Rachunki za centralne ogrzewanie w górę? "Spodziewam się podwyżek"

• Wysokie ceny paliw i koszt uprawnień do emisji dwutlenku węgla to dwie największe składowe rachunków za centralne ogrzewanie. Sama emisja to nawet 35 proc. końcowej ceny – mówi money.pl Jacek Szymczak.
• Czy ciepło systemowe będzie stale drożeć? – Unikałbym takiego sformułowania. Ciepło powinno mieć "akceptowalną cenę", a niekoniecznie być "tanie" – tłumaczy prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.
• Unijny system handlu emisjami odszedł od pierwotnych założeń. W ramach ETS 1 postulujemy utrzymanie bezpłatnych uprawnień dla naszej branży po 2030 r., a w przypadku ETS 2 oczekujemy jego opóźnienia – dodaje nasz rozmówca.

Tomasz Setta, dziennikarz money.pl: Obserwujemy rosnące ceny węgla, pelletu, gazu ziemnego. W jaki sposób drożejące paliwo grzewcze przekłada się dzisiaj na sytuację przedsiębiorstw ciepłowniczych?

Jacek Szymczak, prezes zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie: Cena paliwa to jeden z najważniejszych elementów wpływających na ostateczną cenę ciepła dla gospodarstw domowych – zaraz obok ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla.

Dla naszej branży najistotniejszy jest węgiel. Zgodnie z danymi Urzędu Regulacji Energetyki w naszej strukturze paliw stanowi on ok. 53 proc. Oprócz tego mamy jeszcze gaz, który odpowiada za 18 proc. produkcji, oraz odnawialne źródła energii, których udział szacowany jest na ok. 16 proc.

Jak to wygląda w szczegółach?

W przypadku węgla krajowego, przeznaczonego dla ciepłownictwa systemowego, oficjalny wskaźnik cenowy wynosi ok. 415 zł za tonę.

Ale już na giełdzie ARA, czyli na rynku europejskim, węgiel energetyczny tej samej klasy kosztuje ok. 150 dolarów za tonę, czyli ok. 600 zł. Podobnie jest z gazem, za który trzeba dziś zapłacić ok. 100 euro za megawatogodzinę. W porównaniu do stawek z początku tego roku mówimy o podwyżce o ponad 200 proc. Z kolei koszty uprawnień do emisji są na stabilnym, ale wysokim poziomie, w okolicach 89 euro za tonę.

Udział kosztów uprawnień do emisji w cenie dla odbiorcy końcowego wynosi od 15 do nawet 35 proc. Jeśli wspomniane tendencje na rynku utrzymają się, to przełoży się na wyższe ceny systemowego ciepła, ale nie od razu.

Dlaczego?

Po pierwsze dlatego, że konsumentów chronią taryfy zatwierdzone przez Urząd Regulacji Energetyki. Obejmują one w większości okres 12 miesięcy i są zatwierdzane w różnych miesiącach. To powoduje, że odbiorcy w różnych częściach kraju dowiadują się o ewentualnych podwyżkach w bardzo różnych terminach. Jeśli wspomniane wcześniej wysokie ceny paliw będą się utrzymywać, trzeba będzie to uwzględnić w nowych wnioskach taryfowych. Według naszych szacunków mówimy o wzrostach od kilku do kilkunastu procent, w porównaniu do cen ciepła, które mamy dzisiaj.

Co w takim razie czeka nas w najbliższej przyszłości?

Trudno jednoznacznie odpowiedzieć na to pytanie, bo nie wiemy, co wydarzy się z konfliktem na Bliskim Wschodzie i czy cieśnina Ormuz zostanie odblokowana. Zaczyna się też problem z dostępnością węgla. W ciepłownictwie systemowym tylko w segmencie ciepłowni zużywamy ok. 5 mln ton węgla energetycznego rocznie, z czego 2 mln ton pochodzą z polskiej produkcji, a pozostałe 3 mln ton musimy ściągnąć z zagranicy. 

W ostatnich tygodniach problem stanowi rosyjska blokada portu Ust-Ługa (rosyjski port przeładunkowy nad Bałtykiem – red.) dotycząca przewozu węgla z Kazachstanu. Dziś Rosjanie wiozą koleją do tego portu przede wszystkim zboże, przy czym najprawdopodobniej świadomie wstrzymali możliwość przewozu kazachskiego węgla. 

