180 ciepłowni, które ktoś musi kredytować
Ile ciepłowni i elektrociepłowni finansuje dziś BOŚ i na jaką skalę? Ciekawi mnie proporcja: ile z tych inwestycji to przejście z węgla na gaz, a ile od razu na źródła bezemisyjne.
Wojciech Kurdziel: Bank Ochrony Środowiska zgodnie ze swoją strategią działania jest zainteresowany finansowaniem transformacji dekarbonizacyjnej ciepłownictwa. Z racji swojej skali działania jego głównym rynkiem są małe lokalne ciepłownie (od 5 MW do 50 MW zapotrzebowania na ciepło), stojące przed problemami sfinansowania uzyskania swojej efektywności energetycznej. Spośród około 400 ciepłowni w Polsce, które uzgadniają z Urzędem Regulacji Energetyki swoją taryfę dostaw i przesyłu ciepła, takich małych ciepłowni jest ok. 180. To potencjalni klienci BOŚ. Skalowanie rynku ciepłowniczego wynika tak z zapisów Prawa energetycznego (do i ponad 50 MW zapotrzebowania na ciepło), jak i z granicy mocowej (20 MW) wyznaczonej przez Państwo Polskie do konieczności opłacania emisji w Europejskim Systemie Handlu Emisjami oraz granicy (powyżej 5 MW) wielkości źródła zobowiązanego do uzgadniania swojej taryfy opłat za ciepło i jego przesył z Urzędem Regulacji Energetyki.
Problem dekarbonizacji w małych ciepłowniach jest trudny, gdyż wymaga nie tylko możliwości finansowych, ale i „powszechności” oferty rozwiązań technologiczno-wykonawczych. Na to nakłada się na poziomie lokalnym problem przyłączy sieci elektryczno-przesyłowej i gazowniczej, który jest poza sferą decyzji samych ciepłowni. Stąd w Polsce jesteśmy obecnie istotnie zapóźnieni w tym procesie, mimo że mieliśmy na to czas, a środki do dyspozycji zarówno w przeszłości, jak i dziś. Na końcu to od włodarzy energetycznego majątku komunalnego sytuacja wymaga określonych kompetencji, a przede wszystkim odwagi i rozwagi w podejmowanych decyzjach. BOŚ jest przygotowany do finansowania inwestycji dekarbonizacyjnych w małych ciepłowniach, ale wymaga to inicjatywy samych zainteresowanych. BOŚ może jedynie zachęcać do zmierzenia się z tymi problemami i tworzyć wokół tego sektora „ekosystem” jego wspomagania.
Bank Ochrony Środowiska prowadzi obecnie pilotażowe działania analityczne w kilku małych ciepłowniach, próbując wypracować ścieżki finansowania takich przedsiębiorstw komunalnego ciepłownictwa z udziałem kredytu bankowego BOŚ i planowanych środków publicznych, jakimi zarządzają Narodowy i Wojewódzkie Fundusze Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.
Gaz jako paliwo przejściowe. Tymczasowość na dekady
Na przykładzie ww. „pilotażu” wiemy, że „proporcja” pomiędzy całkowitą dekarbonizacją związaną z przejściem od dotychczasowych kotłów węglowych do produkcji ciepła z energii uzyskiwanej z bezemisyjnych OZE a wykorzystaniem gazu kopalnego jest zwykle następstwem zastanej sytuacji w konkretnej ciepłowni i gminie. Wąskim gardłem pozostaje sieć gazowa, przyłącza i ich przepustowość. Trudność to także pogodzenie inwestycji z bieżącą, konieczną dostawą ciepła oraz etapowaniem całości dekarbonizacji – podziałem jej na zadania. Tu nie ma mowy o pochopnej likwidacji „mocy węglowych”, chociaż od dekarbonizacji każdej z ciepłowni nie ma odwrotu. Gaz „kopalny” jest paliwem przejściowym, chociaż ta jego „tymczasowość” nie skończy się za naszego życia.
Jak w praktyce składa się finansowanie typowej modernizacji ciepłowni: jaką część pokrywa dotacja z funduszy unijnych, jaką kredyt, a jaką sama spółka? Czy dotacja jest dziś warunkiem, żeby projekt w ogóle dało się sfinansować kredytem?
