Projekt Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.

Projekt uchwały Rady Ministrów w sprawie przyjęcia Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r. został opublikowany w wykazie prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów 10 września 2021 r. W czerwcu 2022 r. Ministerstwo Klimatu i Środowiska prowadziło konsultacje publiczne projektu, a przyjęcie uchwały w tej sprawie planowane jest na III kwartał 2022 r.

Strategia opisuje stan obecny oraz wyzwania dla ciepłownictwa systemowego. Realizuje obowiązki wynikające z postanowień dokumentów krajowych i Unii Europejskiej, przy jednoczesnym uwzględnieniu konieczności spełnienia nadrzędnego wymogu zapewnienia bezpieczeństwa technicznego i ekonomicznego dostaw ciepła dla odbiorców oraz zasadniczej roli samorządu lokalnego jako podmiotu odpowiedzialnego za organizację tych dostaw.

Strategia realizuje zadania zawarte w Polityce energetycznej Polski do 2040 roku, w tym rozwój ciepłownictwa i kogeneracji oraz poprawę efektywności energetycznej, a także w Krajowym planie na rzecz energii i klimatu na lata 2021–2030 oraz Europejskim Zielonym Ładzie, którego celem jest osiągnięcie neutralności klimatycznej UE do 2050 roku. W ramach wdrażania Zielonego Ładu, Rada Europejska zdecydowała o podwyższeniu celu redukcji emisji gazów cieplarnianych na 2030 rok z 40 do 55%.

Zmierzając do realizacji tego ambitnego celu, Komisja Europejska opublikowała 14 lipca 2021 r. pakiet „Fit for 55” (Gotowi na 55) składający się z 14 aktów prawnych, z których część odnosi się również do ciepłownictwa systemowego. Zmiany te dotyczą definicji efektywnych systemów ciepłowniczych, systemu handlu uprawnieniami do emisji, a także celów związanych z wykorzystaniem źródeł odnawialnych.

Stan ciepłownictwa systemowego

Polski sektor ciepłowniczy dzieli się na dwa główne podsektory:

1. Ciepłownictwo systemowe – obszar regulowany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, obejmujący przedsiębiorstwa produkujące i dostarczające ciepło na potrzeby innych podmiotów.
2. Ciepłownictwo niesystemowe – pozostała część sektora, w której największą grupę stanowią indywidualne źródła ciepła w gospodarstwach domowych.

W obu segmentach najważniejszym paliwem jest obecnie węgiel kamienny, a w ciepłownictwie niesystemowym udział ma również drewno opałowe. Skutkiem tej sytuacji jest wysoka emisyjność CO₂ oraz zanieczyszczeń powietrza w ciepłownictwie niesystemowym. Gwałtowny wzrost cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla w ostatnich latach spowodował podwyższenie kosztów dla przedsiębiorstw ciepłowniczych, co nie ma wystarczającego odzwierciedlenia w taryfach i skutkuje złą kondycją finansową tych zakładów. Barierą dla rozwoju ciepłownictwa systemowego jest uznawanie danego systemu ciepłowniczego za „efektywny” zgodnie z definicją dyrektywy 2012/27/EU. Konieczne jest wsparcie tego sektora i przeprowadzenie jego transformacji w kierunku gospodarki niskoemisyjnej i zrównoważonej.

Strategia przedstawia obecną sytuację polskiego ciepłownictwa, wyznacza cele zgodne z dokumentami strategicznymi, a następnie metody ich realizacji. Nie obejmuje obszaru wytwarzania i dostaw ciepła realizowanych w przemyśle na potrzeby prowadzonej działalności gospodarczej za pomocą własnych jednostek wytwórczych i wewnętrznej infrastruktury przedsiębiorstwa przemysłowego.

W kontekście dynamicznie zmieniającej się polityki regulacyjnej UE coraz istotniejszą rolę w polskim ciepłownictwie odgrywają odnawialne źródła energii, odpowiadające za produkcję 9,5% ciepła – 97,5% tej wartości stanowi biomasa, a 0,4% biogaz.

Głównymi przyczynami spadku sprzedaży ciepła są przeprowadzana powszechnie termomodernizacja oraz wyższe temperatury zewnętrzne podczas sezonów grzewczych. Prognozowany jest dalszy wzrost średnich temperatur, a w konsekwencji skracanie sezonu grzewczego. Naturalnym efektem zmniejszenia zapotrzebowania na ciepło, systemowe w szczególności, będzie nadmiar mocy zainstalowanej w źródłach oraz przewymiarowanie sieci ciepłowniczych, co zmniejszy ich efektywność.

Powyższe zjawiska w połączeniu ze wzrostem kosztów produkcji ciepła z paliw kopalnych będą wpływały negatywnie na opłacalność prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania i dystrybucji ciepła w obecnej formie.