Rozmawialiśmy w Ministerstwie Energii o tym problemie. Do członków naszej organizacji rozesłaliśmy pismo z resortu, do którego załączono tabele i ankiety do wypełnienia. Mają one służyć do zebrania informacji, czy i w jakim zakresie ciepłownicy mają problem z pozyskaniem węgla energetycznego w tym sezonie grzewczym.

Warto w tym miejscu przypomnieć słowa byłego już prezesa Orlen Termika, który we wrześniu tego roku ostrzegał: "Jeśli będzie mroźna zima, to węgla zabraknie. Będziemy wszyscy szorować po dnie." Pan by się podpisał pod tymi słowami? Andrzej Gajewski dzień po tej wypowiedzi pożegnał się ze stanowiskiem w spółce.

Jeszcze w połowie września nie mieliśmy sygnałów o problemach z kontraktacjami (dwustronna umowa zobowiązująca do wytworzenia dobra i do jego odbioru – red.). Dopiero na przełomie września i października zaczęły do nas spływać pierwsze informacje, że firmy, które wygrały przetarg (na dostarczenie surowca – red.), sygnalizują przedsiębiorstwom ciepłowniczym, że albo realizacja umowy będzie opóźniona, albo – w skrajnych przypadkach – umowa nie dojdzie do skutku, a dostawca jest gotowy nawet zapłacić za to karę i wycofać się z przetargu. Oczywiście rosną także ceny węgla importowanego.

W mojej ocenie sytuacja nie jest dziś tak trudna, jak w 2022 r., kiedy w trybie awaryjnym rządzący sprowadzali węgiel z Kolumbii czy Australii, bez względu na jakość tego surowca. Natomiast sytuacja jest poważna i trzeba ją monitorować. Dużo teraz zależy od tego, czy transport kazachskiego węgla zostanie odblokowany.

W strukturze importowanego do Polski węgla ten kierunek stanowi ponad 60 proc. dostaw, a na maksymalizację wydobycia i dostaw z polskich kopalń nie ma co liczyć. W razie problemów trzeba będzie polegać na awaryjnych dostawach za każdą cenę – być może któraś ze spółek Skarbu Państwa zostanie wtedy upoważniona do takich zakupów.

Czyli w dużym skrócie: jest ryzyko, że węgla dla ciepłowników zabraknie, ale na podstawie aktualnych danych nie jest to jeszcze przesądzone? Rozumiem też, że ostateczna skala wyzwań dla branży będzie uzależniona od tego, jak mroźna będzie tegoroczna zima.

Ostatnia zima pokazała, że o tej porze roku wciąż może być tak zimno, jak jeszcze kilkanaście lat temu. W takich warunkach zużycie paliw jest oczywiście wyższe. Trudno przewidzieć, jak będzie w tym roku; to zawsze loteria. Dlatego dobrze, że rządzący monitorują sprawę. Jeśli wspomniane rozpoznanie sytuacji wykaże, gdzie jeszcze są zapasy węgla, ułatwi to nam przetrwanie trudnych tygodni i podjęcie odpowiednich działań awaryjnych.

Rozmowa o cenach systemowego ciepła jest wyjątkowo trudna, bo mamy w Polsce setki przedsiębiorstw zajmujących się zapewnianiem ogrzewania. Da się w prosty sposób wyjaśnić, dlaczego w jednym mieście skala podwyżek rachunków jest duża, a w drugim mniejsza?

Rzeczywiście, nasz rynek – w porównaniu do sytuacji na rynku energii elektrycznej czy gazu – jest bardzo rozdrobniony. Po drugie, cena ciepła dla odbiorców zależy od taryfy zatwierdzonej przez URE i momentu wejścia takiej taryfy w życie. Jeśli nie mamy do czynienia z drastycznymi podwyżkami cen paliw czy uprawnień do emisji, to przedsiębiorstwa ciepłownicze nie korzystają z uprawnienia do zmiany taryfy w okresie 12 miesięcy jej obowiązywania.

Po trzecie, dużo zależy od rodzaju paliwa. W uprzywilejowanej sytuacji będą te firmy, które kupują mniej uprawnień do emisji, bo mają duży udział odnawialnych źródeł energii lub gazu, ponieważ emisja wynikająca ze spalania gazu jest dwukrotnie niższa od emisji z węgla.

