Polskie ciepłownictwo systemowe staje przed gigantycznym wyzwaniem. Całkowita transformacja sektora do 2050 roku pochłonie około 466 mld zł, a już w 2035 roku 35 proc. ciepła musi pochodzić z OZE. Tymczasem wygaszanie elektrociepłowni węglowych grozi powstaniem podwójnej luki – cieplnej i elektrycznej, której nie da się łatwo zasypać elektryfikacją.
Polska jest unikatem na europejskiej mapie ciepłownictwa. Aż 64 proc. ciepła systemowego pochodzi z kogeneracji, czyli jednoczesnej produkcji ciepła i prądu – głównie z węgla kamiennego. Średnia unijna to zaledwie 28 proc. Ta specyfika sprawia, że transformacja sektora jest niezwykle skomplikowana. Z jednej strony konieczne jest odchodzenie od węgla, z drugiej – każda likwidacja jednostki kogeneracyjnej oznacza stratę mocy zarówno cieplnej, jak i elektrycznej.
Jak wynika z najnowszego raportu Polskiego Towarzystwa Energii Cieplnej (PTEC), w latach 2030–2035 z systemu zniknie około 4,9 GWe mocy elektrycznej pochodzącej z kogeneracji węglowych. To tak, jakby nagle wyłączono kilka dużych bloków energetycznych. Stąd branża coraz głośniej mówi o konieczności zastąpienia węgla gazem ziemnym jako paliwem przejściowym.
Potrzeba miliardów i gaz jako paliwo przejściowe
– Dzisiaj podejmując duże decyzje o dużych inwestycjach, a przechodzimy w zasadzie od energetyki węglowej do gazu jako do tego paliwa przejściowego (…) podejmujemy decyzję o inwestycjach punktowych, ale wielomiliardowych – powiedział prezes PTEC, jednocześnie jeden z wiceprezesów PGE, Marcin Laskowski.
Ciepłownicy domagają się od rządu i regulatora szeregu zmian. Chcą obniżenia celu EED z 35 do 15 proc. do 2035 roku, a także wprowadzenia klauzuli pozwalającej na utrzymanie wsparcia dla instalacji gazowych, nawet jeśli na rynku zabraknie wymaganych unijną taksonomią paliw zeroemisyjnych, takich jak biometan. – Mając na uwadze brak komercyjnej dostępności tych paliw i wysoką cenę, chcielibyśmy, aby taksonomia Unii Europejskiej miała specjalną klauzulę, że rzeczywiście my możemy deklarować gotowość do wykorzystania tych paliw w naszych jednostkach, natomiast ich ewentualny brak nie przesądzi o utracie zgodności z taksonomią naszych inwestycji – wskazywała dyrektorka PTEC Monika Gruźlewska.
Sektor postuluje także, aby środki z nierozstrzygniętych naborów na premię indywidualną (nawet 15 mld zł) trafiły na system aukcyjny premii kogeneracyjnej. Bez tego finansowania trudno będzie zrealizować niezbędne inwestycje w nowe źródła ciepła.
Elektryfikacja ciepłownictwa – ryzyko dla sieci
Choć technologia Power-to-Heat, czyli wykorzystanie energii elektrycznej do produkcji ciepła za pomocą pomp ciepła czy kotłów elektrodowych, wydaje się naturalnym kierunkiem, w Polsce może przynieść efekty odwrotne do zamierzonych. PTEC przeprowadził symulację dla Rzeszowa, gdzie istniejąca elektrociepłownia (137 MW mocy zainstalowanej) miałaby zostać zastąpiona wyłącznie źródłami elektrycznymi. Wynik? Miejsce źródła wytwórczego zająłby ogromny odbiorca prądu, co może doprowadzić do przeciążeń sieci 110 kV sięgających 137 proc. dopuszczalnego obciążenia. W najgorszym scenariuszu – braku możliwości dostarczenia energii do samej ciepłowni.
Wniosek z raportu jest jeden: czas odejść od narracji, że ciepłownictwo to sprawa lokalna, bo nie da się zaplanować jego transformacji bez spojrzenia na możliwości dostaw energii elektrycznej i bezpieczeństwa całej sieci. Konieczne jest wzmocnienie infrastruktury przesyłowej, której koszt na samym Podkarpaciu liczony jest w miliardach złotych. Bez tego elektryfikacja ciepłownictwa zamiast rozwiązaniem stanie się źródłem nowych problemów dla systemu elektroenergetycznego.
Źródło: WNP.PL, Fot. Liya_Blumesser / Shutterstock