Czytaj też: Nowy model biznesowy ciepłownictwa

Wyzwania stojące przed ciepłownictwem systemowym

Najważniejsze z nich to osiągnięcie statusu efektywnych systemów ciepłowniczych, czyli takich, w których do wytwarzania ciepła lub chłodu wykorzystuje się co najmniej w 50% energię ze źródeł odnawialnych lub w 50% ciepło odpadowe, lub w 75% ciepło pochodzące z kogeneracji, lub w 50% połączenie ww. energii i ciepła.

Obecnie część przedsiębiorstw w celu optymalizacji wskaźników inwestycji w źródło preferuje w pierwszej kolejności modernizację sieci, ale kryterium systemu efektywnego po zakończeniu inwestycji jest jednym z czynników warunkujących możliwość uzyskania wsparcia finansowego ze środków publicznych na modernizację systemów ciepłowniczych. Jednak z uwagi na fakt, że państwa członkowskie będą musiały zagwarantować, pod pewnymi warunkami, możliwość odłączenia się od nieefektywnych systemów ciepłowniczych, które nie staną się systemami efektywnymi do 31 grudnia 2025 r., w pierwszej kolejności Strategia przewiduje konieczność inwestycji w źródła ciepła/chłodu, a dopiero na późniejszym etapie w sieci dystrybucji ciepła.

68% wolumenu ciepła systemowego w Polsce dostarczane jest obecnie przez systemy efektywne, najczęściej wielkomiejskie, stanowiące jednak tylko niecałe 20% liczby wszystkich systemów.

W wyniku tej sytuacji największe nakłady inwestycyjne na modernizację sektora ciepłowniczego w kierunku zwiększenia liczby systemów efektywnych będą musiały zostać poniesione przez przedsiębiorstwa działające w małych i średnich miejscowościach (miastach powiatowych), dysponujące ograniczonymi możliwościami finansowymi i organizacyjnymi. Przedsiębiorstwa te, często należące do samorządów, mają niedużą zdolność kredytową i zaakceptowanie przez nie warunków nawet preferencyjnych kredytów wspomaganych pomocą bezzwrotną może się okazać niemożliwe. W związku z ograniczonymi możliwościami pozyskiwania kapitału przez mniejsze podmioty systemy ciepłownicze w obliczu konieczności radykalnej transformacji mogą zostać zmuszone do zmian właścicielskich.

Ciepłownictwo musi przede wszystkim odejść od spalania paliw kopalnych z uwagi na rosnące koszty uprawnień do emisji CO₂. Centrum Analiz Klimatyczno-Energetycznych KOBiZE przewiduje wzrost ceny emisji jednej tony CO₂ w 2030 r. nawet do 100 euro. Ale już przy średniej cenie 24 euro łączny koszt zakupu uprawnień przez ciepłownictwo wyniósł w 2019 roku blisko 7 mld zł.

Zwiększana musi być tym samym produkcja energii ze źródeł odnawialnych. Zgodnie z celem zapisanym w Polityce energetycznej Polski do 2040 roku udział OZE w naszym ciepłownictwie powinien w roku 2030 wynosić 28,4%. Narzędziem stymulującym rozwój OZE w ciepłownictwie są przyjęte limity zapotrzebowania na nieodnawialną energię pierwotną dla nowych i głęboko zmodernizowanych budynków. Muszą one korzystać z technologii niskoemisyjnych i OZE, tym samym przedsiębiorstwa ciepłownicze powinny już dostosować swoją ofertę do obowiązujących wymogów, oferując specjalne rozwiązania na poziomie węzła ciepłowniczego (pompa ciepła) lub mikrosystemów niepodłączonych do sieci ciepłowniczej (instalacje wyspowe).

W ciepłownictwie systemowym konieczna jest zatem taka konfiguracja źródeł, która umożliwi ich pracę w każdych warunkach, co będzie wymagać utrzymywania w gotowości stabilnej jednostki konwencjonalnej, funkcjonującej jako wsparcie.

W mniejszych systemach ciepłowniczych zapewni to zastosowanie geotermii, biogazu oraz lokalnej biomasy. Na krańcach systemu instalowane będą również kolektory słoneczne oraz pompy ciepła wspierane fotowoltaiką, funkcjonujące jako system wyspowy, z ciepłem z głównego systemu traktowanym jako źródło szczytowo-rezerwowe. Natomiast w dużych systemach ciepłowniczych transformacja źródeł w kierunku OZE stanowi znaczące wyzwanie techniczne i logistyczne, a pozyskiwanie energii odnawialnej jest efektywne przede wszystkim na poziomie sieci dystrybucyjnej poprzez zastosowanie pomp ciepła.

