Nawet blisko pół biliona na transformację energetyczną polskiego ciepłownictwa

Polski sektor ciepłowniczy będzie potrzebował od 300 do 466 mld zł na transformację energetyczną i odejście od paliw kopalnych. Bez tych nakładów nie uda się zdaniem Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej (PTEC) spełnić wymogi unijnego pakietu regulacji Fit for 55.

W raporcie PTEC "Wpływ regulacji UE na transformację sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce – ocena skutków i rekomendacje dla regulacji krajowych" czytamy, że inwestycje prowadzące do dekarbonizacji sektora ciepłownictwa systemowego do 2050 r. należy szacować na 102 – 211 mld zł w przypadku produkcji energii elektrycznej. Nakłady na infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną ciepła Towarzystwo szacuje w przedziale od 82 do 106 mld zł, a na modernizację instalacji odbiorczych od 115 do 149 mld zł. Daje to kwotę od 299 do 466 mld zł.

Długoterminowe ceny ciepła oszacowano w przedziale 100-200 zł za GJ w zależności od rynku, wybranej technologii i struktury paliw. –  Dlatego nie da się zastosować jednego wariantu technologicznego transformacji, należy go dobierać do danego systemu. Lokalne rynki ciepła PTEC podzieliło na sześć grup, dla każdej z nich wskazano po cztery warianty technologiczne – czytamy w raporcie. 

Koniec węgla w ciepłownictwie za siedem lat?

W ocenie branży , ciepłownictwo systemowe powinno około 2031 r. zaprzestać z korzystania z węgla, znaczący spadek zużycia gazu ziemnego to koniec lat 30., pod warunkiem zastąpienia go przez tzw. gazy zdekarbonizowane – biometan i wodór. Znaczący będzie udział biomasy, na którą zapotrzebowanie może wzrosnąć, powodując wzrost jej ceny. Udział energii elektrycznej będzie mniej więcej stały od początku lat 30., zauważalny wkład w przyszłej dekadzie zacznie mieć ciepło odpadowe, np. z oczyszczalni ścieków czy wielkich serwerowni. Wzrośnie udział technologii Power to Heat, służących do zagospodarowania nadwyżek energii elektrycznej z OZE. PTEC spodziewa się do 2050 r. spadku zapotrzebowania na ciepło systemowe o ok. 30 proc., głównie ze względu na wzrost efektywności i termomodernizację budynków.

W raporcie czytamy, że dekarbonizacji polskiego sektora ciepłownictwa nie da się przeprowadzić bez użycia gazu jako paliwa przejściowego oraz biomasy, na którą popyt znacząco wzrośnie. Nawet do 20 mln ton rocznie, podczas gdy historyczny rekord jej zużycia w Polsce to 6 mln ton.

Jako potencjalne problemy Towarzystwo wskazuje kumulację inwestycji w stosunkowo krótkim czasie, co oznacza możliwość wzrostu cen nawet do 20 proc. ze względu na ograniczoną podaż. Z kolei, jeżeli sektor zdecyduje się na masowe wykorzystanie gazu, to jego zużycie w ciepłownictwie może wzrosnąć z 3,5 mld m sześć. dziś do 12 mld m sześć.

Jako najbardziej optymalne technologie w dużych systemach ciepłowniczych PTEC wskazuje kogenerację (CHP) gazową, uzupełnianą w podszczytach przez OZE, a w szczytach przez ciepło z urządzeń Power to Heat jak kotły elektrodowe. Przejście CHP na gazy zdekarbonizowane nie będzie bowiem wymagało budowy źródeł od nowa.

Dla małych systemów PTEC wskazuje jako optymalne rozwiązanie CHP na gaz uzupełnioną kotłem ciepłowniczym na biomasę oraz gazowymi kotłami szczytowymi.

Jak podkreślał w czasie prezentacji raportu Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Rafał Gawin, regulator obserwuje już w sektorze ciepłownictwa zwiększone nakłady inwestycyjne i wzrost udziału energii odnawialnej oraz zmniejszanie śladu węglowego. Zauważył, że w przyszłości sektor stanie się odbiorcą nadwyżek energii a więc i stabilizatorem systemu elektroenergetycznego. Nadrzędnym celem jest nie tylko dekarbonizacja sektora, ale zapewnienie akceptowalności społecznej, a więc i odpowiednich cen dla odbiorców - podkreślił Gawin.

Rynek ciepła na wzór rynku mocy?

PTEC rekomenduje w raporcie wprowadzenie mechanizmu wynagradzającego dyspozycyjność jednostek kluczowych z perspektywy bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego; mechanizmu wsparcia operacyjnego do technologii Power to Heat, obrót gwarancjami pochodzenia ciepła z OZE na rynku szerszym niż obejmujący dany system ciepłowniczy i rozszerzenie gwarancji pochodzenia ciepła o ciepło odpadowe; możliwość współspalania RDF (paliwa z odpadów) i biomasy spełniającej kryteria zrównoważonego rozwoju; usprawnienie działania mechanizmu wsparcia dla jednostek CHP. Towarzystwo rekomenduje tez uproszczenie procedur administracyjnych.

W czasie dyskusji na temat raportu przedstawiciele spółek ciepłowniczych zwracali uwagę przede wszystkim na magazyny ciepła, także wytwarzanego w technologii Power to Heat. Magazyny ciepła w Poznaniu zwróciły się nam znacznie szybciej niż planowano – podkreślał wiceprezes Veolia w Polsce Krzysztof Zamasz. Według prezesa PGNiG Termika Andrzeja Gajewskiego znakomicie sprawdza się akumulator ciepła w stołecznej elektrociepłowni Siekierki, a w innej warszawskiej elektrociepłowni – na Żeraniu – powstaje największy w Europie akumulator. Power to Heat pozwala zagospodarować nadwyżki energii elektrycznej, ale tylko i wyłącznie dzięki magazynowaniu da się zagospodarować tę energię na dłużej, potrzebne są magazyny sezonowe, mogące przechowywać ciepło przez długi okres czasu – powiedział dyrektor Narodowego Centrum Analiz Energetycznych Artur Kopijkowski-Gożuch z Polskich Sieci Elektroenergetycznych. 

Jacek Bogucki z BGK przypomniał natomiast, że w KPO jest ok. 40 mld zł na zieloną transformację miast, i ciepłownictwo mogłoby sięgnąć po te pieniądze. W jego ocenie, banki udźwigną kredyty rzędu 500 mld zł, o ile projekty ciepłownicze będą "bankowalne". Przypomniał też, że KUKE przygotowuje instrument ubezpieczenia do 80 proc. kredytów związanych z transformacją energetyczną, co się przełoży na zwiększenie kwot tych kredytów.

W Polsce ciepło systemowe dociera do 52 proc. gospodarstw domowych, korzysta z niego ok. 15 mln osób.