłowni Będzin. Strata z działalności operacyjnej wyniosła w pierwszym półroczu 2022 r. ok. 105,9 mln zł w porównaniu do straty w wysokości ok. 35,4 mln zł w pierwszym półroczu 2021 r. Strata netto w pierwszym półroczu 2022 r. wyniosła ok. 112,1 mln zł w porównaniu do straty netto w pierwszym półroczu 2021 r. w wysokości ok. 44,7 mln zł.

EC Będzin wskazuje, że kluczowym czynnikiem wpływającym na wynik operacyjny oraz netto była konieczność zaksięgowania wzrostu cen uprawnień do emisji CO2 z poziomu 74,57 euro na koniec 2021 r. do poziomu 84,54 euro na koniec pierwszego półrocza 2022 r. Wielomilionowe opłaty za CO2 ponoszą także inne firmy ciepłownicze. Z zestawienia przygotowanego przez Portal Samorządowy wynika, że Zakład Energetyki Cieplnej w Bolesławcu w 2020 r. wydał na zakup uprawnień do emisji dwutlenku węgla 3,8 mln zł. W tym roku przewiduje, że będzie to już 10,5 mln zł. To więcej niż wyda na zakup węgla. 10 mln zł na ten cel będzie musiał przeznaczyć w 2022 r. Miejski Zakład Energetyki Cieplnej w Kole. W większych miastach będą to jednak dużo większe kwoty. Np. w tarnowskim MPEC ma być to 29,2 mln zł (choć jeszcze w 2020 r. było to 5,5 mln, a w 2018 r. – 2,8 mln zł), a w Siedlcach – 50 mln zł.

Reformy ETS szybko nie będzie

Te sumy robią jeszcze większe wrażenie, gdy poda się procentowy udział opłat za emisję CO2 w kosztach produkcji ciepła. W tarnowskim Miejskim Przedsiębiorstwie Energetyki Cieplnej stanowił on w 2018 r. tylko 9 proc., w 2020 r. – 15 proc., a w tym roku ma sięgnąć 43,3 proc. W PEC Gliwice w roku obrotowym 2020/2021 było to 16,3 proc., a plan na rok obrotowy 2022/2023 to 32 proc.

W Przedsiębiorstwie Energetyki Cieplnej w Ciechanowie koszty związane z zakupem uprawnień do emisji dwutlenku węgla jeszcze w 2018 r. odpowiadały 9 proc. jego przychodów, w 2020 r. – 18 proc., w 2021 r. – 32 proc., a w tym roku może to być nawet 40 proc.

Jeszcze bardziej dramatycznie to wygląda, jeśli spojrzy się na udział tych wydatków w kosztach zmiennych ciechanowskiego PEC. Cztery lata temu było to 30 proc., w zeszłym roku już 47,7 proc., a w 2022 r. aż 48,8 proc. – tyle samo, ile stanowi udział w tych kosztach zakupu paliwa.

Polski rząd postulował reformę europejskiego systemu handlu emisjami CO2 (EU ETS), w tym m.in. zamrożenie cen uprawnień do emisji CO2 na poziomie 30 euro za tonę, ale te pomysły nie zdobyły wielkiego poparcia i na razie nie zanosi się na to, żeby jakieś poważniejsze zmiany miano tu wprowadzić.

Ucieczka do przodu

Dlatego firmy ciepłownicze szukają różnych dróg ucieczki do przodu. Sporo z nich buduje, lub planuje budowę, spalarni odpadów. Takie plany ma np. EC Będzin, która we wrześniu 2022 r. zapowiedziała, że w ciągu pięciu lat wybuduje nowy blok energetyczny zasilany paliwami alternatywnymi. Jego nominalna moc cieplna ma wynieść 23,7 MW. Inwestycja jest na etapie procedury dokumentacyjnej i projektowej.

– Energia będzie mogła być produkowana z odpadów komunalnych, które nie nadają się do recyklingu. To, czego nie będzie można ponownie wykorzystać, zamiast zostawiać na składowiskach i zanieczyszczać środowisko, zostanie przerobione na energię cieplną i elektryczną – wyjaśnia spółka. Rocznie, w nowej jednostce ma być spalane do 100 tys. ton odpadów.

Obecnie w Polsce trwa budowa spalarni odpadów w Olsztynie. Instalacja będzie wyposażona w turbozespół o mocy 12 MW elektrycznych i ok. 27 MW termicznych. Przepustowość instalacji wyniesie ok. 110 tys. ton paliwa RDF rocznie. Przekazanie obiektu do eksploatacji zaplanowano na lipiec 2023 r.

Trwa także budowa spalarni w Gdańsku, o przepustowości 160 ton odpadów rocznie, Przekazanie instalacji do użytkowania zaplanowane jest na koniec 2023 r.

Inne firmy stawiają z kolei na biomasę. Tak zrobiła np. grupa ZE PAK, która w czerwcu 2022 r. uruchomiła blok na biomasę o mocy 50 MW w Elektrowni Konin. To druga taka jednostka grupy, bo od kilku lat działa tam inny blok biomasowy, także o mocy 50 MW.

Obecna sytuacja międzynarodowa (w tym wojna na Ukrainie i turbulencje na rynkach paliw) sprawia, że plany i prognozy sprzed kilku miesięcy, jak np. duże zwiększenie wykorzystania gazu ziemnego w ciepłownictwie, są już nieaktualne. Trzeba więc wypracować nowe rozwiązania, które uwzględniłaby obecną sytuację.

Dariusz Ciepiela

Autor jest dziennikarzem portalu WNP.PL i magazynu Nowy Przemysł