Najbardziej kapitałochłonnym elementem modernizacji ciepłownictwa będzie budowa nowych źródeł ciepła. Inwestycje te wpłyną na koszty dostarczonego ciepła związane z oczekiwanym zwrotem z kapitału oraz amortyzacją. Konsekwencją niepodejmowania inwestycji w nisko- lub bezemisyjne źródła ciepła będzie postępująca dezintegracja nieefektywnych systemów ciepłowniczych, od których, zgodnie z przepisami dyrektywy RED II, będą się odłączać odbiorcy.

Alternatywy dla węgla – paliwa i technologie

Istnieje kilka alternatyw dla obecnie funkcjonujących jednostek węglowych pozwalających uzyskać status efektywnego systemu ciepłowniczego. Możemy do nich zaliczyć: kogenerację zasilaną gazem ziemnym, instalacje termicznego przekształcania odpadów wykorzystujące kogenerację, geotermię, zarówno klasyczną, jak i płytką, wielkoskalowe kolektory słoneczne, pompy ciepła, jednostki kogeneracyjne zasilane zdekarbonizowanymi gazami – biometanem i wodorem, jednostki kogeneracyjne i kotły opalane biomasą oraz elektryfikację ciepłownictwa wykorzystującą energię elektryczną z OZE.

Poza kogeneracją wszystkie pozostałe technologie wymuszają fragmentaryzację systemów ciepłowniczych i wprowadzenie nowych narzędzi pozwalających na integrację źródeł rozproszonych. Kolejną konieczną zmianą jest obniżanie temperatury pracy sieci ciepłowniczych. Zwłaszcza wytwarzanie ciepła z użyciem kolektorów słonecznych, pomp ciepła i geotermii wymusza niższe temperatury pracy sieci ciepłowniczej, co może się wiązać z koniecznością dostosowania zarówno infrastruktury sieciowej, jak i instalacji wewnętrznych budynków służących do ogrzewania pomieszczeń. Wdrożenie takich rozwiązań jest więc znacznie bardziej opłacalne w nowo powstających budynkach, gdzie od podstaw można zaprojektować i wykonać cały system ogrzewania w technice „wyspowej” lub hybrydowej.

Gaz ziemny może być jedynie paliwem przejściowym w systemach ciepłowniczych zasilanych z jednostek kogeneracji gazowej i będzie stopniowo uzupełniany źródłami OZE o mniejszej mocy, szczególnie w wypadku sieci zasilających w ciepło nowo budowane osiedla lub obiekty.

Instalacje termicznego przekształcania odpadów mogą być wsparciem dla transformacji ciepłownictwa i ograniczenia roli węgla. Wykorzystanie frakcji palnej odpadów przyczyni się do zahamowania wzrostu kosztów ogrzewania oraz odbioru odpadów w wymiarze lokalnym.

Dla ciepłownictwa systemowego biomasa to przede wszystkim drewno – inne mają zbyt niską kaloryczność. Ale paliwo to ma swoje ograniczenia: logistykę dostaw odpowiedniej ilości i jakości oraz brak uregulowanego rynku i kontraktów długoterminowych, a także stabilnych cen. Ponadto biomasa podlega ograniczeniom dyrektywy RED II i jej pochodzenie decyduje, czy będzie ona uznana za paliwo bezemisyjne.

Biogaz powstały w wyniku procesów biologicznych z odpadów organicznych ma znaczenie lokalne. Planowana na rok 2030 produkcja jest niewystarczająca do odegrania istotnej roli w dekarbonizacji sektora ciepłowniczego. Dopiero w kolejnej dekadzie, o ile nastąpi wzrost podaży, może się on istotnie przyczynić do redukcji emisji w ciepłownictwie.

Wodór będzie uzupełnieniem dla metanu przesyłanego sieciami gazowymi lub transportowany w czystej postaci za pomocą specjalnej infrastruktury. Musi to być jednak tzw. zielony wodór, wytwarzany z wykorzystaniem energii odnawialnej. Paliwo to ma potencjał stopniowej dekarbonizacji istniejących aktywów ciepłowniczych. Pewną rolę w dekarbonizacji ciepłownictwa mogą odegrać także mieszanki w sieci gazowej gazu ziemnego z biometanem, wodorem i metanem z kopalni.

