Do 211 mld zł na źródła wytwórcze, do 106 mld zł na sieć. Transformacja ciepłownictwa według PTEC

© rozentuzjazmowany

Z raportu „Wpływ regulacji UE na transformację sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce. Ocena skutków i rekomendacji w zakresie regulacji krajowych⁽¹⁾”, wydanego w październiku br. przez Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej (PTEC - do niedawna Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych) wynika zatem, że spełnienie wymogów pakietu Fit for 55 może oznaczać od 102 mld zł do 211 mld zł nakładów na infrastrukturę wytwórczą energii cieplnej. W przypadku przesyłu i dystrybucji mowa o sumie 82 mld zł – 106 mld zł, natomiast modernizacji instalacji odbiorczych – od 115 mld zł do 149 mld zł. - Transformacja nie jest przed nami; ona już trwa – podczas poświęconej premierze raportu konferencji prasowej 15 października br. sytuację branży lapidarnie podsumował prezes Urzędu Regulacji Energetyki Rafał Gawin. Publikacja omawia szacunki przeprowadzone dla występujących w Polsce rynków ciepła, które sklasyfikowano według mocy zamówionej cieplnej w sześciu kategoriach - począwszy od tej do 20 MW, do ostatniej powyżej 500 MW. Jak czytamy, zastosowany model uwzględnia szczegółowe założenia makroekonomiczne, technologiczne i rynkowe, przeliczając dla każdego roku najbardziej efektywne kosztowo źródła ciepła. Bierze przy tym pod uwagę spełnienie wymogów efektywnego systemu ciepłowniczego zgodnie z unijną dyrektywą o efektywności energetycznej, a także koszty zmienne produkcji.

Czytaj też: Pandera: transformacja energetyczna w Polsce jest oddolna, ale potrzebuje sternika

270 g CO₂/kWh

Tytułowe regulacje, które mają wpłynąć na transformację sektora ciepłownictwa systemowego, to przede wszystkim wspomniana już dyrektywa w sprawie efektywności energetycznej (ang. energy efficiency directive – EED) z 13 września 2023 r., a także tzw. dyrektywa budynkowa (ang. energy performance of buildings directive – EPBD), dyrektywa RED III oraz zrewidowana dyrektywa o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych EU ETS. Przypomnijmy kluczowe założenia wymienionych dokumentów.

Dyrektywa EED wskazuje unijny cel redukcji zużycia energii do 2030 r. o 11,7% w stosunku do prognoz ze Scenariusza Referencyjnego 2030, wprowadza kryterium emisyjne dla wysokosprawnej kogeneracji (270 g CO₂/kwH) i określa nowe reguły uznawania systemów ciepłowniczych i chłodniczych za efektywne, związane z udziałem energii odnawialnej, ciepła odpadowego czy pochodzącego z kogeneracji. EPBD zakłada natomiast zmniejszenie zużycia energii pierwotnej w sektorze budynków, wprowadza świadectwa charakterystyki energetycznej i narzuca tworzenie krajowych planów renowacji budynków; jak zakładają autorzy - w efekcie zapotrzebowanie na ciepło się zmniejszy. Z kolei dyrektywa RED III wprowadza m.in. cele dotyczące udziału OZE w systemach ciepłowniczych i chłodniczych (aspiracyjny cel wzrostu o 2,2 pp. rocznie w latach 2021-2030) czy nowe kryteria zrównoważonego rozwoju biomasy. Zmiany dyrektywy ETS ograniczają natomiast przydział bezpłatnych uprawnień dla ciepłownictwa; zapowiadają też włączenie do systemu spalarni odpadów i zwiększają cel redukcji emisji gazów cieplarnianych do 62% w porównaniu z poziomami z roku 2005.

Czytaj też: Stać nas na 40% OZE w 2030. Rekomendacje Forum Energii w związku z RED III

Biometan zastąpi biomasę

Kluczowe technologie oraz źródła energii do wykorzystania w toku dekarbonizacji, na które wskazują eksperci z PTEC, to gaz ziemny, biomasa, geotermia, wieloskalowe pompy ciepła oraz kotły elektrodowe zasilane energią elektryczną ze źródeł odnawialnych. Jak czytamy w raporcie, na potrzeby analizy wybrano rozwiązania ze znanymi doświadczeniami eksploatacyjnymi, które w przyszłości będą mogły być uzupełnione gazami zdekarbonizowanymi, tj. zielonym wodorem lub biometanem, a także ciepłem odpadowym czy magazynami ciepła. Autorzy stwierdzają, że w kontekście osiągania kamieni milowych z art. 26 EED, dotyczących udziału w efektywnych systemach ciepłowniczych i chłodniczych energii z OZE, z kogeneracji lub ciepła odpadowego, paliwem przejściowym będzie w dalszym ciągu gaz ziemny. Zastosowanie wysokosprawnej kogeneracji gazowej będzie wpisywać się w definicję efektywnego systemu chłodniczego do końca roku 2039. – Po tym okresie, o ile będzie dostępny wystarczający wolumen gazów zdekarbonizowanych, jest możliwe wykorzystanie części tych aktywów jako instalacji OZE – stwierdzają eksperci. Przewidują przy tym wzrastający stopniowo udział źródeł Power to heat, a zwłaszcza pomp ciepła i kotłów elektrodowych z magazynami ciepła.

