Wielką transformację w Polsce odczujemy w naszych rachunkach

Dorota Jeziorowska była dyrektorem Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej od września 2022 roku do połowy marca br. Kilka dni temu Jeziorowska została dyrektorem Biura Obsługi Pełnomocnika Rządu do spraw Strategicznej Infrastruktury Energetycznej w Ministerstwie Przemysłu.

Zapraszamy do przeczytania naszego wywiadu, którego udzieliła Strefie Biznesu jako dyrektor PTEC.

Głównym wyzwaniami, jakie stoi przed sektorem ciepłownictwa, jest jego modernizacja i związane z tym koszty. Jak przeprowadzić tę transformację?

Dorota Jeziorowska: Rzeczywiście, jako Polska mamy blisko 53 GW mocy zainstalowanej w koncesjonowanych źródłach ciepła. Jednocześnie ponad 50 proc. Polaków korzysta właśnie z ciepła sieciowego, co powoduje, że znaczenie tego sektora dla mieszkańców naszego kraju jest zdecydowanie ważniejsze, niż na przykład w Hiszpanii czy Grecji.

Polska z jednej strony ma takie warunki klimatyczne, które powodują, że zapotrzebowanie na ciepło jest dość duże. Z drugiej strony w przeciwieństwie na przykład do państw skandynawskich, w których generalnie liczba stopni wychłodzenia jest wyższa niż w Polsce, istnieje zdecydowanie mniejsze zagęszczenie zabudowy i mniejsza liczba mieszkańców. To z kolei powoduje, że tam liczba systemów ciepłowniczych jest dużo mniejsza niż w przypadku naszego kraju.

Co to oznacza?

Wszystkie regulacje czy na poziomie unijnym, czy na poziomie krajowym, które dotyczą tego sektora ciepłownictwa systemowego, mają dla Polski dużo większe znaczenie niż dla jakiegokolwiek innego państwa. W tym zakresie na przykład, głośno dyskutowany pakiet Fit for 55, tak naprawdę jako pierwszy pakiet legislacyjny Unii Europejskiej w tak znaczącym stopniu dostrzegł potencjał w redukcji emisji gazów cieplarnianych ze strony naszego sektora.

Regulacje wchodzące w skład tego zestawu aktów prawnych w znaczący sposób wpływają i dalej będą wpływać na kształt transformacji ciepłownictwa oraz różne uwarunkowania związane właśnie z przyszłym funkcjonowaniem systemów ciepłowniczych.

Jak mocno założenia pakietu Fit for 55 wpływają, wpłyną na sektor ciepłownictwa w Polsce?

Z perspektywy sektora ciepłownictwa systemowego, najważniejsze są dla nas regulacje dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej i dyrektywy w sprawie odnawialnych źródeł energii.

To, co nasz sektor odróżnia od innych gałęzi, to fakt, że na poziomie dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej mamy określoną, bardzo precyzyjną trajektorię dojścia do neutralności klimatycznej i cele – kamienie milowe do osiągnięcia w kolejnych przedziałach czasowych. Będą one jednocześnie decydowały o możliwości otrzymania, bądź nieotrzymania pomocy publicznej, a to finalnie będzie wpływać na to, w jakim stopniu inwestycje, które będą prowadzone w ramach dekarbonizacji, będą przenoszone na odbiorców końcowych.

Oznacza to, że to jest dla nas absolutny priorytet, żeby utrzymać przez te systemy ciepłownicze status efektywnego systemu ciepłowniczego. Wówczas będziemy mogli oferować odbiorcom, jako branża jak najtańsze ciepło, dostosowane do wymogów polityki klimatyczno-energetycznej.

To, co jest istotne, to fakt, że na poziomie przepisów Unii Europejskiej co do zasady nie są określone, czy wykluczone poszczególne technologie, które wpisują się na przykład w kryteria odnawialnego źródła energii, czy kryteria wysokosprawnej kogeneracji. Oczywiście waga poszczególnych kryteriów będzie się zmieniała.

Czyli im bliżej 2050 roku, tym więcej w naszych systemach ciepłowniczych będzie musiało być ciepła z OZE i ciepła odpadowego?

