Czego potrzebuje polskie ciepłownictwo?

Koszt dostosowania polskiego ciepłownictwa do wymagań wynikających z Fit for 55 i Zielonego Ładu do 2050 r. wyniesie między 299 a 466 mld zł. Tak wynika z raportu Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej. Marcin Laskowski, członek zarządu PTEC, w rozmowie z Darią Lisiecką wyjaśnił dlaczego modernizacja tego sektora jest nie lada wyzwaniem i wymaga specjalnego podejścia.

Polski sektor ciepłownictwa jest największym w Europie, a ciepło to nośnik energii, którego zużywa się w Polsce najwięcej – około 60%. To sektor wyjątkowy w skali całego kontynentu, a unijne regulacje nie są dostosowane do jego indywidualnych problemów.

Ciepłownictwo w porównaniu z elektroenergetyką jest rozpatrywane jako trudniejsze do dekarbonizacji. Dlaczego tak jest, co sprawia, iż dla tego sektora osiągnięcie zeroemisyjności stanowi większe wyzwanie?

/ Marcin Laskowski, członek zarządu Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej

Rynek ciepła systemowego jest zdecydowanie bardziej rozdrobniony niż sektor elektroenergetyczny i krajowy system elektroenergetyczny – w Polsce istnieje kilkaset systemów ciepłowniczych. Przez lata ciepłownictwo systemowe nie było postrzegane przez regulacje i politykę klimatyczno-energetyczną UE jako sektor mający znaczący potencjał redukcji emisji gazów cieplarnianych i przyrostu wykorzystania energii z OZE.

Zmieniło się to dopiero przy pracach nad Nowym Zielonym Ładem i pakietem Fit for 55. To spowodowało, iż trajektoria dojścia sektora ciepłownictwa systemowego do neutralności klimatycznej w 2050 r. jest ostrzejsza, niż w przypadku innych gałęzi sektora energetycznego – zwłaszcza biorąc pod uwagę pozycję startową, bo w 2022 r. ponad 66% ciepła koncesjonowanego pochodziło z węgla.

Wiele systemów ciepłowniczych w Polsce pozostaje własnością samorządów, a ceny ciepła od zawsze były elementem polityki lokalnej. Doprowadziło to do sytuacji, w której miejskie spółki nie zgromadziły praktycznie żadnych środków na inwestycje. Spółki te, poza zasobami finansowymi, często nie dysponują również niezbędnym know-how koniecznym do przygotowania i realizacji inwestycji dekarbonizacyjnych.

Polskie ciepłownictwo będzie związane z biomasa? Sprawdź!

Z kolei w większych systemach ciepłowniczych operatorami źródeł ciepła i sieci ciepłowniczych zdecydowanie częściej są spółki energetyczne, które zwykle dysponują odpowiednimi zasobami lub posiadają zdolność do ich pozyskania, aby móc realizować inwestycje dekarbonizacyjne. Problemem jest jednak to, iż zaplanowanie transformacji systemu ciepłowniczego o mocy zainstalowanej cieplnej pow.

1000 MW jest znacznie trudniejsze niż systemu o mocy np. 50 MW. Dodatkową przeszkodą jest to, iż przedsiębiorstwa działające w ramach danego rynku ciepła (systemu ciepłowniczego) zwykle nie są pionowo zintegrowane, co przysparza dodatkowych trudności w zaplanowaniu procesu dekarbonizacji w taki sposób, aby zminimalizować sumaryczne nakłady inwestycyjne, a tym samym – zoptymalizować

koszty zakupu ciepła dla odbiorców końcowych. Do tego dochodzi również kwestia dostępnych technologii pozwalających na stopniowe dochodzenie do neutralności klimatycznej. W tym kontekście spełnienie kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego począwszy od roku 2040 będzie niezwykle trudne.

Według październikowego raportu PTEC koszt transformacji ciepłownictwa do 2050 r. może wynieść blisko 500 mld zł. Skąd sektor może pozyskać tak gigantyczne środki? Przecież w tej chwili boryka się z problemami finansowymi.

Koszt transformacji systemów ciepłowniczych w Polsce wyniesie pomiędzy 299 a 466 mld zł do 2050 r. i to bez uwzględnienia wysoce prawdopodobnego pozainflacyjnego wzrostu nakładów inwestycyjnych. Tak dużego kosztu nie można przenieść w taryfie na odbiorców ciepła sieciowego, chociażby z uwagi na zapewnienie społeczeństwu przystępnych cen ciepła.

Właśnie dlatego kluczowego znaczenia nabierają fundusze zewnętrzne. W tym kontekście pojawia się również konieczność podniesienia progów dopuszczalnej intensywności pomocy w ramach rozporządzenia GBER (zasady UE dot. udzielania pomocy publicznej – General Block Exemption Regulation), uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym, z obecnych 30-45% do poziomu minimum 60% oraz zapewnienie strumienia finansowania transformacji systemów ciepłowniczych.

Wg raportu PTEC kluczowymi technologiami w procesie dekarbonizacji ciepłownictwa są źródła gazowe, biomasowe, geotermalne, wielkoskalowe pompy ciepła i kotły elektrodowe zasilane energią elektryczną z OZE

Jeśli chodzi o dostępność środków finansowych, to biorąc pod uwagę skalę niezbędnych inwestycji, konieczne jest z jednej strony zapewnienie wystarczających funduszy na ich realizację, z drugiej strony natomiast – wprowadzenie uproszczeń w dostępie do szerokiej palety instrumentów pomocowych. Zmian wymaga również zakres do tej pory uzgodnionych programów, takich jak Krajowy Plan Odbudowy, dla którego konieczne jest przedłużenie czasu jego wdrażania oraz Fundusz Modernizacyjny, w odniesieniu, do którego wskazane byłoby umożliwienie dalszego pozyskiwania wsparcia dla jednostek wytwórczych w sektorze ciepłowniczym po 2030 r., w tym tych wykorzystujących wysokosprawną kogenerację.

Jako PTEC rekomendujemy również ustanowienie „Funduszu Transformacyjnego”, czyli Funduszu Transformacji Energetyki. Miałby on stanowić źródło wsparcia inwestycyjnego dla szerokiego spektrum projektów inwestycyjnych w obszarze energetyki, w tym przedsięwzięć z zakresu transformacji ciepłownictwa – zarówno projektów w obszarze wytwarzania, w tym dotyczących kogeneracji, jak i sieci ciepłowniczych. Taki instrument byłby finansowany z przychodów ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2 w ramach systemu ETS.

Cały artykuł przeczytasz w Magazynie Biomasa. Sprawdź:

Tekst: Daria Lisiecka

Zdjęcie: ARCIHIWUM PGE