Rosnące wymogi co do udziału OZE spowodują także zwiększone zużycie biomasy; jak omawiając poszczególne warianty technologiczne transformacji sektora podczas konferencji stwierdził Paweł Stępień, przedstawiciel PTEC i dyrektor departamentu inwestycji w Polskiej Grupie Inwestycyjnej, wykorzystanie tego źródła może sięgnąć nawet 20 mln ton rocznie (przy rekordowych obecnie 6 mln ton w 2021 r.). – Alternatywnym rozwiązaniem dla obniżenia wolumenu spalanej biomasy na cele ciepłownictwa jest zastosowanie w przyszłości w istniejących gazowych (dotychczas) jednostkach wytwórczych gazów zdekarbonizowanych, co pozwoli na wypełnienie wymogów regulacyjnych z wykorzystaniem już posiadanych aktywów – dodają eksperci, stwierdzając, że brak dostatecznej ilości tych paliw poskutkuje supremacją biomasy jako głównego narzędzia w wypełnianiu wymagań dekarbonizacyjnych. Raport odnosi się do współpracy sektora ciepłownictwa z krajowym systemem elektroenergetycznym, którego bilansowanie może zostać zachwiane wskutek stopniowego wypierania ciepła z kogeneracji (jednostki kogeneracyjne to dziś ok. 15% mocy wytwórczych w elektroenergetyce), a także planowanych przyrostów mocy w instalacjach Power to heat. Aby system działał stabilnie, potrzeba zatem wzmocnienia i nagradzania elastyczności czy dyspozycyjności kogeneracji gazowej.

Wynagradzanie dyspozycyjności

W swojej publikacji PTEC zaleca rozłożenie ciężarów transformacji między wytwórców ciepła, operatorów sieci ciepłowniczej czy odbiorców końcowych, co ma łącznie zoptymalizować koszty dekarbonizacji. Rolę do odegrania - w kontekście planowania zaopatrzenia w ciepło oraz koordynacji - mają samorządy. Po stronie odbiorców raport rekomenduje wdrażanie technologii optymalizujących zużycie ciepła i zmniejszających zapotrzebowanie; co do sieci ciepłowniczych zaleca natomiast zmianę regulacji węzłów cieplnych i dostosowanie instalacji wewnętrznych do pracy w niższych temperaturach. Łagodzenie kosztów transformacji ma być możliwe dzięki wprowadzeniu mechanizmu wynagradzającego dyspozycyjność kluczowych jednostek, wsparciu operacyjnemu dla technologii Power to heat czy zwiększeniu i ułatwieniu możliwości uzyskiwania białych certyfikatów. Czytamy także o możliwości współspalania odpadów i biomasy oraz usprawnieniu wsparcia dla jednostek wysokosprawnej kogeneracji. – Mając na uwadze unijne ambicje obniżenia emisji CO₂ w najbliższych dekadach oraz znaczące potrzeby inwestycyjne związane z procesem dekarbonizacji, przedsiębiorstwa energetyczne działające w sektorze ciepłowniczym powinny mieć możliwie szeroki i na preferencyjnych warunkach dostęp do funduszy pomocowych będących źródłem wsparcia inwestycyjnego – głosi raport.

Czytaj też: W 2023 r. opłata zastępcza wzrosła poniżej inflacji. Pomysł zmiany na rynku białych certyfikatów

Nowe parametry i sector coupling

Zalecenia dotyczą również aspektów technicznych, których uwzględnienie ma pomóc w zwiększeniu udziału ciepła z OZE oraz ciepła odpadowego; to m.in. aktualizacja parametrów obliczeniowych, które wykorzystuje się przy projektowaniu obciążenia grzewczego w budynkach. W kontekście współpracy z sektorem elektroenergetycznym, raport odwołuje się do potencjału w wykorzystywaniu nadwyżek generacji energii elektrycznej z OZE poprzez jej magazynowanie i konwersję na ciepło. Aby wykorzystać ten potencjał, jak piszą eksperci, należy umożliwić szerokie zastosowanie technologii Power to heat w ciepłownictwie, a także uznawać za ciepło z OZE - na potrzeby spełnienia definicji efektywnego systemu ciepłowniczego - ciepło z pomp ciepła i kotłów elektrodowych. W raporcie czytamy również o przyspieszeniu i uproszczeniu wydawania decyzji środowiskowych oraz ułatwieniu procesów inwestycyjnych związanych z budową czy przebudową sieci ciepłowniczych.

O perspektywach transformacji ciepłownictwa oraz już prowadzonych inwestycjach, rozmawiano także podczas panelu dyskusyjnego towarzyszącego premierze raportu, w którym wzięli udział: wiceprezes zarządu grupy Veolia Polska Krzystof Zamasz, prezes zarządu spółki Tauron Ciepło Marcin Staniszewski, prezes zarządu spółki PGNiG Termika Andrzej Gajewski, prezes zarządu spółki PGE Energia Ciepła Grzegorz Krystek, dyrektor Narodowego Centrum Analiz Energetycznych w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych dr Artur Kopijkowski-Gożuch oraz dyrektor w Banku Gospodarstwa Krajowego Jacek Bogucki. Prelegenci zastanawiali się m.in. nad wykorzystaniem ciepła odpadowego z takich źródeł, jak serwerownie albo oczyszczalnie ścieków, omawiali ścieżki odchodzenia od węgla i zastępowania go gazem oraz podkreślali znaczenie biomasy; dyskusja dotyczyła również tzw. sector couplingu, czyli synergii ciepłownictwa i elektroenergetyki oraz możliwości finansowania inwestycji.

Czytaj też: Biogaz i trigeneracja. Wod-kan wie, jak wykorzystać swój potencjał energetyczny

Szymon Majewski
Dziennikarz