Rewolucja w ogrzewaniu. Cieplej, taniej, bez węgla

Od połowy marca na czele Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej, kluczowej organizacji zrzeszającej przedsiębiorstwa sektora ciepłownictwa systemowego, stanęła Monika Gruźlewska, która przez ostatnie dziewięć lat była związana z PGE. Uczestniczyła w pracach ministerialnych grup roboczych, w tym Zespołu do spraw transformacji ciepłownictwa przy Ministerstwie Klimatu i Środowiska.

O jakich konkretnie wyzwaniach dla ciepłownictwa mówimy? W jaki sposób mamy systemowo porzucić paliwa kopalne na rzecz odnawialnych źródeł energii? I czy będzie na to wszystko nas stać? To wątki, które poruszam w rozmowie z Marcinem Laskowskim, wiceprezesem zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. oraz członkiem zarządu Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej 

Jakie najważniejsze wyzwania czekają nasze ciepłownictwo w związku z transformacją energetyczną?

Marcin Laskowski: Priorytet, który jest przed nami, to głównie konieczność odchodzenia od węgla jako źródła paliwa do wytwarzania energii. Jego udział konsekwentnie się zmniejsza, lecz mimo to nadal dominuje w polskim miksie energetycznym. Musimy mieć to na uwadze również ze względów historycznych i zasobów, którymi dysponujemy jako kraj. Dobrze pokazują to statystyki - w 2023 r. udział paliw węglowych wynosił 61 proc. wszystkich paliw wykorzystywanych w produkcji ciepła w Polsce. Od 2002 r. udział paliw węglowych zmniejszył się o 20 punktów procentowych i nadal jest on w polskim systemie powyżej europejskiej średniej, która w 2022 r. wyniosła 24,3 proc. Istotny jest obecnie rozwój odnawialnych źródeł energii (OZE) – dla przykładu w 2023 r. ich udział w produkcji ciepła osiągnął poziom 14,4 proc., z czego niemalże całość tej wartości budowało wykorzystywanie biomasy do celów energetycznych.

To są ważne dane, aby móc właściwie ocenić stan i skalę wyzwań, jakie czeka polskie ciepłownictwo. Co ważne, musimy też odpowiedzieć sobie na pytanie o to, dokąd zmierzamy jako sektor? I tu z odpowiedzią śpieszy unijna dyrektywa w sprawie efektywności energetycznej (EED - Energy Efficiency Directive - przyp. red.), która w sposób jednoznaczny wyznacza kierunek transformacji i precyzuje ramy czasowe, w których powinny zostać zrealizowane określone progi udziału poszczególnych energii w miksie wytwórczym. Dyrektywa zakłada, że już od 2035 roku co najmniej 35 proc. energii dostarczanej w ramach systemów ciepłowniczych powinno pochodzić z odnawialnych źródeł energii lub ciepła odpadowego. To bardzo ambitny cel możliwy do osiągnięcia przy odpowiednich założeniach. Warunkiem są odpowiednie zmiany regulacyjne i szeroka dostępność środków pomocowych. Tylko wówczas sektor będzie w stanie sprostać celom wyznaczonym przez politykę klimatyczno-energetyczną UE, przy jednoczesnym zachowaniu bezpieczeństwa dostaw ciepła oraz akceptowalnych społecznie cen ciepła.

Co jest najpilniejszego do zrobienia?

Transformacja to długi i kapitałochłonny proces wymagający dużych nakładów inwestycyjnych, które muszą ponieść przedsiębiorstwa energetyczne. To nie tylko modernizacja istniejących systemów, ale też budowa nowych, nowoczesnych źródeł niskoemisyjnych, integracja wspomnianego OZE, rozwój infrastruktury dystrybucyjnej i cyfryzacja. Cały sektor energetyczny potrzebuje stabilnego i przewidywalnego wsparcia finansowego, zarówno ze środków krajowych, jak i unijnych.