WK: BOŚ jest bankiem, więc w naturalny sposób jest zainteresowany maksymalną akcją kredytową. Ale zrozumiałe jest, a nawet i dla banku bezpieczne, współfinansowanie inwestycji ze środków publicznych (unijnych i krajowych) i własnych danego przedsiębiorstwa ciepłowniczego. Obecny górny, przeciętny poziom kosztowy ciepła w Polsce to ok. 120–180 zł/GJ, w którym paliwo stanowi minimum połowę kosztu. A wyobraźmy sobie sytuację braku kosztów paliwa wynikających z wdrożenia OZE? Jak zmieni się wówczas rachunek takiej inwestycji? Czy jest pole do przyspieszonego zwrotu z takiej inwestycji? W wielu wypadkach kredyt bankowy umożliwiający pokrycie inwestycji może być wystarczający. Problemem jest jednak sytuacja kredytobiorcy – jeśli jest słaba, ciepłownia i jej właściciel – gmina – niewydolna finansowo, bank nie może ryzykować pieniędzmi swoich depozytariuszy. Niemniej dotacje też nie powinny być „rozrzucane z helikoptera”. Z punktu widzenia banku udział dotacji winien stabilizować „bankowalność” inwestycji, powinien być jej uzupełnieniem. Tymczasem lokalni decydenci stoją pod presją własnego środowiska, które rozlicza ich ze skali pozyskanych „darmowych i bezzwrotnych” środków. I często czekają, czekają i czekają na te dotacje, wstrzymując niezbędne inwestycje.
Proces realizacji projektu dekarbonizacyjnego powinien rozpocząć się od rzetelnej analizy. Zweryfikowanie zapotrzebowania na ciepło jest pierwszym krokiem, później ocena celowości utrzymywania centralnie zasilanego systemu przesyłu ciepła ciepłociągami. Często jest to okazja do „wymyślenia” lokalnego systemu ciepłowniczego na nowo, który może być kombinacją centralnego systemu ciepłowniczego z autonomicznymi źródłami przyłączonymi do dotychczasowych odbiorców ciepła. A to konstruuje inwestycje jako ciąg zadań, z których każde może być odrębnie finansowane. Tak więc dochodzimy do momentu, gdy pole do analizy proporcji uczestnictwa w finansowaniu środków własnych, kredytu i dotacji jest nieograniczone.
Piętnaście lat życia instalacji i horyzont 2050
Blok gazowy, o którym decyzja zapada dzisiaj, ruszy około 2030 roku i jest projektowany na 25 do 30 lat pracy, czyli do lat pięćdziesiątych. Tymczasem Polska ma być neutralna klimatycznie w 2050 roku. Może więc zabraknąć od 5 do 10 lat na to, żeby inwestycja zdążyła się zwrócić. Jak bank podchodzi do tego rozjazdu dat?
WK: Duże instalacje do spalania gazu – paliwa przejściowego do pełnej dekarbonizacji, czyli nie tylko pozbycia się z energetyki węgla, ale wszelkich paliw kopalnych – nie są w orbicie działań BOŚ. Naszą strategiczną domeną są ciepłownie do około 30 MW mocy (co nie oznacza, że uczestnicząc w konsorcjach, nie możemy współfinansować i większych instalacji). Układy o ww. mocy mają swój resurs na poziomie 15 lat, więc dziś wdrożone zakończą swoje technologiczne życie około 2040 roku. Na terminy wdrożeń i procesów eksploatacyjnych w zestawieniu ze strategiami i planami w skali makro trzeba patrzeć płynnie, mimo że mają one charakter „drogowskazowy”. Ważny jest okres zwrotu z nakładów inwestycyjnych, a on zależy np. od zmieniających się w czasie taryf, cen surowców i kosztów serwisu. To możemy jedynie lepiej lub gorzej prognozować. Dlatego wyjście z surowców paliwowych w stronę Odnawialnych Źródeł Energii uwalnia nas od wątpliwych założeń głównego kosztu eksploatacji – paliwa. To całkowicie zmienia perspektywę zwrotu nakładów na inwestycję.