Do tego dochodzi jeszcze kwestia kontraktu zawartego przez konkretną firmę ciepłowniczą, np. na dostawy gazu. To elementy, z których konsumenci na co dzień nie zdają sobie sprawy – widzą tylko końcową cenę na rachunku. Pamiętajmy również, że to administratorzy zasobów mieszkaniowych rozliczają koszty ciepła na poszczególne mieszkania, stosując często metodę stałych miesięcznych zaliczek. Wszystko to powoduje duże zróżnicowanie cen i podwyżek nie tylko między miastami, ale czasami nawet w tym samym mieście.

Chce pan teraz powiedzieć, że będzie tylko drożej?

Unikałbym takiego sformułowania. Uważam, że ciepło powinno mieć "akceptowalną cenę", a niekoniecznie być "tanie". Tani produkt rzadko kiedy jest dobrej jakości. Powiem też przy okazji coś, co może wydawać się kontrowersyjne. Dla użytkowników nie ma większego znaczenia jednostkowa cena za jeden gigadżul energii. Dużo ważniejsze jest to, ile zużyją tego ciepła, a zużyją go tym więcej, im słabiej docieplony jest dom lub mieszkanie. Kluczowym zagadnieniem jest więc efektywność energetyczna budynków.

Niemniej cena jest i zawsze będzie z punktu widzenia mieszkańców bardzo ważnym elementem. Ale z naszych badań, przeprowadzanych od kilkunastu lat na reprezentatywnej grupie osób, wynika, że poza ceną respondenci coraz częściej wskazują też na kwestie bezpieczeństwa, czyli brak przerw w dostawach i na rodzaj dostarczanego ciepła, na to, czy jesteśmy w stanie w ramach dostaw ograniczyć tzw. niską emisję.

Nawiasem mówiąc, po to przeprowadzamy transformację energetyczną – nie tylko po to, żeby spełnić wymogi unijnych przepisów czy założenia polskiej polityki energetycznej państwa, ale po to, by cena dla mieszkańca była "akceptowalna". 

Wspomniał pan już o transformacji energetycznej. Jak ten proces przebiega w Polsce? I kiedy, pańskim zdaniem, branża doczeka się rządowej strategii dla ciepłownictwa?

Z tego, co wiem, taka strategia powinna zostać przyjęta przez rząd na przełomie roku. Dobrą informacją jest to, że Ministerstwo Energii analizuje uwagi przekazane przez naszą branżę i szeroko rozumiany sektor. Cieszymy się również, że w projekcie strategii zapewniono możliwość korzystania ze wszystkich dostępnych technologii, które są prawnie dozwolone.

To ważne, bo w określonych przypadkach ciepło pochodzące z kotłów elektrycznych – a w przyszłości, mam nadzieję, z pomp – będzie traktowane jako "zielone" na poczet statusu efektywnego systemu ciepłowniczego. Dla naszych czytelników to może wydawać się nieistotne, ale ten status jest potrzebny do tego, żeby dane przedsiębiorstwo ciepłownicze mogło korzystać zarówno z unijnej, jak i krajowej pomocy publicznej. W oparciu o taką pomoc wdrażamy wiele nowych technologii, co przekłada się później na tańsze ogrzewanie.

Dobrze, że został również ogłoszony Fundusz Transformacji Ciepłownictwa z budżetem 3 mld zł. Gorzej, że wykluczono z tego programu biomasę leśną i gaz ziemny. Staramy się teraz o ich przywrócenie.

W jakiej kondycji są dziś przedsiębiorstwa dostarczające ciepło systemowe?

W opracowaniu za 2025 r. Urząd Regulacji Energetyki po raz pierwszy od kilku lat zasygnalizował, że średnia rentowność przedsiębiorstw ciepłowniczych jest dodatnia. Z punktu widzenia banków i możliwości pozyskania kredytów na rynku komercyjnym to niezbędny element w budowaniu montażu finansowego. Tyle że dla banków równie ważna jest płynność finansowa firm, a wskaźnik płynności jest na poziomie 0,57, podczas gdy powinien wynosić 1,2. 