Tak, natomiast regulacje przewidują, że jeszcze przez kilkanaście lat możliwe będzie wykorzystanie, na przykład gazu ziemnego, zwłaszcza w procesie wysokosprawnej kogeneracji. Docelowo będziemy redukować emisję, co wcale nie oznacza, że to wyzwanie nie jest duże.

Chcę podkreślić, że jest to ogromne wyzwanie, zwłaszcza biorąc pod uwagę skalę źródeł ciepła, które trzeba zmodernizować, bądź zastąpić, a także ogromną liczbę systemów ciepłowniczych, w której te procesy muszą być przeprowadzone.

Nie będą one dotyczyły tylko i wyłącznie zastępowania źródeł ciepła. Musimy też zmodernizować sieci ciepłownicze i przede wszystkim zrealizować inwestycje u odbiorców końcowych w zakresie np. termomodernizacji. To oczywiście nie jest zadanie przedsiębiorstw energetycznych, ale jest to istotny element całego procesu dochodzenia do neutralności klimatycznej w 2050 roku.

Budynków w Polsce jest bardzo dużo i mają różną klasę energetyczną. Jak skomplikowany jest to proces?

To wyzwanie jest naprawdę bardzo duże. Trzeba bowiem zmodernizować instalacje odbiorcze w budynkach, co ze względów logistycznych i dużej liczby inwestycji koniecznych do przeprowadzania komplikuje tego typu przedsięwzięcia.

W tym momencie, jako sektor przeprowadzamy projekty związane z przygotowaniem inwestycji, polegających właśnie na wymianie źródeł ciepła i wymianie sieci ciepłowniczych.

Patrząc na wielkość i złożoność naszych sieci oraz ilość koniecznych do przeprowadzenia inwestycji, nie napawa optymizmem.

Każdy system ciepłowniczy jest inny, inaczej funkcjonuje system ciepłowniczy w Warszawie, w którym mamy tak naprawdę kilka źródeł pracujących na cały system ciepłowniczy, w którym jedna spółka jest operatorem sieci ciepłowniczej, a inna spółka jest na przykład właścicielem źródeł ciepła i podobne przypadki występują w innych polskich miastach, czy to we Wrocławiu, w Gdańsku, czy w Szczecinie.

Stąd też działanie wymaga całościowej koordynacji, również na poziomie samorządu, który odpowiada, zgodnie z ustawą prawo energetyczne, za planowanie zaopatrzenia w ciepło.

W przypadku tych dużych systemów ciepłowniczych, największym wyzwaniem są chyba te uwarunkowania techniczne.

Dlaczego?

Ponieważ bardzo często, takie duże systemy ciepłownicze są administrowane przez na przykład duże grupy energetyczne, czy spółki energetyczne, które posiadają już know-how, wiedzą, jak zrealizować ten proces inwestycyjny. Oczywiście osobną sprawą jest pozyskanie środków na te inwestycje, natomiast nie ma tu takiej bariery związanej ze świadomością i umiejętnością przygotowania takiego przedsięwzięcia. W związku z tym, takie spółki mają też lepsze uwarunkowania, jeżeli chodzi o płynność finansową.

Dużo większym problemem jest zaplanowanie takiej inwestycji, która wpisze się w tę trajektorię wynikającą z pakietu Fit for 55, biorąc pod uwagę duże wolumeny ciepła, które są konieczne do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw ciepła do odbiorców końcowych.

Potrzebne są tutaj dużo większe wolumeny tego ciepła z OZE, ciepła z wysokosprawnej kogeneracji, ciepła odpadowego, a wiadomo, że potencjał na przykład geotermii, potencjał ciepła odpadowego, które wpisują się w technologie umożliwiające spełnienie tych celów polityki klimatyczno-energetycznej, jest bardzo mocno zdeterminowany lokalizacją a tym samym w jakiejś mierze ograniczony.

Podobnie jest w przypadku technologii power-to-heat obejmujących między innymi wielkoskalowe pompy ciepła. Tutaj ten potencjał dolnego źródła również jest zależny od lokalizacji.

