– Strategia Transformacji Ciepłownictwa do 2040 r., opracowana przez resort energii, wyznacza kierunek zmian w sektorze – modernizację systemów, rozwój źródeł nisko- i zeroemisyjnych oraz większą efektywność energetyczną. Chcemy, aby transformacja odpowiadała na potrzeby poszczególnych systemów i jednocześnie tworzyła warunki do zapewnienia odbiorcom stabilnego i przewidywalnego cenowo ciepła – powiedział Konrad Wojnarowski, podsekretarz stanu w Ministerstwie Energii, otwierając XXX Forum Ciepłowników Polskich. 

Tematy poruszane podczas paneli znajdowały swoją kontynuację także w rozmowach uczestników Forum. Dyskutowano o pomysłach, barierach i szansach stojących przed sektorem. W centrum tej wymiany opinii działało Studio ORLEN, które skupiało najważniejsze głosy uczestników tegorocznego Forum.

Taryfikacja ciepła

Jednym z kluczowych elementów transformacji sektora są stawki taryfowe opłat za ciepło. Z jednej strony muszą one uwzględniać koszty ponoszone przez przedsiębiorstwa, z drugiej – pozostawać na poziomie akceptowalnym dla odbiorców.

– Sposób kalkulowania taryf wszystkich interesuje, nie tylko ze strony przedsiębiorstw, ale także przede wszystkim ze strony odbiorców, którzy te ceny i stawki ustalone w taryfach muszą później zapłacić – mówiła w Studiu ORLEN Renata Mroczek, prezes Urzędu Regulacji Energetyki.

Jak podkreśliła, proces taryfowania ciepła jest skomplikowany i wieloelementowy. URE weryfikuje m.in., czy taryfy zostały skalkulowane przez przedsiębiorstwa energetyczne zgodnie z przepisami oraz czy ich poziom jest uzasadniony. Jednym z celów procesu taryfowania jest zapewnienie przedsiębiorstwom przychodów pozwalających zarówno na bieżące funkcjonowanie, jak i realizację niezbędnych inwestycji, przy jednoczesnym zabezpieczeniu interesów odbiorców końcowych.

Taryfy są więc jednym z elementów, które muszą pogodzić dwie potrzeby: zapewnienie przedsiębiorstwom możliwości bieżącego funkcjonowania i finansowania inwestycji oraz utrzymanie akceptowalnego poziomu cen dla odbiorców. Transformacja sektora oznacza jednak znacznie szersze wyzwania – od wyboru paliw i technologii po dostosowanie się do zmieniających się regulacji.

Trzy wyzwania transformacji

Na te trzy obszary zwracała uwagę Monika Gawlik, dyrektor Departamentu Spółek Paliwowo-Energetycznych w Ministerstwie Aktywów Państwowych. Jak wskazywała, ciepłownictwo musi dziś mierzyć się z barierami surowcowymi, technologicznymi i regulacyjnymi.

Jednym z wyzwań pozostaje kwestia paliw. Wciąż znaczna część polskiego ciepłownictwa opiera się na węglu, przy czym sytuacja dużych i mniejszych systemów ciepłowniczych jest różna.

– Jeżeli chodzi o ciepłownictwo duże, czyli spółki Skarbu Państwa, one już są w całym procesie dekarbonizacji i takim paliwem, na który przechodzą, jest gaz. Natomiast te mniejsze systemy ciepłownicze, których właścicielami są samorządy, nadal w dużym stopniu wykorzystują węgiel – mówiła Monika Gawlik. Jak podkreśliła, jednostki węglowe będą funkcjonować tak długo, jak długo będą potrzebne.

Drugim wyzwaniem są technologie potrzebne do przeprowadzenia transformacji. Duże spółki Skarbu Państwa już realizują własne strategie transformacji, obejmujące m.in. dekarbonizację, inwestycje w odnawialne źródła energii oraz biomasę.

– Patrząc na spółki Skarbu Państwa, które są pod nadzorem ministra aktywów państwowych, widzimy, że one już są w głębokiej transformacji. Każda z nich pokazała swoją strategię, w której jasno i wyraźnie wskazuje swoją drogę. Oczywiście jest to dekarbonizacja, inwestycje w odnawialne źródła energii i biomasa – mówiła Gawlik.