Kolektory słoneczne mają ograniczone możliwości zastosowania w systemach ciepłowniczych z powodu niskiej temperatury czynnika roboczego i wymagają zastosowania instalacji dogrzewającej, o mocy odpowiedniej, by w razie potrzeby całkowicie zastąpić kolektory. Ponadto w sezonie grzewczym dochodzi do spadku nasłonecznienia. Wymagają wygospodarowania odpowiednio dużej powierzchni gruntu lub przystosowania konstrukcji budynku do zainstalowania urządzeń w pobliżu odbiorców. Jednak ich zaletami są bardzo niskie koszty zmienne oraz brak emisji gazów cieplarnianych. Stosowane więc będą na odcinkach sieci w integracji z węzłami ciepłowniczymi do zasilania nowych osiedli i budynków. Kolektory mogą być również stosowane jako systemy wyspowe w ramach rozwiązań hybrydowych z wykorzystaniem innych źródeł ciepła.

Dla pomp ciepła ograniczeniem stosowania na wielką skalę w systemach ciepłowniczych jest niska temperatura czynnika roboczego. Ponadto obecnie pompa ciepła zasilana z sieci elektroenergetycznej nie może być uznana w pełni za OZE ze względu na emisyjność paliw stosowanych do produkcji energii elektrycznej. Najlepsze wyniki osiągają pompy ciepła ze stabilnym dolnym źródłem, cieplejszym od powietrza, np. ścieków w oczyszczalni lub zbiorników/cieków wodnych, które współpracują z siecią ciepłowniczą zasilaną z innych źródeł ciepła, tworząc system hybrydowy. W obecnym stanie prawnym możliwe jest instalowanie pomp ciepła zasilanych bezpośrednio z instalacji PV w węzłach ciepłowniczych lub u odbiorców ciepła. Rozwiązanie to ogranicza udział energii nieodnawialnej w cieple dostarczanym do budynków. Ponadto daje możliwość stabilizacji sieci elektroenergetycznej w okresie zwiększonej produkcji niesterowalnych OZE poprzez połączenie z małymi magazynami ciepłej wody, pozwalające na przesunięcie w czasie podaży energii elektrycznej i zapotrzebowania na ciepło.

Geotermia to zasoby ciepła w gruncie o temperaturze co najmniej 20°C. W Polsce dostępne są wody geotermalne o temperaturach nieprzekraczających 90°C, sporadycznie nieznacznie powyżej 100°C. Perspektywiczne obszary zasobów geotermalnych dla ciepłownictwa to: Podhale, północna część Przedgórza Sudeckiego oraz rejon ciągnący się od Szczecina aż po Góry Świętokrzyskie. W procesie projektowania instalacji geotermalnych ważne są nie tylko własności wód podziemnych, ale też odpowiednia lokalizacja i precyzyjne określenie sposobu zagospodarowania energii. Wykorzystanie wód w pełnym zakresie temperatur (kaskadowe) pozwala na znaczną poprawę efektywności instalacji oraz zwiększenie przychodów ze sprzedaży energii cieplnej.

Energia elektryczna wytwarzana ze źródeł odnawialnych, co także jest celem dekarbonizacji energetyki w celu osiągnięcia neutralności klimatycznej UE do 2050 roku, wymaga wysokich nakładów na bilansowanie i stabilizację systemu z powodu niesterowalności układów OZE. Wymaga zatem inwestycji w magazyny energii lub zamiany energii elektrycznej na gaz. Tańszą alternatywą może być zagospodarowanie nadwyżek energii w postaci energii cieplnej, co nie jest trudne technologicznie i może być realizowane w postaci instalacji kotłów elektrodowych jako źródeł szczytowych – jednostki te wraz z wprowadzeniem dynamicznych taryf będą się stopniowo przesuwać na krzywej ciepłowniczej w kierunku podstawy pracy systemu. Innym rozwiązaniem jest montaż małych magazynów ciepła w węzłach cieplnych wyposażonych w pompy ciepła.

Energia jądrowa może znaleźć zastosowanie w największych systemach ciepłowniczych w dłuższym horyzoncie czasowym. Powstanie uciepłownionych elektrowni jądrowych powiązane jest z realizacją Programu polskiej energetyki jądrowej z wykorzystaniem reaktorów o małej i średniej mocy po 2040 roku, przy spełnieniu wymagań gospodarki neutralnej klimatycznie po 2050 roku.

Może Cię zainteresuje: Elektryfikacja ciepłownictwa – wytwarzanie ciepła i integracja z systemem energetycznym

Perspektywy rozwoju

Perspektywy rozwoju ciepłownictwa przeanalizowane zostały dla trzech scenariuszy determinujących warunki jego funkcjonowania:

1. BAU – Business as Usual – zakładający brak planowanej transformacji ciepłownictwa, uwzględniający wyłącznie niezbędne inwestycje, modernizacje i bieżącą eksploatację w zakresie zgodnym z prognozą zapotrzebowania na ciepło.
2. Scenariusz optymalnej transformacji prowadzący do osiągnięcia celów dla ciepłownictwa ustalonych w Polityce energetycznej Polski do 2040 roku.
3. Scenariusz ambitnej transformacji prowadzący do osiągnięcia celów zapowiadanych przez instytucje europejskie, czyli bardzo zaawansowane inwestycje w odnawialne źródła energii i poruszanie się po ścieżce prowadzącej do zeroemisyjności netto w 2050 r. Scenariusz ten należy przyjąć jako realizujący politykę zgodną z założeniami propozycji pakietu „Fit for 55”.