W modernizacji ważna będzie kogeneracja. Dlaczego? Bo to rozwiązanie efektywne energetycznie, które może wspierać elastyczność całego systemu energetycznego oraz zwiększać bezpieczeństwo dostaw energii, np. kiedy rośnie niestabilność sieci elektroenergetycznej. Jej rozwój umożliwia jednoczesne wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej z wykorzystaniem paliw gazowych, a docelowo gazów zdekarbonizowanych – to kluczowy kierunek.

Więcej o ciepłownictwie przeczytasz na Spider’s Web:

Dodatkowy element tego procesu to rozwój technologii Power-to-Heat – czyli konwersji odnawialnej energii elektrycznej w ciepło z wykorzystaniem kotłów elektrodowych, a także pomp ciepła. Technologia ta wymaga szczególnej uwagi, ponieważ może odegrać istotną rolę w integracji systemów ciepłowniczych z OZE, w szczególności w sytuacjach nadwyżek produkcji zielonej energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). Co więc daje Power-to-Heat? To proste, ta technologia pozwala efektywnie wykorzystać tę energię i magazynować ją w postaci ciepła, dzięki czemu można ją dostarczać do odbiorców w systemie ciepłowniczym, wspierając przy tym stabilność KSE.

Aby jednak możliwy był rozwój technologii na szeroką skalę, niezbędne jest wprowadzenie zarówno mechanizmów wsparcia inwestycyjnego, jak i odpowiednie regulacje krajowe, o czym była mowa wcześniej. Chodzi o wprowadzenie zmian do ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji odzwierciedlających przy tym m.in. obecną sytuację rynkową.

Największe zagrożenia?

Transformacja ciepłownictwa systemowego wymaga finansowania, które może pochodzić ze środków publicznych z odpowiednio zaprojektowanym systemem taryfowym. Stworzy to trwały model transformacji ciepłownictwa, który zminimalizuje ryzyko finansowe zarówno dla przedsiębiorstw, jak i – co wydaje się być najważniejsze – dla odbiorców końcowych ciepła.

Wspieramy dekarbonizację - jako sektor ciepłowniczy głośno mówimy o konieczności przedłużenia Funduszu Modernizacyjnego również po 2030 r., co w przypadku Polski wydaje się kluczowym postulatem. Dodatkowo postulowane zmiany rozporządzenia GBER ułatwiłby realizowanie strategii tzw. Europejskiego Zielonego Ładu i umożliwiłby zwiększenie do 60 proc. poziomu intensywności wsparcia na inwestycje ciepłownicze oraz podniesienie progów notyfikacyjnych dla projektów ciepłowniczych do 100 mln euro. 

Kolejna kwestia, na którą bezwzględnie należy zwrócić uwagę, to ceny ciepła dla odbiorców. Przedsiębiorstwa, przygotowując plany dekarbonizacyjne dla poszczególnych lokalizacji, przeprowadzają dokładne analizy wpływu inwestycji na cenę ciepła. Stąd przy wyborze miksu wytwórczego decyzje o minimalizacji kosztów dla odbiorców końcowych przy jednoczesnym osiągnięciu kamieni milowych transformacji wyznaczonych przez przepisy dyrektywy EED wymagają szeregu pogłębionych analiz efektywności ekonomicznej dla wielowariantowych rozwiązań technologicznych.

Czy są przygotowane wieloletnie strategie, pokazujące jak za 20-30 lat mogłoby wyglądać nasze ciepłownictwo?

Opracowujemy strategie transformacji w oparciu o dostępność środków finansowych a przede wszystkim regulacje, zarówno unijne, jak i krajowe, uwzględniające lokalną specyfikę rynkową. Co istotne, na poziomie krajowym również potrzebne są spójne i długofalowe strategie dla sektora energetycznego, które to wskażą kierunek transformacji, zapewnią przewidywalność dla inwestorów, samorządów czy też społeczeństwa.

Obecnie mamy brak jednoznacznej strategii dla ciepłownictwa, która uwzględnia krajowe cele klimatyczne, określa harmonogram i narzędzia realizacji polityki energetycznej państwa. Cały sektor, od dłuższego czasu czeka na Politykę Energetyczną Polski do 2040 r., Krajowy Plan w dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK) czy Strategię dla ciepłownictwa.

