Na transformację ciepłownictwa potrzeba 400 mld zł. Duże firmy sobie poradzą, małe będą miały kłopot

Duże firmy ciepłownicze w Polsce dysponują odpowiednią wiedzą, mają zasoby kadrowe i finansowe. Ale w Polsce prawie 60 proc. firm ciepłowniczych to niewielkie podmioty, które będą miały wielki problem z transformacją. 

– Zgodnie z analizami PTEZ koszty transformacji polskiego ciepłownictwa w perspektywie 2040 r. wyniosą, w zależności od scenariusza, pomiędzy 276 mld a 418 mld zł. Kwota ta, z dużym prawdopodobieństwem, zwiększy się ze względu na duże nałożenie się na siebie frontów robót – wylicza Dorota Jeziorowska, dyrektor w Polskim Towarzystwie Elektrociepłowni Zawodowych (PTEZ).

Kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego wkrótce się zmieni
Bardzo bliska jest perspektywa wchodzenia kolejnych kamieni milowych procesu transformacji europejskiego ciepłownictwa, które spowodują konieczność oddawania do użytku i planowania kolejnych inwestycji.

Pierwsza duża zmiana – definicji efektywnego systemu ciepłowniczego – nastąpi już 1 stycznia 2028 r. Część systemów ciepłowniczych w Polsce jest już dostosowanych do tej nowej definicji, w przypadku części te inwestycje są planowane lub trwają.

Wyniki firm ciepłowniczych za 2023 r. były lepsze. Jest potencjał dekarbonizacji przy zachowaniu efektywności
Od dawna przedsiębiorstwa ciepłownicze skarżyły się, że obowiązujące regulacje powodują, że ich rentowność jest bardzo niska. Teraz podobno jest lepiej. 

– Wyniki firm ciepłowniczych są trochę lepsze za 2023 r. Widać, że polskie przedsiębiorstwa mają potencjał, które powinny wykorzystać jak najlepiej do tego, aby móc się dekarbonizować. Regulator te działania obserwuje i widzi, że inwestycje – w mniejszej lub większej skali – są podejmowane w celu osiągnięcia lub utrzymana statusu efektywnego przedsiębiorstwa ciepłowniczego – zauważa Anna Mielcarek, dyrektor Departamentu Rynków Energii Elektrycznej i Ciepła w Urzędzie Regulacji Energetyki (URE). 

Jak podkreśla, duże inwestycje, które są cały czas przed ciepłownictwem, potrzebują wsparcia finansowego i administracyjnego, potrzebują też jasnych przepisów, żeby dekarbonizacja przebiegała w sposób akceptowalny społecznie.

– To ważne przede wszystkim dla odbiorców indywidualnych, którzy korzystają z ciepła systemowego. Obserwowaliśmy reakcję tych odbiorców na gwałtowne wzrosty cen i nie były one akceptowalne, bez względu na to, co się działo w otoczeniu rynkowym. Dlatego też potrzebna była interwencja państwa – podkreśla Anna Mielcarek.

Jej zdaniem trzeba równoważyć interes odbiorcy i przedsiębiorcy, żeby cena ciepła była akceptowalna. 

Cena ciepła musi być akceptowalna dla odbiorcy końcowego. Trzeba wykorzystać wszystkie dostępne technologie
Ważną rolę będzie odgrywało utrzymanie efektywności systemu ciepłowniczego.

– Podchodzimy do tego głównie ewolucyjnie, a nie rewolucyjnie. Głównym powodem są finanse, a po drugie, nie możemy zapominać, że cena ciepła ma być akceptowalna dla klienta końcowego. Nie sztuką jest zainwestować olbrzymie pieniądze, tylko potem cena tego ciepła będzie nieakceptowalna dla odbiorcy końcowego i pójdziemy w stratę – mówi Mariusz Michałek, wiceprezes PGE Energia Ciepła. 

Firma chce wykorzystywać wszystkie możliwe dostępne technologie, pilnie obserwuje ich rozwój

– Odchodzimy od węgla, w naszej grupie nie ma już węgla brunatnego – EC Zgierz wykorzystywała węgiel brunatny do 2023 r., teraz to jest jednostka gazowa – wskazuje Mariusz Michałek. Podkreśla, że bez gazu nie uda się przejść do zeroemisyjnej produkcji ciepła. Gaz jest traktowany jako paliwo przejściowe, które pozwoli w perspektywie 2050 r. stać się firmom ciepłowniczym netto zeroemisyjnymi.

