Unijne przepisy wymuszają modernizację polskich systemów ciepłowniczych. Na transformację potrzeba ponad 460 mld zł do 2050 roku

W porównaniu z krajami Europy Zachodniej, gdzie udział OZE w systemach ciepłowniczych przekracza 30 proc., w Polsce jest on na poziomie ok. 12 proc. Dane te potwierdzają, że jesteśmy dopiero na początku procesu transformacji. Modernizacji wymagają zarówno źródła wytwórcze, jak i sieci dystrybucyjne i przesyłowe oraz instalacje u odbiorców końcowych. Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej szacuje, że koszty transformacji mogą sięgnąć nawet 466 mld zł do 2050 roku, ale tylko takie inwestycje pozwolą Polsce sprostać unijnym celom klimatycznym.

– Zgodnie z danymi Urzędu Regulacji Energetyki ponad 60 proc. miksu wytwórczego w ciepłownictwie stanowi węgiel. Dla porównania w przypadku gazu bądź odnawialnych źródeł energii jest to mniej więcej 10 proc., więc widać tu dużą rozbieżność – podkreśla w rozmowie z agencją Newseria Monika Gruźlewska, dyrektorka Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej.

Według danych Urząd Regulacji Energetyki i Komisji Europejskiej Polska pozostaje jednym z najbardziej emisyjnych rynków ciepłowniczych w UE – w krajach Europy Zachodniej udział OZE w systemach ciepłowniczych przekracza już 30 proc., podczas gdy w Polsce wynosi ok. 12 proc. Wyzwaniem jest również charakter sieci – ponad 23 tys. km to wciąż systemy wysokotemperaturowe, które wymagają kosztownej modernizacji, aby mogły integrować źródła niskotemperaturowe, takie jak pompy ciepła czy ciepło odpadowe.

– Mając na uwadze zarówno stan infrastruktury, czyli sieci ciepłowniczych, jak i źródeł wytwórczych, można powiedzieć, że jako Polska jesteśmy na początkowym etapie transformacji. Ona oczywiście się dzieje, bo wśród sektora widoczne jest poruszenie, jeżeli chodzi o realizację inwestycji, natomiast mimo wszystko patrząc na harmonogram transformacji, a także cele, które wynikają z regulacji unijnych, można powiedzieć, że jesteśmy na początku wielkiej transformacji – ocenia Monika Gruźlewska.

Skala czekających sektor wydatków jest olbrzymia. Według analiz PTEC transformacja do 2050 roku może kosztować, w zależności od scenariusza, od 299 do 466 mld zł.

– To ogromna suma, która zawiera w sobie zarówno transformację źródeł wytwórczych, sieci ciepłowniczych, jak i instalacji odbiorczych, czyli tej infrastruktury, która znajduje się u odbiorców końcowych ciepła – tłumaczy dyrektorka PTEC.

Zgodnie z dyrektywą o efektywności energetycznej (EED) państwa członkowskie muszą stopniowo przekształcać systemy ciepłownicze w tzw. systemy efektywne, oparte na kogeneracji i rosnącym udziale OZE. Po 2035 roku udział ciepła odnawialnego i odpadowego w miksie ma wzrosnąć skokowo.

– W związku z tym w przypadku transformacji przedsiębiorstwa ciepłownicze muszą realizować takie inwestycje, aby wpisywać się w definicję systemu efektywnego. To powoduje, że już dziś podejmowane są kluczowe decyzje dotyczące transformacji i tego, jak docelowy miks wytwórczy w danych lokalizacjach będzie wyglądał, ponieważ to on determinuje realizację celów transformacyjnych – wskazuje Monika Gruźlewska.

Analizy PTEC wskazują, że integracja sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego, czyli tzw. sector coupling, pomoże sprostać wymaganiom unijnego pakietu Fit for 55. Kluczowe znaczenie ma m.in. kogeneracja ‒ czyli jednoczesna produkcja energii elektrycznej i ciepła ‒ oraz technologie Power to Heat, umożliwiające wykorzystanie nadwyżek energii z OZE w krajowym systemie elektroenergetycznym do produkcji ciepła. Poprawi to efektywność przetwarzania energii pierwotnej i jednocześnie ograniczy emisję gazów cieplarnianych.

– Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej niedawno opublikowało raport, w którym przeanalizowano różne scenariusze transformacji. Głównie skupiliśmy się na idei sector couplingu, czyli integracji sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego. Z naszych analiz eksperckich wynika, że miksem wytwórczym – optymalnym pod kątem kosztów dla odbiorcy końcowego, ale jednocześnie umożliwiającego spełnić przedsiębiorstwom definicję systemu efektywnego – jest miks, który zawiera w sobie z jednej strony jednostki kogeneracji wytwarzające energię elektryczną i ciepło, ale także uwzględnia kotły elektrodowe, pompy ciepła, jednostki biomasowe. Cały ten system należy wspierać poprzez magazynowanie ciepła – przekonuje dyrektorka PTEC.

Atutem sector couplingu jest dostępność technologii takich jak kogeneracja gazowa, pompy ciepła, kotły elektryczne, magazyny ciepła czy inteligentne systemy zarządzania popytem. Zgodnie z analizami PTEC zmienny koszt wytworzenia ciepła przy optymalnej pracy jednostek kogeneracyjnych i elektrycznych źródeł ciepła wynosi 30 zł/GJ. Dla scenariusza opartego na węglu wartość ta była o 16 proc. wyższa, natomiast w wariancie bez kogeneracji ‒ o 143 proc.

Zdaniem ekspertów PTEC sektor ciepłowniczy dzięki integracji z sektorem elektroenergetycznym może pełnić rolę stabilizatora całego systemu energetycznego – zużywać nadwyżki taniej energii elektrycznej w momentach jej dostępności i odciążać KSE w szczytach popytu. To nie tylko zwiększa bezpieczeństwo, ale i obniża rachunki dla gospodarstw domowych.

– Dzięki pracy jednostek kogeneracji możemy zoptymalizować ceny ciepła, a z drugiej strony, jeżeli będziemy wykorzystywać technologię Power to Heat, to również grając na cenach na rynku energii elektrycznej, możemy zoptymalizować ten koszt dla odbiorcy końcowego ciepła – tłumaczy Monika Gruźlewska.