Elektryfikacja ciepłownictwa i sezonowe magazyny ciepła
Warto jednocześnie zauważyć, że instalacje ciepłownicze czekają również inne rewolucje – od jednorodności technologicznej do miksu źródeł ciepła, a przede wszystkim „elektryfikacja” ciepłownictwa. Zamiana „nadmiarowego prądu w sieci” pochodzącego z fotowoltaiki i wiatraków naziemnych w ciepło to proces o najwyższej możliwej energetycznej sprawności. Problemem pozostaje sezonowe magazynowanie do zimy ciepła uzyskanego latem. Ale tu technologia przychodzi z pomocą – współczesne sezonowe magazyny ciepła wielkiej pojemności na to pozwalają. To jest najbardziej interesujące zagadnienie w budowie zdekarbonizowanych i zelektryfikowanych ciepłowni – reszta to „trywialne” piece indukcyjne i pompy ciepła.
Problemem pozostają koszty towarzyszące, wynikające z konieczności przyłączy elektrycznych i innych uwarunkowań technicznych sieci dystrybucyjnych prądu elektrycznego.
Państwowe gwarancje przejmują sporą część ryzyka kredytowego. Jeśli jednak miejska spółka miałaby problem ze spłatą, bo URE nie zgodzi się na wyższą taryfę, na kim ostatecznie to ryzyko zostaje: na banku, gminie czy na mieszkańcach?
WK: Rozstrzygnięcie tego problemu jest kluczowe z punktu widzenia przeprowadzanych energetycznych zmian w skali Państwa. Niemniej skalę Państwa buduje się na skali Gminy i Obywatela, chodzi o to, by Państwo ich nie „porzucało”. Dlatego Bank Ochrony Środowiska duże nadzieje pokłada w uruchamianym Funduszu Transformacji Ciepłownictwa. Chcielibyśmy, by był to na najbliższe kilka–kilkanaście lat czekającego nas skoku cywilizacyjnego, trwały instrument kształtowania programów inwestycyjnych Państwa Polskiego w energetykę. Osobiście uważam, że Programy te powinny odrębnie traktować małe i duże instalacje i sieci ciepłownicze, a także wdrażane technologie. Fundusz powinien te inwestycje ciepłownicze współfinansować i gwarantować, zmniejszając ryzyka poszczególnych inwestycji. Wówczas środki depozytariuszy Banku będą bezpieczne, podobnie jak zmniejszy się ryzyko beneficjentów inwestycji – Gmin i mieszkańców.
Czy BOŚ finansuje jeszcze węgiel?
BOŚ ma ochronę środowiska w nazwie, a jednocześnie finansuje etap przejściowy, w którym węgiel wciąż występuje. Gdzie Bank wyznacza granicę między inwestycją, która realnie prowadzi do dekarbonizacji, a taką, która tylko przedłuża obecny stan? Czy jest tu twarde kryterium, czy decyduje ocena konkretnego przypadku?
Nie są mi znane inwestycje „węglowe” BOŚ w ciepłownictwie. Ponieważ składową finansowania niezwykle kosztownych i długoterminowych inwestycji ciepłowniczych jest pomoc publiczna, w tym środki unijne, jak sądzę, BOŚ nie ma i nie będzie miał okazji finansowania energetyki opartej o węgiel. Musiałyby to być inwestycje oparte wyłącznie na środkach własnych inwestora, obarczone kolosalnym ryzykiem strukturalno-prawnym. Dotyczy to zarówno inwestycji od podstaw, jak i modernizacji zastanych instalacji węglowych. Na koniec przepisy i procedury oceny środowiskowej inwestycji, leżące poza bankiem, już dziś nie dopuszczają do realizacji takich inwestycji. To twarda granica, która jest poza obszarem działań banku.
Wraz z początkiem perspektywy finansowej na lata 2021–2027 Unia Europejska i Polska, która jest jej częścią, na mocy rozporządzeń dotyczących m.in. Funduszu na rzecz Sprawiedliwej Transformacji, nie finansuje już technologii opartych na paliwie węglowym. Stąd energiczne i pryncypialne wdrażanie w Banku Ochrony Środowiska procedur oceny wniosków kredytowych w zgodności z ESG (Environmental, Social and Governance) – zestawem kryteriów oceny wpływu przedsiębiorstw na otoczenie środowiskowe, etykę biznesu i zrównoważony rozwój.
Inżynierowie w banku, czyli czym BOŚ chce wygrywać
Co przemawia za BOŚ, gdy spółka ciepłownicza wybiera bank spośród PKO BP, Pekao czy BGK? I jaka jest dziś rola banku z udziałem państwa w finansowaniu ciepłownictwa, skoro robią to również banki prywatne? Jak łączycie dwie perspektywy: spółki giełdowej, która odpowiada przed akcjonariuszami, oraz instytucji wspierającej politykę klimatyczną państwa?