Inaczej wygląda sytuacja w mniejszych miastach, gdzie zwykle wytwarzanie i dostawa ciepła do odbiorców jest „pionowo zintegrowana”, czyli operatorem jest jeden podmiot, natomiast bardzo często zdarza się, że właścicielem takich systemów ciepłowniczych są spółki samorządowe, które niestety mają bardzo duże problemy z płynnością finansową, bardzo często nie mają w swoich strukturach jednostek, w których mogłyby być prowadzone prace związane z przygotowaniem inwestycji. Bardziej skupiają się na bieżącej działalności operacyjnej.

Oznacza to, że jeżeli nie ulegnie poprawie sytuacja ekonomiczna tych przedsiębiorstw poprzez odpowiednie zmiany regulacyjne, dużo trudniej będzie im przejść przez cały proces transformacji.

Czyli w ich przypadku proces ten wydaje się łatwiejszy do przeprowadzenia od strony technicznej?

Przy takim systemie ciepłowniczym, na przykład mocy zamówionej 20- 30MW, stworzyć takie warianty miksu energetycznego jest dużo łatwiej niż dla systemu, który ma 1500 MW.

Ta trajektoria, jak to pani nazwała, dochodzenia do neutralności klimatycznej wynika wprost z dyrektywy EED. Jak to wygląda od strony technicznej, w kontekście możliwych do wykorzystania technologii?

Mamy nadzieję, że te technologie, na które pozwala nam dyrektywa, będą mogły być po prostu stosowane.

Jest to o tyle istotne, że pierwsza zmiana definicji efektywnego systemu ciepłowniczego nastąpi już w roku 2028, czyli tak naprawdę za niecałe 3 lata. Biorąc pod uwagę to, że proces inwestycyjny w tym momencie trwa między 5 a 7 lat, w przypadku tak dużych inwestycji, to tego czasu jest po prostu bardzo mało, więc żeby wyrobić się na ten rok 2028, te inwestycje po prostu muszą być już w toku.

Mamy świadomość tego, że wiele podmiotów nie ma jeszcze pojęcia o tym, w jaki sposób powinna być przeprowadzona transformacja. Oczywiście również jako Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej staramy się edukować w tym zakresie. Natomiast wyzwania są bardzo potężne.

Ten scenariusz Ministerstwa Klimatu i Środowiska z października 2024 roku jest bardzo ambitny, ale czy realny?

Biorąc pod uwagę nasze analizy, ten scenariusz jest faktycznie bardzo, bardzo ambitny. Natomiast wydaje się, że przy zapewnieniu odpowiednich środków na transformację, odpowiednich mechanizmów, w tym narzędzi pomocowych, jest on technicznie osiągalny.

Natomiast, jeżeli coś potencjalnie zostałoby usunięte z tego miksu energetycznego, czy miałby się on zmienić w jakiś znaczący sposób, na przykład poprzez duży przyrost jednego z paliw, czy udziału jednej z technologii, będzie to niestety niewykonalne.

A w przypadku Strategii dla Ciepłownictwa?

Mamy ogromną nadzieję, że w tej strategii, nie tyle zostanie wskazany właśnie ten pożądany miks energetyczny. Transformacja każdego z systemów w ciepłowniczych powinna być rozpatrywana bardzo indywidualnie, gdyż każdy system ciepłowniczy jest inny, ma dostęp do innego rodzaju źródła, paliwa i jest to wszystko bardzo mocno uzależnione lokalnie.

Natomiast to, czego oczekujemy od tej strategii, to przede wszystkim mechanizmów i narzędzi, które pozwolą nam zrealizować te inwestycje. Czyli wiemy, jakie technologie możemy stosować. My też w naszym raporcie PTEC wskazaliśmy bardzo różne warianty, dla różnych przedziałów mocowych systemów ciepłowniczych, które w perspektywie 2050 roku będą osiągały te kolejne kamienie milowe i docelowo zgodnie z założeniami osiągną tę neutralność klimatyczną.

Widzimy po strategiach spółek, że wpisują się one dokładnie w te analizy. Kluczowe jest uproszczenie procesów inwestycyjnych, biorąc pod uwagę ogromną ich liczbę, która musi być przeprowadzona. Jednocześnie istotne jest wprowadzenie zmian w zakresie polityki taryfowej, poprawiających kondycję przedsiębiorstw energetycznych Równie ważne pozostają takie kwestie, jak tworzenie odpowiednich warunków inwestowania w różne źródła ciepła, czy w modernizację sieci ciepłowniczych, oraz wprowadzenie odpowiednich mechanizmów wsparcia operacyjnego.