– Do 2030 r. chcemy we wszystkich naszych jednostkach zrezygnować z węgla kamiennego – zapowiada Mariusz Michałek.
PGE Energia Ciepła rozwija program power to heat, czyli kotły elektrodowe. W 2022 r. w gdańskim oddziale spółki oddana została do eksploatacji nowa kotłownia o mocy 130 MW, z pierwszymi w Polsce kotłami elektrodowymi zasilanymi energią elektryczną.
Do 2028 r. PGE Energia Ciepła zamierza wydać na inwestycje blisko 8 mld zł. 

Gaz jako paliwo przejściowe? Tak, ale są alternatywy: biomasa, odpady, a nawet ścieki
– W Fortum myślimy o transformacji w sposób realistyczny, ale i odważny. Odwaga to jest coś, czego ciepłownictwo potrzebuje – podkreśla Piotr Górnik, prezes Fortum Power and Heat Polska.

Jego zdaniem docelowym modelem dekarbonizacji ciepłownictwa systemowego jest jego elektryfikacja, należy brać przy tym również pod uwagę uwarunkowania lokalne.

– Posiadamy w Polsce dwie nowoczesne elektrociepłownie, jedna ma 5, a druga 15 lat, więc trudno myśleć, że spiszemy je na straty. W tych jednostkach zastępujemy węgiel biomasą i paliwami pochodzącymi z odpadów komunalnych. Zaczęliśmy ten proces w 2021 r. Dzisiaj oferty, jakie dostajemy, są dwukrotnie lub jeszcze wyższe, niż zakładaliśmy to w 2021 r. W związku z tym model odejścia od spalania węgla musimy jeszcze raz przekalkulować i wybrać optymalne sposoby tak, żeby dostosować nasz model i zachować konkurencyjność i atrakcyjność cenową dla naszych klientów – informuje Piotr Górnik. 

Fortum widzi też konieczność zastosowania gazu jako paliwa przejściowego, szczególnie w dużych systemach ciepłowniczych.
– Myśląc o nowych jednostkach produkujących ciepło, skupiamy się przede wszystkim na pompach ciepła wykorzystujących lokalne zasoby. Przykładem takiego rozwiązania może być Wrompa, czyli pompa ciepła pracująca na ściekach nieoczyszczonych we Wrocławiu. We wrześniu powinniśmy ją uruchamiać – zapowiada Piotr Górnik. 

Ma to być największa w Polsce systemowa pompa ciepła. Projekt realizowany jest we współpracy Fortum z Miejskim Przedsiębiorstwem Wodociągów i Kanalizacji na terenie przepompowni ścieków Port Południe we Wrocławiu. 

Węgiel w wysokosprawnej kogeneracji będzie można stosować do 2034 r.
– Proces dekarbonizacji i zazielenienia polskiego ciepłownictwa już się zaczął. W dużych jednostkach chcemy przejściowo wykorzystywać gaz. W mniejszych lokalizacjach mogą to być silniki gazowe, w niektórych lokalizacjach chcemy też postawić na biomasę. Tu nie chodzi o budowanie nowych bloków, ponieważ ich koszty są obecnie dwa razy wyższe niż kilka lat temu, ale kotły fluidalne łatwo można przerobić na biomasę – podkreśla Marcin Staniszewski, prezes Tauron Ciepło.

Spółka stawia również na kotły elektrodowe, ta technologia może dać możliwość zazielenienia ciepła w okresach letnich, kiedy produkowana jest tylko ciepła woda (CWU)

– W małych systemach myślimy, żeby centralne jednostki rozproszyć, żeby źródło było bliżej odbiorcy, co pozwoli na ograniczenie strat sieciowych. Byłyby do tego wykorzystywane pompy ciepła. W małych systemach, poniżej 20 MWt, rozcięcie takiej sieci jest bardziej elastyczne. Liczymy, że na tego typu działania będziemy mogli pozyskać środki pomocowe – wskazuje Marcin Staniszewski.
W jego ocenie, jeżeli mamy kogenerację wysokosprawną, to w takich jednostkach stosowanie węgla jest możliwe do 2034 r. Od 2035 r. trzeba mieć 35 proc. OZE lub ciepła odpadowego. 

