Kierunki transformacji polskiego ciepłownictwa wynikają obecnie z rosnących wymagań regulacyjnych. W sytuacji, gdy nie ma jednej technologii ani jednego modelu dekarbonizacji ciepłowni, ważną rolę w dokonywanych przekształceniach może odegrać rządowa Strategia transformacji ciepłownictwa do 2040 r.
Partnerem publikacji jest PGE
Polskie ciepłownictwo systemowe jest drugim co do wielkości, po Niemczech, rynkiem w Unii Europejskiej. Tworzy je niemal 400 przedsiębiorstw ciepłowniczych, które dostarczają swoje usługi do ponad 15 mln mieszkańców naszego kraju. Znaczna część polskich ciepłowni działa na zasadzie spalania paliw kopalnych i dostarcza swoje usługi przy pomocy infrastruktury w wielu przypadkach zdekapitalizowanej. Szacuje się, że modernizacja polskiego ciepłownictwa będzie wymagała wydatkowania ponad 200 mld zł do 2040 r. Zgodnie z założeniami unijnej reformy systemu handlu emisjami (ETS), tzw. darmowe uprawnienia dla ciepłownictwa systemowego mają zostać całkowicie wygaszone do roku 2040, a od 2031 r. do systemu ETS mają zostać dołączone spalarnie odpadów komunalnych.
– Ciepłownictwo odgrywa ważną rolę w transformacji energetycznej, ale nasze wyzwania związane z zapewnieniem stabilnych dostaw ciepła nie są do końca rozumiane w Brukseli. W Polsce przez długie lata zużywano więcej ciepła niż energii elektrycznej, co pokazuje skalę działania i rolę, jaką ciepłownictwo odgrywa dla bezpieczeństwa energetycznego kraju. Jednocześnie nasze ciepłownictwo ma potężny potencjał wspomagania całego systemu elektroenergetycznego przez kogenerację, czyli technologię generowania energii elektrycznej i ciepła w sposób bardzo lokalny, bez konieczności zaangażowania sieci przesyłowych do transportu energii. Ciepłownictwo może odgrywać rolę stabilizatora w tym systemie, produkując prąd z kogeneracji, a przez inwestycje w kotły elektrodowe i w połączeniu z pompami ciepła oraz magazynami ciepła może absorbować okresowe nadwyżki taniej energii elektrycznej z systemu, a także ją przechowywać jako ciepło, by w czasie pojawienia się potrzeb dokonać podaży. W 2025 r. wymuszone ograniczenie produkcji energii z OZE osiągnęło poziom 1,3 TWh, a w tym roku – do początku września to było już 1,7 TWh – mówił Marcin Laskowski, wiceprezes zarządu PGE ds. Regulacji, podczas panelu „Ciepłownictwo – wielka dekarbonizacja”, odbywającego się w ramach konferencji „Energy Days” w Katowicach.
Systemowo i lokalnie
Rząd przygotowuje strategię transformacji ciepłownictwa do 2040 r. Ten kompleksowy dokument określa cele, koszty i kierunki modernizacji polskiego ciepłownictwa systemowego. Jak podkreślił Konrad Wojnarowski, podsekretarz stanu w Ministerstwie Energii, jego realizacja będzie zależała od przyjęcia dobrej legislacji i zbudowania systemu finansowego wspierania zmian.
Obecnie podstawowym surowcem dla większości polskich ciepłowni jest węgiel. Transformacja ma więc polegać na tym, by do 2040 r. w pełni zastąpić ten surowiec nisko- lub bezemisyjnymi źródłami energii, gdzie udział OZE w jej dostarczaniu ma przekroczyć 50 proc. Ogromne oczekiwania budzi wdrożenie w ciepłownictwie technologii PtH (Power-to-Heat), polegającej na zamianie energii elektrycznej w ciepło. Szacunkowy koszt modernizacji sektora ciepłowniczego przekroczy 200 mld zł.
Magdalena Bezulska, dyrektor generalny Veolia, zauważyła, że na transformowanie ciepłownictwa nie należy patrzeć wyłącznie od strony całego systemu ciepłowniczego. Trzeba do tego dodać perspektywę lokalną i uwzględniać możliwości użycia przez ciepłownie wielu paliw, zwłaszcza tych dostępnych lokalnie.
Przykładowo, instalacje kogeneracyjne wykorzystujące odpady wymagają odpowiedniej skali działania, w tym stałego dostępu do 100 tys. ton odpadów oraz zlokalizowania w pobliżu społeczności liczącej co najmniej 300 tys. ludzi.
Dlatego coraz częściej wskazuje się, że transformacja ciepłownictwa powinna opierać się na rozwiązaniach dostosowanych do specyfiki poszczególnych miast i regionów. Bez takiego podejścia transformacja lokalnych ciepłowni będzie dłuższa i bardziej kosztowna, również po stronie odbiorców ciepła.
