Mariusz Marszałkowski POLON.pl: Jesteśmy w trakcie transformacji energetycznej, w wielu obszarach znajdujemy się już w trakcie zachodzących procesów. Dotyczy to również ciepłownictwa, choć patrząc z perspektywy społecznej często nie dostrzega się tego sektora. W jakim dzisiaj jesteśmy miejscu i jakie jest największe wyzwanie polskiego ciepłownictwa w kontekście wspomnianej transformacji energetycznej?
Dorota Jeziorowska, PTEZ: Tak jak Pan zauważył, często nie doceniamy sektora ciepłownictwa, chociaż ciepło to nośnik energii, którego zużywamy najwięcej – o wiele więcej niż energii elektrycznej. Wszyscy zauważają temat ciepła dopiero w momencie awarii ogrzewania czy podwyżki cen.
Wyzwania, stojące przed ciepłownictwem są bardzo duże i o wiele bardziej precyzyjnie określone niż w przypadku sektora elektroenergetycznego. Posiadamy jasną trajektorię dochodzenia do neutralności klimatycznej. Zakładamy, że posiadamy katalog technologii czy rodzajów paliw, które mogą być wykorzystywane w procesie transformacji i w tym zakresie – biorąc pod uwagę bliskość „kamieni milowych” do wypełnienia – nie wyobrażamy sobie, aby w najbliższych miesiącach ten katalog ograniczać.
Odnosząc się do największych wyzwań – wydaje mi się, że są one silnie uzależnione od tego, o jakim systemie ciepłowniczym mówimy. Inne bolączki dotyczą największych systemów ciepłowniczych, gdzie technicznie trudno jest przeprowadzić proces transformacji, aby wpisać się w trajektorię zmienionej definicji efektywnego systemu ciepłowniczego, a inne małych systemów ciepłowniczych, gdzie większym wyzwaniem jest płynność finansowa czy dostępność know-how w zakresie projektowania strategii dekarbonizacji.
Wszystkie systemy ciepłownicze dotyka konieczność zmian otoczenia regulacyjnego, dostosowanego do realizowanych obecnie kategorii inwestycji. 20 lat temu nie wykonywano inwestycji wielkoskalowych dotyczących pomp ciepła, które mają swoją specyfikę i uwarunkowania realizacji procesu inwestycyjnego. Różne przepisy oddziałują na poszczególne inwestycje – w tym zakresie widzimy potrzebę nadążania za trendami technologicznymi i konieczność uproszczenia regulacji, aby ułatwić proces uzyskiwania niezbędnych zgód administracyjnych.
Z drugiej strony widzimy potrzebę indywidualnego podejścia do poszczególnych technologii w kwestii taryfowania i obowiązku koncesyjnego w taki sposób, aby biorąc pod uwagę ogromną skalę inwestycji (musimy zmodernizować 54 GW mocy wytwórczych i to, że procesy inwestycyjne trwają do 7 lat, móc osiągnąć „kamienie milowe” w wyznaczonym terminie.
Wspomniała Pani o znaczących wolumenach polskiego ciepłownictwa. Jeśli porównamy go z pozostałymi krajami Europy, nasz rynek ciepła jest dość unikalny i składa się z dużych jednostek o dużej mocy. Jak przekonywać partnerów z zagranicy do tego, aby polskie ciepłownictwo miało inne warunki regulacyjne i inne finansowanie w porównaniu do państw, które ze względów geograficznych czy strukturalnych nie stoją przed takim wyzwaniem? Czy UE nas słyszy?
Staramy się być bardzo aktywni na forum unijnym i przekazywać zarówno Komisji Europejskiej, jak i pozostałym instytucjom nasze stanowisko: jak wygląda specyfika sektora i w jaki sposób trajektoria wynikająca z unijnych regulacji dochodzenia do neutralności klimatycznej wpływa na obciążenie odbiorców końcowych i koszty transformacji.