Wybór banku zależy w najszerszym rozumieniu problemu od aktywności w pozyskaniu klienta – kredytobiorcy. BOŚ nie jest tu wyjątkiem, chociaż naszą przewagą jest przynależność do „państwowego ekosystemu środowiskowego”. Budujemy ją nie tylko na tym, że będąc obecnym na rynku publicznym (ok. 27% akcji BOŚ w obrocie na GPW), w lwiej części należymy do Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, ale i na unikatowej wśród instytucji finansowych obecności w BOŚ „inżynierów-ekologów” biorących udział w procesie pozyskiwania i oceny klienta i jego inwestycji. Wśród nich znajdują się również specjaliści w zakresie ciepłownictwa, energetyki i Odnawialnych Źródeł Energii. Tu kredytobiorcy znajdują zrozumienie problemów technicznych, a często wskazania zmierzające do efektywnego wykorzystania środków. Nie bez znaczenia jest nasz kontakt i poszerzana wciąż współpraca z operatorami energetycznych sieci dystrybucyjnych i przesyłowej, a także ze spółkami gazowniczymi.
Jeżeli przyjąć, że ocena ESG kredytobiorcy staje się powszechną praktyką, to nie tylko BOŚ, ale wszystkie banki muszą się jej podporządkować, czym jest wspierana polityka klimatyczna państwa. Ta zaś jest konsekwencją całego splotu powinności traktatowych w Unii Europejskiej, niezależnie od tego, co niektórzy na ten temat sądzą. Polska dzięki tej polityce więcej zyskuje, niż traci – w efekcie widać to choćby w takich danych jak przeciętna długość życia czy wzrost dochodu.
Niemcy dopłacają do modernizacji sieci ciepłowniczych nawet 40 procent inwestycji, a Dania prowadzi ciepłownictwo w modelu bez zysku, dzięki czemu pożycza taniej. Jak na tym tle ocenia Pan polski system wsparcia i czy jest w tych rozwiązaniach coś, co warto by u nas zastosować?
Informacje z rynku niemieckiego czy skandynawskiego, gdzie reguły społeczno-gospodarcze traktuje się poważniej niż w Polsce, potwierdzają moje osobiste mniemanie, że dostawa ciepła w naszej szerokości geograficznej nie jest polem działalności biznesowej, a raczej infrastrukturalną usługą społeczną. Ubóstwo energetyczne to termin zrozumiały w kraju, w którym „jak jest zima, to musi być zimno”. Można je ograniczać przede wszystkim poprzez wdrażanie i utrzymywanie ciepła systemowego i systemowych warunków jego finansowania. Polska obok Niemiec ma najrozleglejszą sieć ciepłowniczą. W Polsce coraz częściej słychać głosy ekspertów, że zaopatrzenie w ciepło jest jednym z podstawowych zadań tak Państwa, jak i samorządu każdego szczebla. Dysonans polega na tym, że ciepłownie, szczególnie te mniejsze, ale przecież niezbędne, są niebankowalne. Dlatego też dekarbonizacja polskich systemów ciepłowniczych następuje tak ślamazarnie i wciąż płyną sygnały, by opóźniać terminy jej wymagalności.
Mimo że polski system wsparcia utrzymania i rozwoju systemów ciepłowniczych opiera się na pomocy publicznej, której elementem są fundusze unijne, proces „odchodzenia od paliw kopalnych” nie ma oczekiwanej dynamiki. Tymczasem dysponujemy w Polsce nie tylko dotacjami wprost. Od 2005 roku działa (także w Polsce) unijny system handlu emisjami ETS (Emissions Trading System), a mamy rok 2026! Polska w Unii przez lata była i jest beneficjentem tego systemu – inna rzecz, że nie wykorzystała środków, jakie uzyskiwała ze sprzedaży świadectw w kierunku zmian w energetyce i ciepłownictwie, w takim stopniu, jak mogła. Ale system ten jest dla Polski wciąż korzystny, a moim zdaniem nic nie stoi na przeszkodzie, by powiązać go np. z Funduszem Transformacji Ciepłownictwa, z którego zasilane i zabezpieczane powinny być inwestycje dekarbonizujące polskie ciepłownictwo. Stworzyłoby to systemowe, stabilne i zinstytucjonalizowane rozwiązanie, które uruchomiłoby kredyty bankowe jako uzupełnienie finansowania. Inwestycje w systemy ciepłownicze finansowane z kredytów mogą podlegać sekurytyzacji, zamieniającej wierzytelności banków na emisję papierów wartościowych odzwierciedlających rynkową wartość należności za dostarczane ciepło. Usługa publiczna, jaką jest dostarczanie ciepła, jest bardzo stabilną, pewną i długotrwałą inwestycją nie tylko w Niemczech czy Danii.