W scenariuszu BAU nie zakłada się planowego wycofywania węgla z produkcji ciepła systemowego, przy czym dokonywane są niezbędne modernizacje istniejących urządzeń do produkcji ciepła, nie inwestuje się w nowe jednostki węglowe, a wycofywane zastępowane są gazowymi. Nowi odbiorcy nie są w zasadzie przyłączani do istniejących systemów, rozwija się budowa lokalnych kotłowni osiedlowych opartych na źródłach OZE, pompach ciepła i gazie, ewentualnie dostępne są lokalnie źródła ciepła odpadowego.

W scenariuszu optymalnej transformacji realizowane są cele PEP 2040. Następuje wzrost udziału OZE w produkcji ciepła, systemy przekształcają się w efektywne systemy ciepłownicze, a ich liczba ma wynosić 85% całkowitej puli w 2030 roku. Dla reprezentatywnych ciepłowni i elektrociepłowni dobiera się optymalne warianty źródeł ciepła, zgodnie z założoną krzywą zapotrzebowania.

W scenariuszu ambitnej transformacji zakłada się przyspieszenie inwestycji w źródła ciepła wykorzystujące odnawialne źródła energii, w tym redefinicję efektywnego systemu ciepłowniczego według propozycji z pakietu „Fit for 55”. Poza działaniami analogicznymi do poprzedniego scenariusza, dodatkowo analizuje się zachowanie statusu efektywnych systemów ciepłowniczych w perspektywie 2030 r. oraz konieczność stworzenia możliwości inwestycyjnych i technologicznych w dotychczas niestosowanych kierunkach rozwoju.

Dla każdego z tych scenariuszy funkcjonuje inna prognoza popytu na ciepło sieciowe oraz różne koszty transformacji ciepłownictwa systemowego. Precyzyjne określenie kosztów transformacji polskiego ciepłownictwa jest jednak niemożliwe. Sektor ten jest bowiem bardzo rozdrobniony i są to podmioty funkcjonujące w unikalnych ekosystemach miejskich.

Szacunki kosztów inwestycji koniecznych do przeprowadzenia transformacji na najbliższe 10 lat zawierają się w przedziale od ok. 43,9 do 72 mld zł, przy cenach z początku 2022 r. Uwzględniając szacunki Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie dotyczące kosztów przesyłu i dystrybucji, koszty inwestycyjne wzrosną od ok. 54,9 do 102 mld zł. Ale obecny miks energetyczny ciepłownictwa systemowego oparty na węglu generuje 15,5 mld zł kosztów zewnętrznych rocznie. Na to składają się też koszty zakupu uprawień do emisji, a te nie będą maleć.

Model docelowy

Raport wskazuje, że zapotrzebowanie na ciepło powinno być realizowane w pierwszej kolejności przez ciepło systemowe, jeżeli jest ono dostępne. Nowoczesne systemy ciepłownicze zapewniają wysoką sprawność wykorzystania paliwa, komfort użytkowników, atrakcyjne ceny oraz czyste powietrze. Nowo budowane jednostki kogeneracji, poza korzyściami dla przedsiębiorstw ciepłowniczych, umożliwią integrację OZE w elektroenergetyce poprzez stabilizację Krajowego Systemu Elektroenergetycznego – zwłaszcza w połączeniu z magazynami ciepła pozwalającymi na uelastycznienie pracy poszczególnych jednostek. Zwiększony udział kogeneracji oraz wzrost elastyczności pracy jednostek ciepłowniczych pozwolą zacieśnić współpracę sektora ciepłownictwa systemowego z elektroenergetyką, co pośrednio umożliwi dalszy dynamiczny wzrost udziału OZE w sektorze elektroenergetycznym. Docelowo ciepłownictwo systemowe będzie konglomeratem szeregu technologii i powinno optymalnie wykorzystywać lokalne zasoby i źródła energii.