To bardzo trudny temat. Ciężko jest szukać porozumienia z państwami np. południowymi czy krajów nawet rozumiejących naszą specyfikę ciepłownictwa systemowego, skoro zapotrzebowanie na ciepło wygląda u nich zupełnie inaczej, a sektor ten nie jest najważniejszy. Obecnie dyrektywa EED czy RED3 została już przyjęta i czekamy (możliwie aktywnie) na transpozycję przepisów do prawodawstwa krajowego. Tak naprawdę w tym zakresie pozostaje nieduże pole do zmian. Faktycznie wyznaczone cele są bardzo ambitne, stąd potrzebne są narzędzia i mechanizmy, które pozwolą na minimalizację wpływu na odbiorców końcowych.
Dobrym przykładem jest możliwość zakwalifikowania ciepła z energii elektrycznej z OZE, dostarczonej do kotłów elektrodowych z krajowego systemy elektroenergetycznego, jako ciepło z OZE. To temat, który nie został precyzyjnie określony na poziomie dyrektyw. Nie widzimy przeciwwskazań do tego, aby na potrzeby weryfikacji kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego to ciepło miało zieloną kwalifikację. Tak naprawdę bez wprowadzenia kotłów elektrodowych – które są relatywnie niskobudżetowym rozwiązaniem, jeśli chodzi o poziom jednostkowych nakładów inwestycyjnych i mogą pełnić bardzo ważną rolę w bilansowaniu nadwyżek energii z OZE – poziom cen ciepła u odbiorców wzrośnie.
Tak samo, wykluczając inne rozwiązania jak np. biomasa, wszystko przełoży się na cenę ciepła.
A to z kolei przyczyni się do odłączania ludzi od sieci ciepłowniczych i zwiększanie niskiej emisji – ludzie będą palili indywidualnymi środkami ciepła.
Dyrektywa EPDB częściowo zabezpiecza nas przed instalacją tzw. kopciuchów. Jednak dużym problemem we wspomnianej sytuacji jest to, że będzie to powodowało powstawanie kosztów osieroconych i przenoszenie nakładów transformacji na odbiorców, którzy pozostaną podłączeni do sieci i nie będą w stanie się odłączyć.
Mówi się wiele o rozproszeniu energetyki i niektórzy podkreślają, że ciepłownictwo przyszłości również będzie musiało być w pewnym stopniu rozproszone, np. poprzez pompy ciepła na węzłach czy tworzenie mniejszych, dzielnicowych jednostek w miastach. Jak może wyglądać polskie ciepłownictwo za 20-30 lat? Czy dalej będziemy mieć do czynienia z dużymi jednostkami?
Na pewno miks energetyczny w poszczególnych systemach ciepłowniczych będzie bardziej zróżnicowany niż teraz. Faktycznie będzie składał się z większej ilości źródeł o mniejszej mocy, natomiast bez wątpienia większym systemom ciepłowniczym trudno będzie im funkcjonować bez stabilnego źródła ciepła.
Na pewno powstawanie wysp i małych systemów ciepłowniczych na końcówkach sieci będzie uzasadnionym rozwiązaniem. W przypadku dużych systemów ciepłowniczych trudno będzie – też ze względów technicznych – postawić taki system w oparciu o np. wyłącznie wielkoskalowe pompy ciepła.
Patrząc z perspektywy technologicznej, to chyba obecnie – przy założeniu modernizacji 1:1 – bez użycia źródeł kopalnych nie da się tego dokonać? Pewną przyszłością być może mogłyby być SMR-y, jednak pytanie, czy jest to dla nas dobre rozwiązanie, skoro transformacja dokonuje się dzisiaj.
To prawda. Biorąc pod uwagę, jakie inwestycje są obecnie realizowane, jesteśmy pewni, że bez gazu – który obecnie jest traktowany jak paliwo przejściowe – nie jesteśmy w stanie osiągnąć celów polityki klimatycznej. A gaz, zwłaszcza w wysokosprawnej kogeneracji, jak najbardziej wpisuje się w kolejne „kamienie milowe” w dochodzeniu do neutralności klimatycznej.