Rozwój jednostek gazowych coraz silniej wiąże przy tym ciepłownictwo z sektorem elektroenergetycznym.

– Jeżeli chodzi o jednostki gazowe, to jest to powiązane ściśle z sektorem elektroenergetycznym. Dzisiaj właśnie ciepło rozpatrujemy jako uzupełnienie czy jako wsparcie do utrzymania bilansowania systemu elektroenergetycznego. I tak chcielibyśmy, żeby było – wskazywała dyrektor Gawlik.

Trzecia bariera ma charakter regulacyjny. Transformacja ciepłownictwa odbywa się w otoczeniu regulacyjnym, które wpływa zarówno na funkcjonowanie przedsiębiorstw, jak i sposób planowania przez nie inwestycji. Jak wskazywała Gawlik, spółki Skarbu Państwa działają w ramach regulacji, a ich taryfy są zatwierdzane przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Jednocześnie inwestycje powinny odpowiadać potrzebom rynku elektroenergetycznego i wpisywać się w politykę energetyczną państwa.

Skala tych wyzwań oznacza również konieczność poniesienia znaczących nakładów inwestycyjnych. Dla wielu przedsiębiorstw ciepłowniczych kluczowe staje się więc nie tylko wskazanie kierunku transformacji, ale także znalezienie źródeł finansowania niezbędnych inwestycji.

Nowe instrumenty wsparcia

W latach 2026–2030 na nowy Fundusz Transformacji Ciepłownictwa przeznaczone zostaną 3 mld zł. Środki będą mogły wesprzeć m.in. rozwój odnawialnych źródeł energii (OZE), wykorzystanie ciepła odpadowego, elektryfikację sektora, magazyny ciepła i modernizację sieci. Operatorem programu będzie Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW).

Zapowiedziano także, że jeszcze w tym roku uruchomione zostaną dwa programy wsparcia, a ich budżet sięgnie 3 mld zł – z czego 1,8 mld zł stanowią środki zwrotne, a 1,2 mld zł dotacje. Pierwszy program, finansowany z unijnego Funduszu Modernizacyjnego, dotyczyć będzie wsparcia budowy magazynów ciepła. Drugi – finansowany ze środków własnych NFOŚiGW – to wspominany Fundusz Transformacji Ciepłownictwa.

– Nowy fundusz będzie mógł finansować szerokie spektrum inwestycji w ciepłownictwie, włącznie z geotermią, elektryfikacją i kotłami biomasowymi, ale bez biomasy leśnej. Przykładamy dużą wagę do budowy tego funduszu i traktujemy go jako początek wsparcia szeroko pojętej transformacji energetycznej – zapowiedział podczas głównego panelu Józef Matysiak, zastępca prezesa NFOŚiGW.

Do wspomnianej przez wiceministra energii Strategii Transformacji Ciepłownictwa odniosła się Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie (IGCP).

– Znamy jej projekt i zgłosiliśmy do niego uwagi. Strategia nie uwzględnia ogrzewnictwa indywidualnego, co oznacza brak całościowego spojrzenia na sektor ciepłowniczy. Z jednej strony państwo dotuje rozwój ciepłowni systemowych, a z drugiej – instalację pomp ciepła czy kotłów na pellet w domach jednorodzinnych. Systemy się nierzadko kanibalizują – mówi Bogusław Regulski, wiceprezes IGCP.

Jak podkreślał, brakuje spójności między strategią a Funduszem Transformacji Ciepłownictwa. – Strategia dopuszcza wszystkie dostępne technologie wytwarzania ciepła, z kolei fundusz eliminuje ze wsparcia np. wykorzystanie biomasy leśnej. Wsparcie powinno płynąć do wszystkich źródeł przewidzianych w strategii – wskazywał Bogusław Regulski.