Veolia chce skończyć ze spalaniem węgla już w 2030 r.
– Veolia myśli globalnie, jesteśmy obecni w 58 krajach, zajmujemy się wodą, zagospodarowaniem odpadów i energetyką, ale działamy lokalnie i patrzymy, gdzie jesteśmy i jakie mamy uwarunkowania. W Polsce jesteśmy nie tylko w trzech dużych metropoliach, jak Łódź, Poznań i Warszawa, ale również w 60 miastach powiatowych, gdzie proces dekarbonizacji jest najtrudniejszy – tłumaczy Krzysztof Zamasz, wiceprezes i dyrektor handlowy Grupy Veolia w Polsce oraz prezes Veolia Energy Contracting Poland.

Także on podkreśla, jak dużym wyzwaniem dla sektora od strony organizacyjnej, inżynierskiej i finansowej jest takie zdekarbonizowanie, żeby klient był w stanie za to zapłacić.

– Chcemy odejść od stosowania węgla w naszych instalacjach już w 2030 r., a neutralność klimatyczną chcemy osiągnąć w 2050 r. Aby osiągnąć te cele, chcemy wykorzystać wszystkie dostępne technologie – zaznacza Krzysztof Zamasz.

Przypomina, że w 2023 r. Veolia Energia Polska, Veolia Energia Poznań oraz firma Innargi podpisały list intencyjny w zakresie zbadania potencjału realizacji inwestycji w źródło ciepła zasilane energią geotermalną o mocy 100 MW.

Także w Poznaniu, na przełomie 2024 i 2025 r., Veolia planuje uruchomienie nowych bloków gazowych o łącznej mocy cieplnej do 214 MW i mocy elektrycznej do 114 MW.

W Łodzi Veolia przygotowała projekt rozbudowy elektrociepłowni EC4 o Zakład Odzysku Energii (ZOE) na paliwo alternatywne, tzw. frakcji resztkowej powstałej w procesach odzysku i recyklingu odpadów komunalnych. Nowa jednostka ma mieć moc 50 MWt i 24 MWe, wkrótce ma się zacząć budowa tego bloku.

W maju 2024 r. w Lidzbarku Warmińskim oddano do eksploatacji tzw. Ciepłownię Przyszłości, czyli instalację wykorzystującą wysokosprawne układy pomp ciepła, instalacje fotowoltaiczne oraz system magazynów ciepła. 

Polska, czyli ziemia obiecana europejskich ciepłowników
– Kiedy przyjechałem ponad rok temu do Polski, do Szczecina i 23 innych miejsc, gdzie dostarczamy ciepło, Polska była dla mnie rajem. Pochodzę z Niemiec, gdzie mniej niż 10 proc. ciepła generowane jest w systemach ciepłowniczych. Przyjeżdżając do kraju, gdzie ok. 40 proc. ciepła jest w takim systemie, widziałem wspaniałą perspektywę. Chcielibyśmy być na poziomie, na którym jest Polska – mówi Jörn-Erik Mantz, członek zarządu, country head for energy infrastructure solutions w E.ON Polska Energy Infrastructure Solutions.

Podkreśla, że w Polsce, gdzie sieci ciepłownicze odpowiadają za ok. 40 proc. dostaw ciepła, transformacja może być bardziej sprawna i wydajna. 

W Niemczech, kiedy zaczęto finansować zakup i montaż pomp ciepła, zauważono, że nie ma wystarczająco wiele osób potrafiących te pompy instalować. Rząd zmusił więc wszystkie miasta i społeczności, by stworzyły plany rozwoju miejskich sieci ciepłowniczych, aby zwiększyć ich udział z 10 proc. do 25 proc. W scentralizowanych jednostkach dekarbonizacja jest łatwiejsza. 