Nie widzimy tutaj kolizji. Jednak po 2040 roku bardzo czekamy na rozwój technologii i potencjalnego zwiększenia możliwości wykorzystania gazów zdekarbonizowanych w taki sposób, aby te jednostki gazowe mogły być zastępowane. Czekamy również na rozwój SMR-ów.
Czyli jest to potencjalna przyszłość, jednak nie w pełni użyteczna w kontekście transformacji, którą mamy przeprowadzić dzisiaj.
To technologie, które dopiero się rozwijają i komercjalizują. Trudno jest projektować wszystko pod technologie, których jeszcze nie ma. Z drugiej strony, pojawia się głos dotyczący bardzo dużej elektryfikacji ciepłownictwa i należy też mieć na uwadze fakt, że nie wszędzie jest możliwość zlokalizowania wielkoskalowej pompy ciepła. Ona również posiada ograniczenia techniczne, związane z temperaturą dolnego źródła i do jakiej temperatury wielkoskalowa pompa ciepła może podgrzać nośnik ciepła.
Biorąc pod uwagę naszą obecną infrastrukturę przesyłowo-dystrybucyjną i tak nośnik musi być dodatkowo podgrzewany. Przechodząc na sieci niskotemperaturowe, trudno sobie wyobrazić, że cała Warszawa byłaby w jednym momencie rozkopana ze względu na konieczność gruntownej modernizacji sieci ciepłowniczych, jeżeli mielibyśmy potencjalnie przechodzić na rozwiązania w zakresie elektryfikacji wytwarzających ciepło o niższych parametrach. Pomijam już aspekty dotyczące dostępności takiego poziomu mocy zainstalowanej, jeżeli chodzi o energię elektryczną, która może być wykorzystywana do produkcji ciepła, lokalizacji instalacji OZE, rozwoju sieci przesyłowych i dystrybucyjnych energii elektrycznej. Nie jest to możliwe, a jeżeli czysto teoretycznie nie byłoby tych barier, spowodowałoby to bardzo duży wzrost cen ciepła dla odbiorców.
Wspomniała Pani o dyrektywie EPDB. Teoretycznie nie odnosi się ona bezpośrednio do ciepłownictwa, jednak będzie miała znaczący wpływ na jego funkcjonowanie ze względu na to, że jej głównym założeniem jest zmniejszenie zużycia ciepła. Jak polskie ciepłownictwo patrzy na to wyzwanie?
Faktycznie, wykonując projekcje dotyczące dekarbonizacji, zakładamy zmniejszanie zapotrzebowania na ciepło, wynikające z termomodernizacji budynków. Również w tym zakresie bardzo zwracamy uwagę na pewną ostrożność w szacowaniu poziomu zmniejszenia zapotrzebowania. Zgodnie z naszymi szacunkami będzie to między 30 a 40 procent ciepła w perspektywie roku 2050, zależnie od poziomu zapotrzebowania na ciepło wykorzystywane na potrzeby ciepłej wody, użytkowej w danym systemie ciepłowniczym.
Projektując ścieżkę inwestycyjną dla danego systemu ciepłowniczego, konieczne jest wzięcie pod uwagę zmian zapotrzebowania na ciepło, aby nie przewymiarowywać źródeł. Jest to bardzo ważne. Natomiast mamy świadomość tego, że zwłaszcza po 2040 roku, gdzie wymagane wolumeny ciepła z OZE czy ciepła odpadowego będą znacznie większe, będzie się zmniejszał czas wykorzystania mocy w jednostkach kogeneracji i będą powstawały koszty osierocone. Te koszty w pewien sposób – biorąc też pod uwagę wykorzystywanie jednostek kogeneracji na potrzeby bilansowania KSE – będą konieczne do stworzenia czegoś na kształt rynku mocy dla ciepła.
Pozwoliłby on w pewien sposób wynagrodzić moc pozostającą w gotowości do pracy na rzecz KSE tak, aby koszt nie był przeniesiony na odbiorców w danym systemie ciepłowniczym.