Postępująca urbanizacja i suburbanizacja wymagają, aby liczba budynków przyłączanych do sieci systematycznie się zwiększała, a celem wynikającym z PEP 2040 jest 1,5 mln nowych gospodarstw domowych podłączonych do sieci ciepłowniczej w 2030 r. Rozwój systemów ciepłowniczych będzie koncentrował się na ograniczeniu strat ciepła w sieci oraz obniżeniu temperatur nośnika ciepła, co pozwoli integrować szeroką paletę technologii rozproszonych źródeł wykorzystujących energię odnawialną. Zarządzanie wieloma instalacjami w systemie ciepłowniczym będzie możliwe dzięki równoległemu wdrożeniu na szeroką skalę inteligentnych sieci ciepłowniczych i systemów zarządzania podażą i popytem na ciepło. W wyniku prowadzonych działań emisja CO₂ z koncesjonowanego ciepłownictwa systemowego w 2030 roku powinna się zmniejszyć o co najmniej 34% w porównaniu do wartości z 2019 roku.

Strategia szeroko opisuje także działania z obszaru wymiany źródeł, w tym finansowanie i wsparcie budowy nowych źródeł ciepła, wysokosprawnej kogeneracji, zazieleniania ciepłownictwa systemowego, lokalnego zagospodarowania wysokokalorycznej frakcji odpadów, wykorzystania ciepła odpadowego oraz systemów niskotemperaturowych, a także współpracy z sektorem elektroenergetycznym.

Należy podkreślić, że przy kreśleniu modelu docelowego Strategia zwraca uwagę na fakt, że rozwój technologii grzewczych zmierza w kierunku projektowania sieci o niższej temperaturze nośnika niż obecnie. Jest to konieczne, gdyż niższe temperatury nośnika spowodują mniejsze straty ciepła. Większość technologii wytwórczych wykorzystujących OZE dostarcza ciepło w nośniku o niższych temperaturach niż obecnie stosowane technologie oparte na paliwach kopalnych, a nowo powstające budynki charakteryzują się bardzo dobrą izolacją termiczną i nie będą potrzebować dużych ilości ciepła.

Pomimo trudności w implementacji rozwiązań niskotemperaturowych w dużych sieciach ciepłowniczych, będzie to naturalny, ewolucyjny kierunek zmian. W ramach wszystkich programów pomocowych konieczne będzie zaimplementowanie wsparcia w postaci rozwiązań niskotemperaturowych, a w późniejszym okresie skupienie się na tych technologiach. W przypadku obniżania temperatury konieczne są szersze zmiany niż wymiana źródła – potrzebna jest reorganizacja systemu.

Wraz z uzyskiwaniem przez systemy ciepłownicze statusu systemu efektywnego, finansowanie publiczne będzie intensywniej kierowane w kierunku infrastruktury ciepłowniczej w celu adaptacji systemów do poziomu sieci IV i V generacji. Obecnie technologie niskotemperaturowe wspierane są przede wszystkim przez program priorytetowy NFOŚiGW „Nowa energia”. Przejście na sieć IV generacji planowane jest w 2040 roku.

Kolejnym ważnym elementem modelu docelowego jest współpraca systemów ciepłowniczych z elektroenergetyką, odbywająca się na dwóch płaszczyznach: w przypadku niedoboru energii elektrycznej poprzez produkcję energii w jednostkach wytwórczych wysokosprawnej kogeneracji, a w razie nadmiaru tej energii poprzez jej odbiór i wykorzystanie w technologii P2H (Power to Heat) za pomocą kotłów elektrodowych lub pomp ciepła zainstalowanych w węzłach cieplnych. Jest to koncepcja przekształcenia nadwyżek energii elektrycznej w ciepło, które następnie można magazynować. Magazynowanie energii w tej postaci jest prostsze technologicznie oraz tańsze od magazynowania energii elektrycznej np. w akumulatorach chemicznych. Magazyny ciepła pozwalają na uelastycznienie produkcji poprzez możliwość wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach kogeneracji i jednoczesne magazynowanie wytworzonego ciepła do czasu wystąpienia zapotrzebowania. Obecnie na szeroką skalę funkcjonują magazyny krótkookresowe, bilansujące względnie niewielkie ilości ciepła na potrzeby cyklu dobowego. Konieczna jest ich dalsza popularyzacja, aż do momentu, w którym każda jednostka kogeneracyjna o mocy powyżej 5 MW będzie mogła współpracować z magazynem ciepła.
Nadwyżki energii z OZE w sieci energetycznej mogą być także przekształcane w gaz (P2G – Power to Gas) poprzez elektrolizę wody i produkcję wodoru. Korzystanie z takiego wodoru jest najbardziej opłacalne w procesach o wysokiej sprawności, czyli w kogeneracji. W przypadku wodoru oznacza to nie tylko spalanie, ale również kogeneracyjne ogniwa paliwowe.