Ciepło z OZE wreszcie ujęte w prawie

Jak podkreślała Monika Gruźlewska, dyrektorka biura Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej, transformacja oznacza wysokie nakłady, które do 2050 r. mogą sięgnąć 466 mld zł. Mimo tak dużych wydatków transformacja sektora ciepłowniczego i elektroenergetycznego jest nieunikniona i musi odbyć się w ciągu najbliższych kilku lat, a nie do 2050 r. Koniec 2028 r. przyniesie nowe regulacje europejskie wynikające z RED III, wprowadzające bardziej wymagające progi efektywności dla systemów ciepłowniczych, w tym wymogi dotyczące odnawialnych źródeł ciepła i wysokosprawnej kogeneracji.

Jak wskazywali paneliści tegorocznego Forum Ciepłowników Polskich, tempo transformacji zależy od spójnych ram regulacyjno-ekonomicznych oraz całościowego podejścia do branży energetycznej. Brak spójności w regulacjach może prowadzić do trudności w zarządzaniu i wzrostu cen dla klientów końcowych.

Podniesiono także kwestię statusu prawnego wykorzystania ciepła pochodzącego z energii z OZE. Kotły elektryczne wreszcie uznano za źródło ciepła odnawialnego (czerwcowa ustawa o deregulacji w zakresie energetyki). Przepisy jednoznacznie określają warunki, na jakich ciepło wytworzone w kotłach elektrycznych uznaje się za OZE. Pozwala to na efektywne zagospodarowanie nadwyżek energii elektrycznej z wiatru czy fotowoltaiki i wspiera rozwój „zielonego ciepła”.

Prof. Edward Szczechowiak z Wydziału Inżynierii Środowiska i Energetyki Politechniki Poznańskiej w Studiu ORLEN jako przykład transformacji ciepłownictwa podaje kraje Skandynawskie. – Dania, które jeszcze kiedyś spalała węgiel, dzisiaj gazu nie używa prawie w ogóle, tylko biogaz i biomasa. To biogaz jest podstawowym źródłem ciepła, a do tego dochodzi spalanie odpadów komunalnych, oraz wielkoskalowe pompy ciepła – wskazuje prof. Szczechowiak.

Elektryfikacja ciepła ważna, ale nie jedyna

Jednym z kierunków transformacji pozostaje elektryfikacja. Ciepłownictwo może nie tylko korzystać z energii elektrycznej, ale również pomagać w bilansowaniu systemu elektroenergetycznego, wykorzystując nadwyżki energii z OZE.

Jak wskazali uczestnicy paneli dyskusyjnych, dalsze regulacje powinny zmierzać w kierunku urealnienia procentowego udziału OZE w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, co jest kluczowe dla wykorzystania kotłów elektrodowych. Ich lokalizacja przy elektrociepłowniach biomasowych pozwala na bezpośrednie wykorzystanie energii i ominięcie opłat sieciowych. Ciepłownictwo jest potencjalnie dużym odbiorcą energii elektrycznej w procesie elektryfikacji.

– Kiedy mówimy o elektryfikacji, jest to duży dostawca tzw. usług elastyczności. Ciepłownictwo może pełnić tu rolę regulacyjną. Narodowe Centrum Analiz Energetycznych (NCAE) prowadzi wraz z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi projekty opracowania mapy drogowej dla elektryfikacji ciepłownictwa. To zadanie chcemy zakończyć do końca przyszłego roku – mówił Rafał Gawin, dyrektor NCAE w Studiu ORLEN.

Potencjał jest ogromny. W Polsce działa jeden z najlepiej rozwiniętych systemów ciepłowniczych w Unii Europejskiej. Ciepłem systemowym zasilanych jest 52 proc. gospodarstw domowych w Polsce.

– Nasze ciepłownictwo jest jednym z najnowocześniejszych w UE. Ten sektor ma jednak wymiar lokalny, bo ciepła nie da się transportować np. między miastami. Elektryfikacja jest jednym z rozwiązań, ale nie jest to jedyna technologia transformacyjna. My rozwijamy z energetyką sector coupling, a więc łączenie sektorów – tłumaczył Jacek Szymczak, prezes IGCP i gospodarz wydarzenia, którego nie mogło zabraknąć w fotelu gościa Studia ORLEN.