Coraz głośniej mówi się o dekarbonizacji Sanoka, gdzie receptą na paliwa kopalne - w ujęciu całego miasta - ma być fotowoltaika. Czy to jest do zrobienia, przynajmniej teoretycznie, w skali całego kraju?

Warto wiedzieć, że ciepłownictwo systemowe w Polsce składa się z wielu lokalnych systemów, na których działa prawie 400 koncesjonowanych przedsiębiorstw energetycznych, a także przedsiębiorstwa, które koncesji nie posiadają. Każdy system ma swoją specyfikę - indywidualnie podchodzi do wyboru miksu wytwórczego i paliw. W systemie ciepłowniczym przyszłości będzie występował miks różnych technologii, których dobór, poza możliwościami technicznymi, będzie zależny od wypełnienia celów ustanowionych w unijnej polityce klimatyczno-energetycznej. Równie ważna będzie optymalizacja kosztów wytworzenia i dostawy ciepła do klientów.

W systemach ciepłowniczych, zwłaszcza w większych miastach, liczba technologii możliwych do wykorzystania w procesie dekarbonizacji jest ograniczona, stąd na przykład inwestycje w jednostki kogeneracyjne czy źródła wykorzystujące biomasę. W wielu lokalizacjach źródła te są jedyną szansą na osiągnięcie przez system ciepłowniczy status efektywnego. Natomiast nie są to jedyne źródła ciepła, które będą miały swoje miejsce w miksie wytwórczym. Pamiętać należy także o wielkoskalowych pompach ciepła, które dzięki swojej specyfice działania mogą pracować w tzw. podstawie, a więc zapewniać stabilne i ciągłe dostawy ciepła do systemu, czy kotłach elektrodowych, które pozwalają na wykorzystanie nadwyżek energii elektrycznej z OZE do produkcji ciepła. Niestety, obecnie technologia ta napotyka barierę regulacyjną. Dam prosty przykład – brak jest jednoznacznych przepisów przesądzających, że ciepło wytworzone w kotłach elektrodowych przy użyciu energii elektrycznej z OZE kwalifikuje się jako ciepło odnawialne. To sprawia, że potencjał tej technologii pozostaje w dużej mierze niewykorzystany. Mimo że mogłaby ona odegrać istotną rolę w bilansowaniu systemu energetycznego oraz zwiększeniu elastyczności systemu.

W kontekście definicji efektywnego systemu ciepłowniczego zawartej w dyrektywie EED, szczególnego znaczenia nabiera również ciepło odpadowe, które traktowane jest na równi z energią odnawialną. W Polsce rynek klasycznego ciepła odpadowego, pochodzącego m.in. z serwerowni, zakładów przemysłowych czy centrów logistycznych, dopiero się rozwija. Warto jednak podjąć szerszą dyskusję o rozszerzeniu kwalifikacji tego typu ciepła, tak aby objąć nim także inne źródła – na przykład ciepło pochodzące z procesów spalania odpadów komunalnych, które wciąż pozostaje poza formalną definicją, mimo że z punktu widzenia efektywności energetycznej oraz ochrony środowiska mogłoby być istotnym uzupełnieniem miksu ciepłowniczego.

Jakich nakładów będzie potrzebowała transformacja ciepłownictwa, są jakieś szacunki?

Jak wynika z obliczeń Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej, koszty transformacji sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce są ogromne. W zależności od przyjętego scenariusza dekarbonizacji, łączna wartość nakładów inwestycyjnych potrzebnych do 2050 r. waha się od 299 mld zł do 466 mld zł. Tak wysokie wartości obejmują nie tylko modernizację i budowę nowych źródeł wytwórczych, ale także przebudowę infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej, integrację z nowymi technologiami, magazynowanie energii, rozwój inteligentnych systemów zarządzania oraz wdrażanie innowacyjnych rozwiązań pozwalających spełnić unijne wymagania dotyczące efektywnych systemów ciepłowniczych.