Z jednej strony dla technologii power-to-heat, z drugiej zaś innego mechanizmu elastyczności pod kątem utrzymania możliwości pracy jednostek kogeneracji po roku 2035. To już są detale, ale my bardzo o nich myślimy, ponieważ priorytetem dla nas jest zarówno bezpieczeństwo dostaw ciepła dla odbiorców, jak i akceptowalność procesu transformacji.

Bez wprowadzenia takich mechanizmów, faktycznie zrealizowanie procesu transformacji może być bardzo trudne. Liczymy, że zarówno KPEiK, jak i Strategia dla Ciepłownictwa jak najszybciej ujrzą światło dzienne, a przede wszystkim jak najszybciej zostaną zaimplementowane rozwiązania przedstawione w tych dokumentach, zwłaszcza tutaj po operacyjnej stronie w Strategii dla Ciepłownictwa.

W dalszym ciągu potrzeba nam właściwego bilansowania systemu, w jaki sposób je zapewnić? Które źródło będzie, czy powinno być dominujące?

Chyba najbardziej trafnym określeniem, które powinno charakteryzować przyszły miks energetyczny w ciepłownictwie systemowym, jest dywersyfikacja. W tym zakresie bardzo byśmy nie chcieli przejść z aktualnej monokultury węgla do monokultury, na przykład elektryfikacji ciepła. Nasze analizy pokazują, że tak naprawdę miks energetyczny na przestrzeni lat – aż do 2050 roku we wszystkich systemach ciepłowniczych w Polsce, będzie bardzo zróżnicowany i nie będzie tutaj znaczącej dominacji jednego paliwa, tylko będziemy mieli tu do czynienia jednakowo z gazem ziemnym, z biomasą, z technologiami power-to-heat, które na pewno w perspektywie 2050 roku będą nabierały znaczenia.

Liczymy również na to, że gaz ziemny w przyszłości zostanie zastąpiony przez gaz zdekarbonizowany, natomiast wymagać to będzie rozwinięcia w ogóle rynku gazów zdekarbonizowanych.

Oczywiście bardzo ważną rolę będzie miało ciepło odpadowe, geotermia i wykorzystanie potencjału lokalnych zasobów. Biorąc pod uwagę kierunek transformacji sektora ciepłownictwa systemowego, coraz większego znaczenie nabiera sektor coupling, czyli współpraca pomiędzy różnymi sektorami. W kontekście sektora ciepłownictwa systemowego widzimy ogromny potencjał, a wręcz tak naprawdę konieczność współpracy z krajowym systemem elektroenergetycznym i generalnie z sektorem elektroenergetycznym.

To, co jest istotne, to dwukierunkowość tej współpracy, ponieważ z jednej strony jako systemy ciepłownicze wyrażamy gotowość i takie też jest troszkę oczekiwanie, żebyśmy mogli zagospodarowywać nadwyżki energii elektrycznej z OZE w systemach ciepłowniczych, czyli zamiast przeprowadzania nierynkowego redysponowania mocy, systemy ciepłownicze mogłyby poprzez na przykład kotły elektrodowe, współpracując z magazynami ciepła wykorzystać i zagospodarować te nadwyżki, żeby nie ograniczać produkcji energii elektrycznej z OZE.

Te systemy są do tego przygotowywane?

Zaczynamy planować inwestycje w tym zakresie. Natomiast tutaj znowu wracamy do kwestii regulacyjnych. Żeby to mogło się zadziać, w polskim prawodawstwie musi zostać wprowadzony mechanizm pozwalający na zakwalifikowanie ciepła z energii elektrycznej z OZE, która to energia została dostarczona z krajowego systemu elektroenergetycznego i przetworzona w kotłach elektronowych na ciepło, jako ciepło z OZE.

W polskim prawie musi zostać wprowadzony mechanizm, który to umożliwi. To tak naprawdę warunkuje duży rozwój inwestycji w tym zakresie. Oczywiście poza obszarem jakby odpowiednich środków na inwestycje w tym zakresie, czy ewentualnych innych mechanizmach wsparcia. To jest taki „must have”, żeby to się mogło rozwijać.

