Wizja podwyżek rachunków o 50 proc. straszy. Ciepłownictwo ma wątpliwości, jak się dekarbonizować

Gaz i biomasa, a może jednak power to heat i elektryfikacja ciepłownictwa - branża ma wątpliwości, jak się dekarbonizować i transformować, czemu dała wyraz podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego. Jednocześnie nie brakuje i dobrych wieści, bo digitalizacja i modernizacja przynoszą wymierne korzyści.

• Eksperci wskazują, że sytuacja branży wymaga obecnie szybkich działań modernizacyjnych przy jednoczesnym ograniczaniu ryzyka drastycznych podwyżek dla odbiorców.
• Uczestnicy panelu "Ciepło, inwestycje, technologie", który odbył się podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego, zwracali uwagę na potencjał technologii hybrydowych oraz roli gazu jako paliwa pomostowego. Możliwe jest też dywersyfikowanie źródeł w oparciu o lokalne zasoby i magazynowanie ciepła.
• Notowany w ostatnich latach sześćdziesięciopięcioprocentowy wzrost cen ciepła systemowego oraz prognozy cen uprawnień CO₂ na poziomie 200 euro wymuszają priorytetowe traktowanie sektora.

Więcej biomasy, gaz nie taki przejściowy

Największym problemem dla ciepłownictwa w Polsce pozostaje konieczność połączenia ambicji transformacyjnych z utrzymaniem dostaw ciepła niezależnie od warunków pogodowych. Nie ma bowiem wątpliwości, że nawet przejście na kotły elektrodowe czy wielkoskalowe pompy ciepła, nie zawsze da równocześnie dostępną i tanią energię.

Alternatywą, o czym mówił podczas panelu "Ciepło, inwestycje, technologie" prezes zarządu Taurona Ciepło Marcin Staniszewski, może być biomasa.

– Jedynym źródłem OZE, z definicji OZE, które jest w stanie zabezpieczyć sezon grzewczy przy takich temperaturach, jak minionej zimy, jest właśnie biomasa. Oczywiście nie zakładamy, że będziemy biomasę spalać na sto procent – mówił Staniszewski. Dodał, że zdaje sobie sprawę z rosnącego zapotrzebowania w ciepłownictwie na ten rodzaj paliwa, bo pozwala ono spełniać wymogi udziału OZE w miksie. Obecne zużycie biomasy w Tauronie to około 300 tys. ton biomasy, a docelowo ma wynieść 500 tys. ton rocznie.

Prezes zarządu Taurona Ciepło Marcin Staniszewski wskazał na biomasę jako jedyne źródło OZE zdolne w pełni zabezpieczyć system w szczycie sezonu grzewczego, planując zwiększenie jej wykorzystania w Tauronie do 500 tys. ton rocznie. Fot. PTWP

– Widzimy biomasę jako uzupełnienie systemu ciepłowniczego – zaznaczył Staniszewski.

Z kolei Mariusz Michałek, wiceprezes zarządu PGE Energia Ciepła, wskazał na inny kierunek dekarbonizacji w ciepłownictwie. Polska Grupa Energetyczna do końca 2030 r. chce wyeliminować węgiel z podstawy miksu, a w jego miejsce, przejściowo, postawić na gaz ziemny (w kogeneracji).

– Mówimy, że gaz będzie paliwem trwale przejściowym, do momentu wymyślenia technologii, która pozwoli go zastąpić. Chętnie zastosowalibyśmy nową, tańszą technologię, która pozwoli zagwarantować bezpieczne ciepło dla odbiorców. Gaz pozwala uelastycznić to, dopasować przebieg zużycia i zapotrzebowania na energię – mówił Michałek. Problemem jego zdaniem jest długa stopa zwrotu gazowych jednostek kogeneracyjnych, która wynosi 15 lat. Stąd teza, że gaz – do czasu pojawienia się nowej, tańszej i wciąż dyspozycyjnej technologii wytwarzania ciepła – pozostanie rozwiązaniem przejściowym, ale trochę na lata.

Mariusz Michałek, wiceprezes zarządu PGE Energia Ciepła uznał gaz ziemny za niezbędne paliwo przejściowe w kogeneracji, które dzięki elastyczności pozwala gwarantować bezpieczeństwo dostaw do czasu upowszechnienia się tańszych, zeroemisyjnych technologii. Fot. PTWP

Odpady, magazyny i ciepło odpadowe w lokalnym miksie

Podobne zdanie wyraził Jacek Kostrzewa, prezes zarządu Krajowej Agencji Poszanowania Energii. Przyznał, że kogeneracja (wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej) na bazie instalacji gazowych będzie podstawą ciepłownictwa w Polsce. Poza dywersyfikacją źródeł wiele szans upatruje w magazynach ciepła, w różnej skali.

– W Warszawie Orlen Termika buduje ogromny magazyn, dobowy, ale podobne magazyny będą powstawać w innych miejscach, magazynując ciepło – powiedział.