Istniejące programy oraz fundusze będą promować projekty wykorzystujące powyższe technologie. Polska strategia wodorowa przewiduje rozwój układów ko- i trójgeneracyjnych w szerokim zakresie mocy. Dyrektywa RED II w art. 24 ust. 8 nakazuje operatorom systemu dystrybucyjnego we współpracy z operatorami systemów ciepłowniczych ocenę potencjału systemów ciepłowniczych pod kątem wsparcia systemu elektroenergetycznego. Obowiązek ten zostanie wprowadzony do polskiego prawa w drodze nowelizacji Prawa energetycznego. Strategia zakłada, że efektem będą w 2040 roku magazyny dobowe we wszystkich systemach kogeneracyjnych powyżej 5 MW oraz rozwój ciepłownictwa wodorowego w formie instalacji poli- i kogeneracyjnych. Kamieniem milowym dla tego działania ma być przetestowanie do 2025 roku magazynów sezonowych.

W modelu docelowym ciepłownictwa ważnym zagadnieniem jest także wsparcie procesu projektowania. Wiele firm ciepłowniczych to małe i średnie przedsiębiorstwa, które często nie mają odpowiedniej wiedzy i kompetencji w zakresie wdrażania nowych technologii, wymaganych do przeprowadzenia głębokiej transformacji własnych aktywów. Jednocześnie wynajęcie przedsiębiorstw konsultingowo-inżynieryjnych jest procesem wymagającym odpowiednich nakładów i wiąże się z ryzykiem braku odpowiednich kompetencji również po stronie wynajętego podmiotu. Zaradzić temu może program ELENA (EuropeanLocalENergyAssistance) utworzony w 2009 roku w UE. Granty są przeznaczane na przygotowanie, a nie wdrożenie, programów inwestycyjnych w efektywność energetyczną i zrównoważony transport miejski. Pomocy w tym zakresie udziela KAPE S.A., która utworzyła Krajowy Integrator Procesów Inwestycyjnych w PEC – Program wsparcia małych i średnich przedsiębiorstw energetyki cieplnej. Głównym celem tej koncepcji jest umożliwienie przeprowadzenia inwestycji dotyczącej wymiany źródeł ciepła nie tylko poprzez zapewnienie finansowania, ale również dostarczenie niezbędnych kompetencji w zakresie przygotowania i realizacji projektu. Bez odpowiednich, dostępnych kompetencji w zakresie wykorzystania OZE w ciepłownictwie transformacja sektora może być w znacznym stopniu utrudniona, niezależnie od wysokości środków przeznaczonych na nią w mechanizmach dofinansowania.

Działania obszaru regulacyjno-administracyjnego

Strategia zawiera również katalog działań z obszaru regulacyjno-administracyjnego. Podkreśla, że cele polityki klimatycznej wymagają od sektora zmiany filozofii prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania ciepła i oparcia modernizowanych systemów, tam, gdzie jest to techniczne wykonalne, na OZE. Zawiera też m.in. postulat wprowadzenia hierarchii źródeł ciepła przy ich zakupie przez dyspozytora sieci ciepłowniczej. Mają to być kolejno: ciepło z instalacji termicznego przekształcania odpadów, ciepło odpadowe z odzysku z procesów przemysłowych oraz ścieków (za pomocą pomp ciepła), geotermia i pompy ciepła oraz instalacje solarne, ciepło z pozostałych instalacji OZE, cały strumień ciepła z kogeneracji, gdy zapewnia efektywność systemu ciepłowniczego i spełnia normy środowiskowe, oraz pozostałe rodzaje ciepła.
Strategia zawiera także postulat wprowadzenia systemu gwarancji pochodzenia ciepła systemowego wytwarzanego z odnawialnych źródeł energii oraz zmian w modelu taryfowania w kierunku opłacalności produkcji ciepła i umożliwienia rozwoju chłodu z ciepła sieciowego. Postuluje się w niej również realizację gminnych planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. A ten cel wymaga w pierwszym rzędzie zwiększenia środków na szkolenie doradców energetycznych w gminach. Docelowo przy każdej gminie powinno się znaleźć samodzielne stanowisko eksperta do spraw energetycznych. Osoba taka, mająca wykształcenie techniczne oraz praktykę w zakresie wytwarzania energii i efektywności jej wykorzystania, działałaby na rzecz rozwoju energetycznego obszaru gminy, pozyskując środki oraz generując oszczędności poprzez zmniejszanie wydatków na energię.