– W Niemczech w ciepłownictwie węgiel stanowi ok. 10 proc. paliwa, w Polsce to jest ok. 68 proc., transformacja polskiego ciepłownictwa jest więc sporym wyzwaniem. Problem polega na tym, że inwestycje są kosztowne i mogą przełożyć się na ceny ciepła. Pytanie, jak Polska przejdzie na system bardziej zrównoważony, który będzie w stanie pokryć wszystkie koszty – zaznacza Jörn-Erik Mantz. 

Droga do dekarbonizacji zależy do skali. Duży może więcej, a mniejszy może mieć kłopoty
Warto pamiętać o różnej wielkości i różnym potencjale polskich firm ciepłowniczych.

– Nie mam wątpliwości, że duże firmy, jak Fortum, E.ON czy Veolia, na pewno sobie poradzą na rynku. Dysponują odpowiednią wiedzą, mają odpowiednie zasoby kadrowe i mają też środki finansowe, żeby realnie myśleć o realizacji projektów. W Polsce prawie 60 proc. firm ciepłowniczych to są firmy mające mniej niż 50 MW lub niewiele więcej. To bardzo małe przedsiębiorstwa, które moim zdaniem sobie nie poradzą – wylicza Krzysztof Skowroński, dyrektor Departamentu Transformacji Ciepłownictwa w Krajowej Agencji Poszanowania Energii (KAPE).

Jak dodaje, jeżeli spojrzymy na wymagania unijne, te już obowiązujące i te, które dopiero mają wejść w życie, widać w nich brak zrozumienia dla sytuacji polskiego ciepłownictwa. Zarówno jeśli chodzi o kwestie technologiczne, jak i środki finansowe, które są wymagane do transformacji.

– Ciepłownictwo w Polsce jest modernizowane dłużej niż 30 lat, robiliśmy postępy, modernizując krok po kroku źródła, układy kogeneracyjne i sieci preizolowane. Zostały już poniesione bardzo duże nakłady finansowe – przypomina Krzysztof Skowroński. 

Transformacja ciepłownictwa oparta na trzech filarach: legislacja, technologia i edukacja
– Rośnie świadomość, że bez ciepłownictwa systemowego transformację całego sektora energetycznego będzie trudno przeprowadzić. Będzie tak ze względu na potencjał ciepłownictwa, to tysiące megawatów i setki miejsc w Polsce, gdzie są przedsiębiorstwa ciepłownicze, z olbrzymim potencjałem rozwoju magazynów ciepła – zwraca uwagę Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie (IGCP).

Podkreśla, że dla transformacji sektora potrzebna jest równowaga pomiędzy trzema filarami, są to legislacja, technologia i edukacja. Edukacja ma być prowadzona zarówno na poziomie gospodarstw domowych, jak i przedsiębiorstw ciepłowniczych.
Filar technologiczny to dekarbonizacja.

– Mówimy o dekarbonizacji, ponieważ odchodzimy od węgla kamiennego, gaz ziemny będzie jeszcze długo wykorzystywany w ciepłownictwie – prognozuje Jacek Szymczak.

Z kolei legislację trzeba podzielić na unijną i krajową. W przypadku legislacji unijnej do najważniejszych dokumentów należą dyrektywa o ETS, o efektywności energetycznej, o charakterystyce energetycznej budynków i taksonomia. Przypomina, że w taksonomii gaz ziemny uznany jest jako paliwo przejściowe.

Jego zdaniem pozytywną zmianą w dyrektywie o ETS jest to, że od 2025 r. przedsiębiorstwo, które zrobi plan osiągnięcia neutralności klimatycznej, będzie mogło przeznaczać równowartość 30 proc. wartości uprawnień do emisji CO2 na realizację inwestycji dekarbonizacyjnych. To wymaga jednak zmian w polskim prawie energetycznym.

– Po krajowej legislacji czekamy na Krajowy plan na rzecz energii i klimatu (KPEiK), potem na Politykę energetyczną Polski do 2040. Z PEP powinna wynikać strategia dla ciepłownictwa – podsumowuje Jacek Szymczak.

KPEiK będzie gotowa prawdopodobnie pod koniec 2024 r., PEP2040 to początek roku 2025, zatem strategia dla ciepłownictwa ujrzy światło dzienne jeszcze później. 

źródło: wnp.pl