Pożytkowanie wielu paliw tworzy, zdaniem Adama Kampy, prezesa zarządu Szczecińskiej Energetyki Cieplnej z Grupy E.ON, nie tylko lokalną architekturę bezpieczeństwa energetycznego, ale i elastyczność usług ciepłowniczych. Instalacje w Szczecinie będą spalać biomasę, ale też gaz, lekki olej, biogaz, bioetanol. Mają czerpać energię także z geotermii, z ciepła odpadowego, z kotła elektrodowego, a w ten sposób elastycznie sięgać po różne źródła energii, odpowiednio do sytuacji rynkowej.
– Obecnie duże grupy kapitałowe mają zdecydowanie większe możliwości w pozyskiwaniu kapitału na transformację swoich ciepłowni niż lokalne zakłady, którym może brakować zasobów – kapitału własnego bądź zdolności kredytowej – zauważył Marcin Laskowski z PGE.
Efektywność najważniejsza
Integralną częścią transformacji ciepłownictwa jest wdrażanie nowych technologii informatycznych, np. Internetu Rzeczy (IoT) czy sztucznej inteligencji, w celu optymalizacji produkcji, dystrybucji i zużycia ciepła.
Jak zauważył Piotr Dembiński, członek zarządu Gdańskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej, wciąż za mało mówimy o tym, że to, ile ciepła i energii pozyskamy ze spalania różnego typu paliw, zależy w niemałym stopniu od platform cyfrowych, jakie te procesy obsługują. Tymczasem bez precyzyjnego zarządzania podażą energii oraz monitorowania popytu i zużycia dużo energii pozostaje niewykorzystanej.
Marcin Staniszewski, prezes zarządu TAURON Ciepło, wskazał natomiast, że narzędzia cyfrowe wspierają ciepłownie nie tylko w optymalizacji podaży energii, ale również w precyzyjnym prognozowaniu popytu. Wśród efektywności, jaką ciepłownictwo ma osiągnąć w wyniku transformacji, ważna jest też efektywność kosztowa. To kryterium nakazuje dokładnie oszacować popyt na ciepło, by dzięki temu nie doszło do przewymiarowania całego systemu, jaki będzie się wyłaniał w trakcie wprowadzania zmian w skali kraju, ale też w skali lokalnej.
Mateusz Pindel, prezes zarządu Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Katowicach, zwracał natomiast uwagę na kwestie finansowania inwestycji. Podał przykład ciepłowników ze Śląska, wnioskujących do NFOŚiGW o dofinansowanie projektów ciepłowniczych, które są starannie przygotowane, zbilansowane i ekonomicznie oszacowane. Podkreślał, że ta skrupulatność przygotowania projektów pozwala im liczyć na znaczne wsparcie finansowe, które w określonych przypadkach może sięgnąć nawet 100 proc. kosztów kwalifikowanych.
Wskazane dla powodzenia transformacji energetycznej jest pogłębianie partnerstwa energetyki z przemysłem. Jacek Chodkowski, prezes zarządu Grupy Dalkia w Polsce, krytycznie ocenia entuzjastyczne oceny korzyści wynikających z takiej współpracy sektorów – ciepło odpadowe z przemysłu jest niskotemperaturowe, a ciepłownictwo generuje ciepło wysokotemperaturowe.
– Powodzenie transformacji energetycznej, która z klasycznej energetyki i ciepłownictwa uczyni jeden system naczyń połączonych, zależy od efektywności technologicznej, legislacyjnej i finansowej. Miks paliwowy, który zaczynamy wprowadzać do ciepłownictwa, świetnie wpisuje się w strategię zmian w elektroenergetyce. Przez to, że inwestujemy w kotły elektrodowe, magazyny i pompy ciepła, wykazujemy zdolność do absorpcji nadwyżek energii w systemie elektroenergetycznym. Z drugiej strony elektroenergetyka, dzięki współpracy z ciepłownictwem, uzyskuje zdolność elastycznego dostarczania energii, odpowiednio do bieżącego zapotrzebowania. W takiej sytuacji konieczne jest wypracowanie odpowiedniego systemu taryfowego oraz uwzględnienie kogeneracji w przyszłym modelu rynku mocy. Dla przyspieszenia tak potrzebnych inwestycji w ciepłownictwie musimy też zatroszczyć się o koordynację transformacji dokonywanej w elektroenergetyce, zwłaszcza w punktach styku tych sektorów, gdzie dochodzi do przyłączenia i wyprowadzenia energii w obie strony – konkludował Marcin Laskowski, wiceprezes zarządu ds. regulacji w PGE.
Partnerem publikacji jest PGE