Ciepłownictwo dobrze bilansuje energetykę. – My, jako ciepłownictwo, możemy konsumować nadwyżki energii z OZE, wówczas kiedy jest jej najwięcej. Mogą one zasilać kotły elektryczne i wielkoskalowe pompy. Możemy uruchamiać te źródła, kiedy cena energii jest bardzo niska i w ten sposób obniżamy cenę ciepła – dodał prezes IGCP.

Postawić na kogenerację gazową

Elektryfikacja ciepłownictwa nie jest jedynym rozwiązaniem. Kolejne to kogeneracja gazowa. – Dzięki współpracy z myOrlen uczymy się kontraktować gaz jak najbardziej efektywnie i opłacalnie. Inne możliwe rozwiązania to także biomasa, w tym biomasa agro – wskazywał Jacek Szymczak.

W Studiu ORLEN  gościli także przedstawiciele  spółek i ciepłowni, które dywersyfikują źródła ciepła, ale rozwijają też kogenerację gazową.

Jarosław Belkiewicz, prezes Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej (PEC) w Mińsku Mazowieckim, które ma już za sobą proces budowy energetyki gazowej, wskazał, że transformując energetykę cieplną trzeba szukać rozwiązań ze środków z NFOŚiGW, które pomogą sfinansować np. kogenerację gazową.

– My na takie źródło postawiliśmy i jest to dobre źródło zarobku. Zwiększamy naszą rentowność, bo opieramy się nie tylko na produkcji ciepła, ale też energii – opowiadał Jarosław Belkiewicz – Kluczowy jest przy tym dostęp do zaufanego dostawcy paliwa. To zasadniczy warunek. Kolejnym jest dobre zakontraktowanie energii elektrycznej, a wreszcie – nie można żałować środków na eksploatację instalacji. Najważniejsze jest myślenie, przewidywanie, planowanie, realizowanie i konsekwencja w działaniu – wskazywał.

Paweł Uznański, prezes Elektrociepłowni Piotrków Trybunalski, zauważył, że zmiana paliwa z węglowego na gazowe niesie ze sobą korzyści, ale i wyzwania, zwłaszcza w czasie kryzysów energetycznych.

– W poprzednim roku cena ciepła z gazu stabilizowała się i była atrakcyjna dla mieszkańców. Teraz , kiedy pojawia się kolejny kryzys, przed nami kolejne wyzwanie. Jednak gaz mimo wszystko daje nam bezpieczeństwo, bo dostawy są zapewnione i nie ma problemu z podażą surowca – powiedział Paweł Uznański. Dodał, że kluczowy dla optymalizacji tego biznesu jest zaufany dostawca, z którym można wypracować długoterminowe warunki współpracy, minimalizując ryzyka rynkowe.

W tożsamym duchu wypowiedział się także Grzegorz Odelski, prokurent i dyrektor techniczny MGK Sp. z o.o. w Oleśnicy podkreślił on, że stawianie na kogeneracje to dodatkowe wsparcie dla przedsiębiorstw ciepłowniczych, co otwiera nowe możliwości wytwarzania energii elektrycznej, zarządzania nią, sprzedawania. – Mając koncesję na obrót energią, sprzedawania jej na giełdzie otwierają się nowe możliwości, jest chęć sięgania po nowe inwestycje zarówno w te wytwórcze, jak i sieciowe – powiedział. Wskazał, że kluczowe przy wyborze kogeneracji jest dobieranie odpowiednich parametrów funkcjonowania kogeneracji, czyli zakupu gazu i sprzedaż energii. – Kogeneracja nie jest łatwą instalacją, bo należy postarać się, żeby pracowała cały rok. W związku z tym patrzymy, jaki mamy wolumen ciepła i ciepłej wody w lecie – powiedział.

Jednego modelu transformacji ciepłownictwa nie ma, bo inne są możliwości i potrzeby poszczególnych systemów. Coraz wyraźniej widać jednak, że ich modernizacja będzie oznaczać łączenie różnych technologii, od elektryfikacji i OZE po kogenerację gazową, z myślą o efektywności, elastyczności i bezpieczeństwie dostaw.

Materiał Partnera