Magazyny energii, ładowarki i spółdzielnie energetyczne
Co poza ciepłownictwem stanowi dziś zieloną część portfela banku? Gdzie widzicie największy wzrost zainteresowania kredytem, a które technologie są wciąż na tyle nowe, że trudno je finansować?
WK: Oprócz ustabilizowanej pozycji odnawialnych źródeł energii, wśród których dominuje wciąż fotowoltaika, w Banku Ochrony Środowiska widać zainteresowanie stabilizowaniem tych źródeł w postaci magazynów energii elektrycznej. Pracujemy intensywnie nad stworzeniem produktów bankowych finansujących BESS (Battery Energy Storage System). Prowadzimy w tym celu ożywiony dialog z tworzącą się w Polsce branżą.
Innym kierunkiem jest rozwój elektromobilności, a w ramach tego sektora przede wszystkim stacji ładowania dużych mocy, które są niezbędne do rozwoju elektrycznego transportu ciężkiego.
Wszystkie te technologie są wciąż nowością wymagającą stworzenia metodyk oceny finansowej, wypracowania i upowszechnienia procedur. Na przeszkodzie stoi głównie niestabilność prawna utrudniająca w podstawowym wymiarze finansowanie tych technologii.
Podobnie rzecz się ma w nowej organizacji energetyki na poziomie lokalnym. Spółdzielnie Energetyczne, które przebojem weszły w przestrzeń jednostek samorządu terytorialnego, są w naszym banku przedmiotem intensywnych działań. Uczestniczymy w programie pilotażowym na Dolnym Śląsku, wchodzącym właśnie w fazę realizacji po okresie wyłaniania beneficjentów – Spółdzielni Energetycznych tworzonych na bazie jednostek samorządu terytorialnego i ich spółek komunalnych.
Jaka będzie następna duża inwestycja do sfinansowania, na którą rynek jeszcze nie zwrócił uwagi? I po czym za pięć lat pozna Pan, że transformacja ciepłownictwa idzie w dobrą stronę?
WK: W Polsce nie „odrobiliśmy lekcji” związanej z rozbudową sieci elektroenergetycznych. Problemy z przyłączami w średnim i wysokim napięciu są skutkiem tych wieloletnich zaniedbań. Infrastruktura elektroenergetyczna musi sobie poradzić z rosnącymi potrzebami, bo stanowi szkielet, na którym można budować nowoczesną gospodarkę. I tu perspektywa 5-letnia przeskoczenia tej bariery elektryfikacji ciepłownictwa nie wydaje się niemożliwa. Da to swobodę kształtowania systemów ciepłowniczych.
Upowszechnianie zastosowań sztucznej inteligencji powiększa konsumpcję prądu w postępie geometrycznym. A praca centrów obliczeniowych generuje ciepło odpadowe, które nie tylko powinno, ale i musi znaleźć zastosowanie w ciepłownictwie.
Sądzę, że w najbliższych latach sektor energetyki rozproszonej będzie się rozwijał z uwzględnieniem koncepcji „power to heat” – ciepłownictwo będzie się „elektryfikować”. Nadwyżki generowane w odnawialnych źródłach energii będą służyły ciepłownictwu w coraz większym stopniu. Jednak wciąż w podstawie energetyki muszą pracować stabilne źródła energii o dużych mocach. Być może będą nimi małe reaktory (SMR), a być może ogniwo wodorowe zrewolucjonizuje energetykę.
Finansowanie sektora „nowej energetyki” jest odkrywaniem nowych światów, na dodatek wśród burz i sztormów publicznych i prawnych dyskusji na jej temat.
rozmawiał Piotr Paciorek
fot. East News
Komentarze
Pokaż komentarze