Unijne przepisy wymuszają modernizację polskich systemów ciepłowniczych. Na transformację potrzeba ponad 460 mld zł do 2050 roku
W krajach Europy Zachodniej udział OZE w systemach ciepłowniczych przekracza 30 proc. W Polsce wynosi ok. 12 proc. Dane te potwierdzają, że jesteśmy dopiero na początku procesu transformacji. Modernizacji wymagają zarówno źródła wytwórcze, jak i sieci dystrybucyjne i przesyłowe oraz instalacje u odbiorców końcowych. Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej szacuje, że koszty transformacji mogą sięgnąć nawet 466 mld zł do 2050 roku. Tylko takie inwestycje pozwolą Polsce sprostać unijnym celom klimatycznym.
Czytaj także: Cyfrowa transformacja gospodarki w Polsce
– Zgodnie z danymi Urzędu Regulacji Energetyki ponad 60 proc. miksu wytwórczego w ciepłownictwie stanowi węgiel. Dla porównania w przypadku gazu bądź odnawialnych źródeł energii jest to mniej więcej 10 proc. Widać tu więc dużą rozbieżność – podkreśla w rozmowie z agencją Newseria Monika Gruźlewska, dyrektorka Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej.
Polska jednym z najbardziej emisyjnych rynków ciepłowniczych w UE
Według danych Urzędu Regulacji Energetyki i Komisji Europejskiej Polska pozostaje jednym z najbardziej emisyjnych rynków ciepłowniczych w UE. W krajach Europy Zachodniej udział OZE w systemach ciepłowniczych przekracza już 30 proc., podczas gdy w Polsce wynosi ok. 12 proc. Wyzwaniem jest również charakter sieci – ponad 23 tys. km to wciąż systemy wysokotemperaturowe. Wymagają one kosztownej modernizacji, aby mogły integrować źródła niskotemperaturowe, takie jak pompy ciepła czy ciepło odpadowe.
– Mając na uwadze zarówno stan infrastruktury, czyli sieci ciepłowniczych, jak i źródeł wytwórczych, można powiedzieć, że jako Polska jesteśmy na początkowym etapie transformacji. Ona oczywiście się dzieje, bo wśród sektora widoczne jest poruszenie, jeżeli chodzi o realizację inwestycji, natomiast mimo wszystko patrząc na harmonogram transformacji, a także cele, które wynikają z regulacji unijnych, można powiedzieć, że jesteśmy na początku wielkiej transformacji – ocenia Monika Gruźlewska.
Skala czekających sektor wydatków jest olbrzymia. Według analiz PTEC transformacja do 2050 roku może kosztować, w zależności od scenariusza, od 299 do 466 mld zł.
– To ogromna suma, która zawiera w sobie zarówno transformację źródeł wytwórczych, sieci ciepłowniczych, jak i instalacji odbiorczych, czyli tej infrastruktury, która znajduje się u odbiorców końcowych ciepła – tłumaczy dyrektorka PTEC.
Wymogi dyrektywy o efektywności energetycznej (EED)
Zgodnie z dyrektywą o efektywności energetycznej (EED) państwa członkowskie muszą stopniowo przekształcać systemy ciepłownicze. Nowe systemy powinny być efektywne, oparte na kogeneracji i rosnącym udziale OZE. Po 2035 roku udział ciepła odnawialnego i odpadowego w miksie ma wzrosnąć skokowo.
– W związku z tym w przypadku transformacji przedsiębiorstwa ciepłownicze muszą realizować takie inwestycje, aby wpisywać się w definicję systemu efektywnego. To powoduje, że już dziś podejmowane są kluczowe decyzje dotyczące transformacji i tego, jak docelowy miks wytwórczy w danych lokalizacjach będzie wyglądał, ponieważ to on determinuje realizację celów transformacyjnych – wskazuje Monika Gruźlewska.
Integracja sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego (sector coupling)
Analizy PTEC wskazują, że integracja sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego pomoże sprostać wymaganiom unijnego pakietu Fit for 55. Ten proces nazywa się tzw. sector coupling. Kluczowe znaczenie ma m.in. kogeneracja czyli jednoczesna produkcja energii elektrycznej i ciepła. Ważne są także technologie Power to Heat, umożliwiające wykorzystanie nadwyżek energii z OZE w krajowym systemie elektroenergetycznym do produkcji ciepła. Poprawi to efektywność przetwarzania energii pierwotnej i jednocześnie ograniczy emisję gazów cieplarnianych.
– Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej niedawno opublikowało raport, w którym przeanalizowano różne scenariusze transformacji. Głównie skupiliśmy się na idei sector couplingu, czyli integracji sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego. Z naszych analiz eksperckich wynika, że miksem wytwórczym – optymalnym pod kątem kosztów dla odbiorcy końcowego, ale jednocześnie umożliwiającego spełnić przedsiębiorstwom definicję systemu efektywnego – jest miks, który zawiera w sobie z jednej strony jednostki kogeneracji wytwarzające energię elektryczną i ciepło, ale także uwzględnia kotły elektrodowe, pompy ciepła, jednostki biomasowe. Cały ten system należy wspierać poprzez magazynowanie ciepła – przekonuje dyrektorka PTEC.
Atutem sector couplingu jest dostępność technologii takich jak kogeneracja gazowa, pompy ciepła i kotły elektryczne. Ważne są także magazyny ciepła czy inteligentne systemy zarządzania popytem. Zgodnie z analizami PTEC zmienny koszt wytworzenia ciepła przy optymalnej pracy jednostek kogeneracyjnych i elektrycznych źródeł ciepła wynosi 30 zł/GJ. Dla scenariusza opartego na węglu wartość ta była o 16 proc. wyższa. Natomiast w wariancie bez kogeneracji o 143 proc.
Korzyści dla bezpieczeństwa i odbiorców
Zdaniem ekspertów PTEC sektor ciepłowniczy dzięki integracji z sektorem elektroenergetycznym może pełnić rolę stabilizatora całego systemu energetycznego – zużywać nadwyżki taniej energii elektrycznej w momentach jej dostępności i odciążać KSE w szczytach popytu. To nie tylko zwiększa bezpieczeństwo, ale i obniża rachunki dla gospodarstw domowych.
– Dzięki pracy jednostek kogeneracji możemy zoptymalizować ceny ciepła, a z drugiej strony, jeżeli będziemy wykorzystywać technologię Power to Heat, to również grając na cenach na rynku energii elektrycznej, możemy zoptymalizować ten koszt dla odbiorcy końcowego ciepła – tłumaczy Monika Gruźlewska.
Może Cię również zainteresować: Nowa dyrektywa maszynowa – Co się zmienia od 2027 roku?
Co tydzień otrzymaj od nas porządną dawkę wiedzy o branży przemysłowej!