Tak wysoki wskaźnik oznaczałby, że dane przedsiębiorstwo może bez problemu obsługiwać swoje zadłużenie. W związku z tym namawiamy zarówno URE, jak i Ministerstwo Energii do tego, żeby koszty finansowe, czyli odsetki od kredytów i pożyczek, uznać za tzw. koszt uzasadniony przedsiębiorstw ciepłowniczych w rozumieniu prawa energetycznego i rozporządzenia dotyczącego ustalania taryf.

Rozumiem, że chcecie to po prostu "wrzucać w koszty" uwzględniane przy zatwierdzaniu taryf przez URE?

Tak, dziś nie mamy takiej możliwości. Staramy się również wprowadzić zmiany w ETS 1, ale też w głośno dyskutowanym ETS 2, który miałby wejść w życie w 2028 r.

Co dokładnie postulujecie?

Przede wszystkim zależy nam na utrzymaniu bezpłatnych uprawnień do emisji dla ciepłownictwa także po 2030 r., a nawet po 2040 r. Chcemy również zmian, które ograniczą gwałtowne wzrosty cen uprawnień. Dziś mamy mechanizm, który pozwala wycofać część z nich z rynku. Naszym zdaniem ten mechanizm powinien działać także w drugą stronę: kiedy ceny szybko rosną, na rynek powinny trafiać dodatkowe uprawnienia, co pomogłoby w obniżeniu ich cen.

Kolejna sprawa to utrzymanie wsparcia dla inwestycji w modernizację ciepłownictwa. Zgodnie z obecnymi przepisami firmy, które mają plan neutralności klimatycznej, mogą przeznaczyć równowartość 30 proc. puli uprawnień na inwestycje. W Polsce zgłoszono już około 130 takich planów, o łącznej wartości ponad 6 mld zł. Dlatego postulujemy, aby ten mechanizm utrzymać po 2030 r., a nawet go rozszerzyć. Uważam, że pieniądze pochodzące z systemu ETS powinny przede wszystkim wspierać modernizację branży, a nie finansować coraz droższe uprawnienia do emisji.

Chce pan powiedzieć, że system handlu emisjami w praktyce znacząco odbiegł od swoich pierwotnych założeń?

W dużej mierze tak. System handlu emisjami stał się przede wszystkim narzędziem finansowym, a inwestycje, które mogą poprawić stan środowiska, zeszły na dalszy plan. Tymczasem modernizacja ciepłownictwa oznacza nie tylko czystsze powietrze, ale też większe bezpieczeństwo energetyczne. Nowoczesne i mniej zależne od paliw kopalnych systemy ciepłownicze są bardziej odporne na kryzysy, także te związane z obecną sytuacją geopolityczną.

A co z ETS 2?

Naszym zdaniem wprowadzenie tego systemu powinno zostać odsunięte w czasie na okres po 2030 r. Rozważamy też rozwiązanie, w którym to poszczególne państwa mogłyby samodzielnie decydować o przystąpieniu do ETS 2.

Z naszego punktu widzenia obawiamy się przede wszystkim wzrostu kosztów ponoszonych przez odbiorców końcowych. ETS 2 oznacza dodatkowe opłaty związane z emisją, które mogą się przełożyć na wyższe rachunki za ogrzewanie i droższe paliwo grzewcze. Może to również ograniczyć możliwość finansowania inwestycji niezbędnych do transformacji całego sektora.

Myślę, że w przypadku Polski największym problemem było to, na co rządzący wydawali dotąd środki pozyskane ze sprzedaży uprawnień.

Zdecydowanie. W latach 2014–2024 do polskiego budżetu wpłynęło z tego tytułu ok. 100 mld zł. Dla porównania, w tym samym czasie cały sektor ciepłownictwa systemowego wydał na inwestycje ok. 40 mld zł. To pokazuje, o jak dużych pieniądzach rozmawiamy.

Dlatego naszym zdaniem wpływy ze sprzedaży uprawnień do emisji powinny w całości być przeznaczone na modernizację energetyki, w tym na inwestycje w ciepłownictwo. Gdyby te pieniądze w większym stopniu wracały do przedsiębiorstw i finansowały niezbędne zmiany, wówczas odbiorcy mogliby z czasem odczuć związane z tym korzyści w postaci niższych rachunków za ogrzewanie.