Ogromne wyzwanie dla polskiego ciepłownictwa

Pełna dekarbonizacja ciepłownictwa systemowego w Polsce powinna nastąpić do 2050 r. Czasu wydaje się dużo, ale też dużo jeszcze trzeba zrobić, zaangażować wiele środków i pokonać wiele barier. W dodatku już po 2030 r. zaczną obowiązywać znacznie bardziej restrykcyjne wymogi dotyczące standardów emisyjnych.

Przedstawiciele branży wskazują, że bez inwestowania niemożliwe będzie osiągnięcie w wielu przypadkach średnich źródeł wytwarzania ciepła, standardów emisyjnych zaostrzających się dla tlenków siarki, tlenków azotu i pyłu po 2030 r. Brak ich spełnienia będzie zagrażał utratą pozwolenia zintegrowanego.

Nawet 466 mld zł na inwestycje w infrastrukturę ciepłowniczą

Z wyliczeń Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej (PTEC) wynika, że w przypadku Polski sprostanie wymaganiom unijnego pakietu „Fit for 55” będzie, w zależności od scenariusza, wymagało poniesienia nakładów na poziomie:

• od 102 mld zł do 211 mld zł – nakłady na infrastrukturę wytwórczą,
• od 82 mld zł do 106 mld zł – nakłady na infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną,
• od 115 mld zł do 149 mld zł – nakłady na modernizację instalacji odbiorczych,
• czyli łącznie – od 299 mld zł do 466 mld zł na dekarbonizację sektora ciepłownictwa systemowego w perspektywie do 2050 roku.

W porównaniu z krajami Europy Zachodniej, gdzie udział OZE w systemach ciepłowniczych przekracza 30 proc., w Polsce jest on na poziomie jedynie ok. 12 proc.

Może Cię zainteresuje: Łatwiejszy dostęp do mieszkań w małych gminach

Transformacja ciepłownictwa tkwi w miejscu

Kwestie dotyczące ciepła systemowego i dekarbonizacji systemów bardzo interesują też organizacje samorządowe, jak np. Związek Miast Polskich. Zdaniem ekspertów, największym hamulcowym dekarbonizacji (oprócz braku środków na wsparcie) jest brak wolnych mocy przyłączeniowych u operatorów energetycznych. Była zapowiedź, że wydane, zarezerwowane wiele lat temu moce na fotowoltaikę będą odblokowane, a nic się nie wydarzyło. Wśród komentarzy pojawiły się takie, że są one odsprzedawane na czarnym rynku.

Mówią też o dekarbonizacji opartej o energię elektryczną, w połączeniu z bilansowaniem rynku energii szczególnie w kwestii odbierania przez ciepłownictwo nadwyżek energii w szczytach OZE, gdzie problemem są całkowicie nieelastyczne taryfy prądowe za moc zamówioną. Przykładowo, inwestycja w kocioł elektrodowy w źródle ciepłowniczym jest stosunkowo tania inwestycyjnie – sens produkcji ciepła w nim jest tylko w cenach ujemnych. Kotły tego typu w każdym systemie ciepłowniczym w mieście powiatowym mogłyby bardzo szybko spłaszczyć nadwyżki energii. Niestety do takiego kotła potrzebna jest duża moc przyłączeniowa i od razu pojawia się problem nieprzygotowania sieci energetycznych, czyli braku wolnej mocy na przyłączenie, oraz nieracjonalnej wysokiej opłaty mocowej płaconej przez cały rok.

To praktycznie uniemożliwia sensowną rentowność takiego rozwiązania. Operatorzy energetyczni znają ten problem, ale działań niestety brak. Eksperci dodają, że kocioł elektrodowy bilansujący nadwyżki energii z sieci, póki co nie byłby rozwiązaniem dekarbonizacyjnym – musiałby pracować na własnym zielonym prądzie z ciepłowni, np. z własnej instalacji PV, co też pozbawione jest sensu.

Wyrównany system aukcyjny

Jeszcze jedną kwestią pozostaje system aukcyjny wsparcia do kogeneracji gazowych. Ekspert ZMP przypomina, że poziom wsparcia jest uzależniony od momentu przystąpienia do aukcji i obowiązuje przez cały 15-letni okres. Przykładem jest spółka ciepłownicza, która w momencie przystąpienia do aukcji uzyskała premię kogeneracyjną w wysokości 60 zł/MWh. Rok temu ta sama premia na aukcjach była na poziomie 300-400 zł/MWh. Premie startowe są waloryzowane w okresie 15 lat wsparcia. Kto ma szczęście i wygrał premię 300 zł/MWh, jest w komfortowej sytuacji, natomiast kto uzyskał premię 60 zł /MWh, praktycznie poniesie straty. Ekspert dodaje, że system ten powinien po pierwszym roku eksploatacji zostać wyrównany, tak, aby zminimalizować ryzyka i zachęcić firmy ciepłownicze do inwestowania.

Może Cię zainteresuje: Jakie zmiany we wspólnotach planuje rząd?

Brak stabilności polityki taryfowej URE też jest problemem. Ciągłe zmiany i brak stabilnych zasad taryfowania uniemożliwiają prognozowanie stabilnych taryf dla klientów, które dawałyby spółkom szanse rozwoju. ETS, czyli europejski system handlu uprawnieniami do emisji CO2, to według ekspertów „system, który wydrenował ciepłowników i ich klientów ze środków bez systemowej gwarancji zawracania ich na inwestycje transformacji energetycznej”. Zwracają oni uwagę, że zapowiedzi wprowadzenia ETS2 od 1 stycznia 2027 roku to nowe wyzwania dla branży ciepłowniczej, ale niestety brak informacji, co do zakresu wsparcia.

Istotna rola biomasy

Dla wielu, szczególnie małych, ciepłowni kierunek biomasowy wydaje się być jedynym stabilnym kierunkiem wykorzystania OZE. Jeśli biomasa drzewna zostanie wykluczona, pozostanie tylko słoma, której podaż jest ograniczona, a transport na duże odległości nie jest opłacalny. Z kolei zastój w regulacjach dotyczących budowy wiatraków na lądzie nie pozwala racjonalnie planować kompleksowo inwestycji wykorzystujących OZE. A siłownie wiatrowe byłyby ważnym uzupełnieniem instalacji dekarbonizacyjnych.

Środki na transformację są niewielkie. Jedyny obecnie program NFOŚiGW OZE dla Ciepłownictwa ma pulę alokacji 2 mld zł – z kwotą na dofinansowania w formie pożyczki do 570 mln zł, a dla dofinansowania w formie dotacji – do 1 mld 430 mln zł. Eksperci obawiają się, że jeśli transformacja nie zostanie w najbliższym czasie sfinansowana z KPO, to nie ma najmniejszych szans, aby wywiązać się z naszych zobowiązań w zakresie dekarbonizacji.

Źródło: portalsamorzadowy.pl