Jednocześnie studził entuzjazm co do geotermii, która w zależności od lokalizacji może być zbyt kapitałochłonna lub dostarczać ciepło o zbyt niskich parametrach.

– Lokalnie mogą się pojawiać możliwości wykorzystania głębokiej albo płytkiej geotermii. Płytka geotermia ma tę zaletę, że jest tania w wierceniu, a wadę, że nie uzyska się wysokich parametrów – ocenił Kostrzewa.

Jacek Kostrzewa, prezes zarządu Krajowej Agencji Poszanowania Energii, podkreślił rolę magazynów ciepła w dywersyfikacji źródeł energii, jednocześnie zachowując dystans do powszechnego wykorzystania geotermii ze względu na jej wysokie koszty i zmienne parametry. Fot. PTWP

Własnymi doświadczeniami z perspektywy mniejszej jednostki i współpracy z lokalnym samorządem podzielił się prezes zarządu PEC Bytom Sławomir Kamiński. Jak udowodnił, z węglem można współspalać nie tylko biomasę.

– Mamy bardzo ciekawe rozwiązanie, jedyne w województwie śląskim, gdzie współspalany jest węgiel z RDF-em. To jest jedyna na Śląsku działająca instalacja termicznego przekształcania odpadów, która dostarcza ciepło do systemu ciepłowniczego – opisywał Kamiński.

Dodatkowo Bytom ma spore możliwości w zakresie wykorzystania ciepła odpadowego, bo w mieście wciąż działają zakłady, które mogą je dostarczyć.

W przyszłości natomiast w Bytomiu mogą znaleźć się kotły elektrodowe i magazyn ciepła. W kwestii dialogu z odbiorcami i samorządem podkreślał, że kluczowe jest myślenie o akceptacji cenowej.

– Ostatnie cztery lata pokazały, że cena ciepła systemowego wzrosła około sześćdziesiąt pięć procent. To powoduje poruszenie. Nie ma co kryć, nie chcemy, by o PEC mówiono tylko przy awariach lub podwyżkach cen – mówił.

Prezes zarządu PEC Bytom Sławomir Kamiński przedstawił unikalne rozwiązanie współspalania węgla z RDF-em oraz plany wykorzystania ciepła odpadowego, akcentując przy tym konieczność dbania o społeczną akceptację cen ciepła. Fot. PTWP

Ekonomia transformacji i ratunek w digitalizacji?

Podwyżki cen znalazły się na celowniku innego z panelistów, posła Grzegorza Płaczka z Konfederacji. Mówił o skali inwestycji w ciepłownictwie – wynikających także z obaw przed wzrostem cen uprawnień EU ETS, a także windujących ceny ciepła. W 2024 r. zainwestowano w ciepłownictwo około 5 mld zł, gdy w skali całego kraju powinno być to niemal 18 mld zł (według szacunku ekspertów).

– Mówiliśmy o biomasie, ale nierozsądnie byłoby nie powiedzieć o węglu, będąc na Śląsku, bo ciepłownictwo na węglu stoi. Nie pamiętam eksperta, który by nie zwrócił uwagi na problem ETS-u. Kilka lat temu mówiliśmy o ośmiu euro za tonę CO2, a jeśli nic się nie zmieni, to za kilka lat będziemy mieć dwieście euro – przekonywał polityk. W 2050 r., przy tych szacunkach, rachunki za ciepło miałyby wzrosnąć o 50 proc.

Grzegorz Płaczek z Konfederacji zwrócił uwagę na drastyczny wpływ kosztów uprawnień do emisji CO2 na rachunki odbiorców oraz na ogromną lukę inwestycyjną, z którą mierzy się polskie ciepłownictwo. Fot. PTWP

Michał Walerzak, prezes zarządu GPEC Projekt, pokazał natomiast jeszcze inne spojrzenie na ciepłownictwo, bo od strony digitalizacji, która może pomóc branży.

– W tym roku przyłączymy nowych klientów na moc około 40 MW i przeznaczymy na to około 30 mln zł. A na digitalizację w tym roku przeznaczymy około 20 mln zł, tak kształtują się te wydatki – powiedział.

Michał Walerzak, prezes zarządu GPEC Projekt, udowodnił, że inwestycje w digitalizację i telemetrię pozwalają na optymalizację produkcji oraz elastyczne reagowanie na potrzeby świadomych klientów poszukujących efektywności energetycznej. Fot. PTWP

Walerzak wyliczał, że digitalizacji oczekują klienci, którzy szukają partnerów potrafiących elastycznie dopasować dostawy do ich profilu zużycia. Ważną rolę pełni też scyfryzowana telemetria.

– Nasze systemy telemetryczne skojarzone z algorytmami predykcji pogody oraz z cenami TG ustawiają nam scenariusze produkcji i plany produkcji w taki sposób, aby maksymalizować zyski właśnie z energii elektrycznej, jednocześnie dostarczając odpowiednie parametry ciepła do klientów – opowiadał prezes GPEC Projekt.