Dlaczego to się jeszcze nie zadziało?

Zakładamy, że jest to jeden z elementów transpozycji przepisów dyrektywy EED i dyrektywy RED III do polskiego prawodawstwa. Ten element jest tak naprawdę jedną z części większego pakietu zmian, który musi być przeprowadzony.

Terminy implementacji dyrektywy EED i RED III odpowiednio w maju i w październiku tego roku, w związku z czym oczekujemy, że zostanie to wprowadzone jak najszybciej, wraz z innymi regulacjami.

Mamy świadomość, że wymaga pewnej pracy, również w zakresie konsultacji i przygotowania szerszego otoczenia prawnego. Natomiast liczymy, że będzie mogło się to jak najszybciej wydarzyć, bo naprawdę czasu jest mało, a właśnie tego typu regulacje i ich wprowadzenie będzie miało istotne znaczenie.

Zastosowanie takiego mechanizmu nie będzie sprzeczne z prawem unijnym. Natomiast ważne jest to, aby już poprzez wprowadzenie tych przepisów, dać inwestorom zielone światło, zapewniając, że na pewno taka regulacja zostanie wprowadzona i będę mogli w oparciu o nią prowadzić procesy inwestycyjne w tym zakresie.

Wracając jeszcze do tej dwukierunkowości, współpracy pomiędzy sektorami elektroenergetycznym a ciepłowniczym, wiemy, że jednostki kogeneracji, które teraz licznie zastępować będą istniejące przede wszystkim źródła ciepła opalane węglem, będą mogły stanowić taki swoisty backup dla krajowego systemu elektroenergetycznego i w sytuacjach, w których na przykład pogodozależne źródła OZE nie będą mogły zapewniać wystarczającej generacji, wówczas jednostki kogeneracji będą stanowiły takie taki „wentyl bezpieczeństwa” pod kątem bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego.

Można powiedzieć, że jest to system naczyń połączonych, gdzie zarówno istotnym obszarem jest rozwój technologii power-to-heat, a z drugiej strony rozwój technologii i utrzymanie kogeneracji.

Co to oznacza dla odbiorców końcowych?

To, co jest istotne z perspektywy planowania transformacji, to uwzględnienie faktu, że do odbiorców końcowych będzie dostarczane coraz mniej emisyjne ciepło. Oczywiście wpłynie to znacząco też na lokalne warunki środowiskowe, czyli redukcje zjawiska niskiej emisji, czy smogu. I to jest na pewno bardzo duża zaleta.

Natomiast, jeżeli chodzi o wpływ na ceny ciepła, to oczywiście inwestycje będą kosztowały, ale staramy się, żeby wpływ na ceny ciepła w taryfie, czyli ceny dla odbiorców końcowych tych inwestycji, był jak najniższy.

To z kolei znowu wymaga zmian regulacyjnych. W tym zakresie myślę tutaj o przepisach unijnego rozporządzenia GBER, czyli zmiany na poziomie legislacji unijnej, która pozwoli na zwiększenie maksymalnej intensywności pomocy publicznej na inwestycje w zakresie ciepłownictwa. To spowoduje, że większy będzie mógł być udział środków pomocowych w realizacji inwestycji, a w konsekwencji mniej kosztów zostanie przeniesionych bezpośrednio na odbiorcę końcowego poprzez taryfę.

Tak naprawdę proces transformacji odbywa się na wielu poziomach. Z jednej strony skupionym bardzo mocno na planowaniu inwestycji, i tutaj naprawdę dużo się dzieje w tym zakresie w systemach ciepłowniczych w Polsce. Z drugiej strony cały czas te regulacje muszą nadążać za potrzebami wynikającymi z polityki klimatyczno-energetycznej, po to, żeby umożliwić jak najszybsze, jak najbardziej akceptowalne dla odbiorców końcowych przeprowadzanie procesów inwestycyjnych.

Na koniec te rachunki wzrosną?

Jesteśmy na Google News. Dołącz do nas i śledź Strefę Biznesu codziennie. Obserwuj StrefaBiznesu.pl!