Eksperci: Dekarbonizacji polskiego sektora ciepłownictwa nie da się przeprowadzić bez użycia gazu oraz biomasy

Utworzenie mechanizmu rynku mocy stworzyło okazję inwestycyjną do modernizacji pierwszego w Polsce bloku gazowo-parowego, który znajduje się w gorzowskiej elektrociepłowni PGE Energia Ciepła

- Od niemal 300 do 466 mld zł to przedział inwestycji, jakie musi poczynić polski sektor ciepłowniczy, aby spełnić wymogi unijnego pakietu regulacji Fit for 55 - ocenia Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej w raporcie o transformacji sektora.

W zaprezentowanym we wtorek raporcie Wpływ regulacji UE na transformację sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce - ocena skutków i rekomendacje dla regulacji krajowych PTEC szacuje, że inwestycje prowadzące do dekarbonizacji sektora ciepłownictwa systemowego do 2050 r. należy szacować na 102 - 211 mld zł w przypadku infrastruktury wytwórczej. Nakłady na infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną ciepła Towarzystwo szacuje w przedziale od 82 do 106 mld zł, a na modernizację instalacji odbiorczych - od 115 do 149 mld zł. W sumie jest to od 299 do 466 mld zł.

Długoterminowe ceny ciepła PTEC oszacowało w przedziale 100-200 zł za GJ w zależności od rynku, wybranej technologii i struktury paliw. Autorzy raportu podkreślają, że polskie ciepłownictwo systemowe to setki bardzo różnych systemów, od bardzo dużych po bardzo małe. Dlatego nie da się zastosować jednego wariantu technologicznego transformacji, należy go dobierać do danego systemu. Lokalne rynki ciepła PTEC podzieliło na sześć grup, dla każdej z nich wskazano po cztery warianty technologiczne.

W ocenie Towarzystwa, ciepłownictwo systemowe powinno około roku 2031 zaprzestać z korzystania z węgla, znaczący spadek zużycia gazu ziemnego to koniec lat 30., pod warunkiem zastąpienia go przez tzw. gazy zdekarbonizowane - biometan i wodór. Znaczący będzie udział biomasy, na którą zapotrzebowanie może wzrosnąć, powodując wzrost jej ceny. Udział energii elektrycznej będzie mniej więcej stały od początku lat 30., zauważalny wkład w przyszłej dekadzie zacznie mieć ciepło odpadowe, np. z oczyszczalni ścieków czy wielkich serwerowni. Wzrośnie udział technologii Power to Heat, służących do zagospodarowania nadwyżek energii elektrycznej z OZE. PTEC spodziewa się do 2050 r. spadku zapotrzebowania na ciepło systemowe o ok. 30 proc., głównie ze względu na wzrost efektywności i termomodernizację budynków.

Twórcy raportu uznali, że dekarbonizacji polskiego sektora ciepłownictwa nie da się przeprowadzić bez użycia gazu jako paliwa przejściowego oraz biomasy, na którą popyt znacząco wzrośnie. Nawet do 20 mln ton rocznie, podczas gdy historyczny rekord jej zużycia w Polsce to 6 mln ton.

Jako potencjalne problemy Towarzystwo wskazuje kumulację inwestycji w stosunkowo krótkim czasie, co oznacza możliwość wzrostu cen nawet do 20 proc. ze względu na ograniczoną podaż. Z kolei, jeżeli sektor zdecyduje się na masowe wykorzystanie gazu, to jego zużycie w ciepłownictwie może wzrosnąć z 3,5 mld m sześć. dziś do 12 mld m sześć.

Jako najbardziej optymalne technologie w dużych systemach ciepłowniczych PTEC wskazuje kogenerację (CHP) gazową, uzupełnianą w podszczytach przez OZE, a w szczytach przez ciepło z urządzeń Power to Heat jak kotły elektrodowe. Przejście CHP na gazy zdekarbonizowane nie będzie bowiem wymagało budowy źródeł od nowa.

Dla małych systemów PTEC wskazuje jako optymalne rozwiązanie CHP na gaz uzupełnioną kotłem ciepłowniczym na biomasę oraz gazowymi kotłami szczytowymi.

Jak podkreślał w czasie prezentacji raportu Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Rafał Gawin, regulator obserwuje już w sektorze ciepłownictwa zwiększone nakłady inwestycyjne i wzrost udziału energii odnawialnej oraz zmniejszanie śladu węglowego. Zauważył, że w przyszłości sektor stanie się odbiorcą nadwyżek energii a więc i stabilizatorem systemu elektroenergetycznego. Nadrzędnym celem jest nie tylko dekarbonizacja sektora, ale zapewnienie akceptowalności społecznej, a więc i odpowiednich cen dla odbiorców - podkreślił Gawin.

PTEC rekomenduje w raporcie wprowadzenie mechanizmu wynagradzającego dyspozycyjność jednostek kluczowych z perspektywy bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego; mechanizmu wsparcia operacyjnego do technologii Power to Heat; obrót gwarancjami pochodzenia ciepła z OZE na rynku szerszym niż obejmujący dany system ciepłowniczy i rozszerzenie gwarancji pochodzenia ciepła o ciepło odpadowe; możliwość współspalania RDF (paliwa z odpadów) i biomasy spełniającej kryteria zrównoważonego rozwoju; usprawnienie działania mechanizmu wsparcia dla jednostek CHP. Towarzystwo rekomenduje tez uproszczenie procedur administracyjnych.