Środki na realizację planów

Spośród funduszy europejskich Strategia wymienia: Fundusz na rzecz Sprawiedliwej Transformacji (JTF – Just Transition Fund), Europejski Fundusz Rozwoju Regionalnego, środki Europejskiego Banku Inwestycyjnego (EIB – European Investment Bank), Program LIFE, Fundusz Modernizacyjny oraz Instrument na rzecz Odbudowy i Zwiększania Odporności (RRF). Środki krajowe to: system wsparcia wysokosprawnej kogeneracji, rynek mocy, dostosowanie modelu taryfowania do zmieniających się warunków, Program priorytetowy „Nowa Energia”, Rządowy Fundusz Polski Ład: Program Inwestycji Strategicznych oraz Fundusz Transformacji Energetyki.

Wnioski

Analiza SWOT ciepłownictwa systemowego wskazuje wyraźnie, że ciepłownictwo stoi w obliczu ambitnych wyzwań, wymagających praktycznej przebudowy całego sektora do 2050 roku w oparciu o nowe technologie. Zarówno emisyjność, jak i konieczność spełnienia warunków uznania za efektywny energetycznie system ciepłowniczy czynią wymianę źródeł ciepła i obniżenie emisji na jednostkę energii nadrzędnym priorytetem.
Najważniejszy wniosek z analizy mówi, że zwlekanie z procesami inwestycyjnymi spowoduje znacznie większy wzrost cen ciepła w przyszłości, nawet po uwzględnieniu kosztów głębokiej modernizacji. Głównym czynnikiem kosztotwórczym są ceny uprawnień do emisji CO₂. Pozostawanie przy wytwarzaniu energii przede wszystkim z węgla spowoduje drastyczny wzrost kosztów ze względu na dalsze zwiększanie cen uprawnień do emisji, które maja sięgnąć nawet 400 euro w 2050 roku. Stąd priorytetem sektora oraz opisywanej Strategii powinno być możliwie szybkie odejście od spalania najbardziej emisyjnych paliw kopalnych i jak najszybsze włączenie OZE do systemów ciepłowniczych.

Ze względu na tak wysokie prognozowane ceny uprawnień do emisji w ETS nie jest zasadne, aby jednostki opalane gazem ziemnym zastępowały wszędzie instalacje węglowe w stosunku mocowym jeden do jednego. Takie postępowanie skutkowałoby przeniesieniem obecnych problemów z kosztami emisji na przyszłość. Kluczowymi technologiami powinny być zeroemisyjne źródła odnawialne, gwarantujące odejście od obecnego powiązania cen ciepła z cenami uprawnień. Gaz ziemny powinien pełnić funkcję przejściową, będąc wykorzystywanym przede wszystkim w kogeneracji zasilającej duże systemy.

Ważne będzie również wykorzystanie lokalnie dostępnych źródeł ciepła odpadowego, a także budowa instalacji termicznego przekształcania odpadów, których recykling jest niemożliwy lub nieopłacalny.

Wykonana na potrzeby Strategii analiza wskazuje na konieczność przeprowadzenia transformacji w możliwie najkrótszym czasie, co pozwoli na uniknięcie kosztu alternatywnego w postaci zakupu dodatkowych uprawnień, paliw i eksploatacji.

Czynniki, które wykluczają możliwość zakończenia tego procesu w obecnej dekadzie to przede wszystkim ograniczenia infrastrukturalne (doprowadzenie infrastruktury liniowej), ograniczenia w dostępności zarówno gazu ziemnego, jak i biomasy oraz gazów zdekarbonizowanych, ale także brak w tak krótkim horyzoncie czasowym wystarczających środków finansowych, materiałów budowlanych, urządzeń oraz wykwalifikowanej kadry.

To także olbrzymie wyzwanie organizacyjne i finansowe. Obecnie z ciepłownictwa wypływają duże środki na opłaty ze emisje i największym wyzwaniem jest zapewnienie tej branży płynności finansowej. Realizacja inwestycji wynikających z kolejnych wyzwań dla ciepłownictwa systemowego uzależniona jest od kondycji finansowej przedsiębiorstw oraz jej wsparcia za pomocą różnych instrumentów finansowych i środków pomocowych.

W efekcie podjęte działania regulacyjne wymuszające obniżenie emisyjności tego sektora służyć będą również polepszeniu jakości powietrza, ceny zostaną w znacznej mierze uniezależnione od wahań cen uprawnień do emisji. Systemy ciepłownicze, w których pracować będą efektywne źródła odnawialne i niskoemisyjne, wspomagane magazynami ciepła, będą zarządzane z wykorzystaniem innowacyjnych, inteligentnych technologii. W ciągu najbliższych lat przekształcą się w nowoczesny, atrakcyjny sektor zarówno dla nowych pracowników, jak i inwestorów, a przede wszystkim dla odbiorców ciepła.

Literatura

1.  https://bip.mos.gov.pl/strategie-plany-programy/strategia-dla-cieplownictwa-do-2030-r-z-perspektywa-do-2040-r (dostęp: 8.07.2022)