Taryfy na ciepło po nowemu

Regulator postanowił zmienić model kształtowania taryf dla producentów ciepła, by umożliwić transformację sektora

Urząd Regulacji Energetyki zdecydował zmienić sposób kształtowania taryf na sprzedaż ciepła, by zapewnić odpowiedni zwrot z kapitału tym przedsiębiorstwom ciepłowniczym, które chcą prowadzić inwestycje zmierzające do redukcji emisji CO2. Branża od dawna alarmowała, że obecny model taryfowy nie odpowiada na wyzwania rynku i nie pozwala na realizację kosztownych inwestycji w modernizację jednostek wytwórczych. Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie szacuje, że transformacja sektora w samym tylko obszarze wytwarzania ciepła pochłonie około 70 mld zł i kolejne 30 mld zł w obszarze sieci ciepłowniczych.

Adobe Stock

Foto: energia.rp.pl

Nowe zasady

– Skupiamy się na poprawie warunków regulacyjnych do inwestowania przez przedsiębiorstwa energetyczne oraz na promowaniu określonych efektów wynikających z inwestycji, a nie tylko na samym procesie inwestowania. Oznacza to wprowadzenie wymiaru jakościowego do polityki regulacyjnej w sektorze ciepłowniczym – podkreśla Rafał Gawin, prezes URE.

Zmieniła się przede wszystkim definicja wartości regulacyjnej aktywów. Według nowych zasad uwzględniania w taryfach dla ciepła zwrotu z kapitału na rok 2021 definicja ta została rozszerzona – uwzględnia teraz także planowane nakłady inwestycyjne w infrastrukturę wytwórczą lub dystrybucyjną, które mają na celu realizację strategicznych celów polityki energetycznej.

Aby jeszcze bardziej zmotywować przedsiębiorstwa do poprawy efektywności, regulator uwzględniać będzie w taryfach także premię efektywnościową, która będzie powiązana z oszczędnościami uzyskanymi w wyniku zrealizowanych projektów.

Regulator nie podał, jak mocno zmiana modelu wpłynie na wzrost taryf na ciepło. Także przedstawiciele branży nie oszacowali jeszcze skutków nowych regulacji. Prezes URE zapewnia natomiast, że jego celem jest zachowanie równowagi pomiędzy interesami przedsiębiorstw a interesem odbiorców ciepła, zapewniając jednocześnie firmom realizację koniecznych inwestycji.

Z węgla na gaz

Kondycja biznesów ciepłowniczych jest o tyle istotna dla koncernów energetycznych, że obszar ten nie jest objęty planowaną reformą energetyki. Oznacza to, że po wydzieleniu elektrowni węglowych z koncernów ciepłownie – także te węglowe – pozostaną w grupach i będą w istotny sposób wpływać na ich wyniki finansowe. Spółki planują więc duże inwestycje, mające na celu przede wszystkim zastąpienie bloków węglowych siłowniami spalającymi gaz ziemny. Jest to o tyle pilne, że ceny uprawnień do emisji CO2 rosną w zaskakująco szybkim tempie i są ogromnym obciążeniem dla krajowych ciepłowni.

Adobe Stock

Foto: energia.rp.pl

PGE w swojej strategii dla ciepłownictwa zakłada budowę 1 GW nowych mocy elektrycznych w kogeneracji do 2030 r. (produkcja jednocześnie prądu i ciepła) oraz wzrost udziału paliw niskoemisyjnych w miksie do 70 proc. w ciągu najbliższej dekady.

Plany modernizacyjne ma także Tauron. – Na pewno całe ciepłownictwo zostanie przestawione na gaz, a docelowo pewnie na wodór, bo dla tego biznesu nie ma innej drogi – zapowiedział ostatnio Paweł
Strączyński, prezes Tauronu.

PGNiG Termika spodziewa się z kolei, że w procesie transformacji branży ciepłowniczej istotne znaczenie może odgrywać wykorzystanie paliw alternatywnych, które będą mogły skutecznie zastąpić węgiel albo „zazielenić” gaz ziemny w procesach wytwarzania. Jednym z rozwiązań mogą być inwestycje w biogaz i biometan. – Biometan może być wykorzystywany do takich samych zastosowań jak gaz ziemny z wykorzystaniem już istniejącej infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej. Można go używać do wytwarzania energii elektrycznej, ciepła oraz jako paliwo transportowe, jest w pełni kompatybilny do stosowania w pojazdach na gaz ziemny – zauważa Jarosław Maślany, wiceprezes PGNiG Termika.