Od 276 mld złotych do nawet 418 mld złotych kosztować może dekarbonizacja polskiego ciepłownictwa systemowego, wyliczyli eksperci PTEZ. W obliczu tego typu wyzwań, w trakcie Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach, nie mogło zabraknąć dyskusji dotyczącej kierunków zmian w sektorze.
Uczestnicy panelu pn. „Ciepłownictwo – czas wielkiej zmiany” debatowali na temat transformacji ciepłownictwa w krajach Europy Centralnej w kontekście polityki klimatyczno-energetycznej Unii Europejskiej. Wskazywali na konieczność uwzględnienia lokalnych uwarunkowań, przy jednoczesnej trosce o redukcję nadmiernych kosztów, realizowanych obecnie przedsięwzięć inwestycyjnych. Nie zabrakło rozmowy o technologiach, jakie mogą zostać zastosowane, by zredukować ślad węglowy sektora, w tym o działaniach na rzecz zazieleniania ciepłownictwa.
– W procesie dekarbonizacji w PGE Energia Ciepła chcemy wykorzystywać wszystkie dostępne technologie. Konsekwentnie odchodzimy od węgla – w zeszłym roku zrezygnowaliśmy z wykorzystania węgla brunatnego w elektrociepłowni w Zgierzu. Obecnie paliwem, które jest stosowane do produkcji ciepła i energii elektrycznej w tym podłódzkim mieście jest gaz ziemny – podkreśla Mariusz Michałek, wiceprezes PGE Energia Ciepła i prezes Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych. – Gazu nie uda nam się pominąć w całokształcie kosztownego procesu transformacji. Będzie paliwem przejściowym, które pozwoli dojść do zeroemisyjnej produkcji energii elektrycznej i ciepła. Jest to bez wątpienia paliwo, które umożliwi nam w perspektywie do 2050 roku stać się zeroemisyjnym wytwórcą.
W trakcie panelu dyskusyjnego, który odbył się podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego podsumowano zmiany legislacyjne, jakie weszły w życie i determinują kierunki transformacji sektora. W 2023 r. sfinalizowano prace nad rewizjami dyrektyw ETS, EED, RED III, w roku 2024 w zakresie dyrektywy EPBD. Przedstawiciele branży zwrócili uwagę na znaczenie implementacji tych dyrektyw do prawodawstwa krajowego, co będzie miało wpływ na proces dekarbonizacji ciepłownictwa systemowego. Proces kosztownych inwestycji w ciepłownictwie ułatwić ma konsekwentne przeznaczanie na ten cel środków pomocowych w ramach programów wsparcia inwestycyjnego.
– Do 2030 chcemy we wszystkich swoich jednostkach zrezygnować z węgla kamiennego. Istotnym elementem w procesie dekarbonizacji jest rozwój technologii power-to-heat np. poprzez wykorzystanie kotłów elektrodowych. Na Wybrzeżu, w Gdańsku zamontowaliśmy tego rodzaju urządzenia. Bardzo dobrze funkcjonują, szczególnie w momencie gdy istnieje nadwyżka taniej, również zielonej energii, którą można wykorzystać do produkcji ciepła – dodaje prezes M. Michałek. – Warto podkreślić, że w drugim kroku transformacji będziemy mogli mieszać gaz ziemny z wodorem czy biogazem. Tym samym nie zamykamy się na żadną możliwą technologię, wręcz silnie analizujemy i obserwujemy ich rozwój.
Uczestnicy debaty podkreślali, że istotnym elementem procesu transformacji ciepłownictwa systemowego będzie przyspieszenie prac nad mechanizmami zachęt, obejmującymi m.in. rozwiązania regulacyjne ułatwiające realizację procesów inwestycyjnych.
– Kluczowym zadaniem, jakie spoczywa na naszym krajowym sektorze ciepłownictwa systemowego jest troska o bezpieczeństwo dostaw ciepła i energii elektrycznej dla mieszkańców Polski, przy jednoczesnym spełnienia wymogów w zakresie unijnej polityki klimatyczno-energetycznej. Skala wyzwań przekracza wszystkie dotychczasowe, co przekłada się również na ogromny poziom kosztów transformacji. Z tej perspektywy najważniejsze jest, aby z jednej strony zapewnić dostępność odpowiednich środków, ale to nie wszystko – z drugiej strony konieczne jest podjęcie kroków, aby zagwarantować mieszkańcom Polski cen ciepła po akceptowalnej cenie – wskazuje Dorota Jeziorowska, dyrektor Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych.
Warto przypomnieć, że jak oszacowali eksperci PTEZ, osiągnięcie celów określonych w unijnym pakiecie Fit for 55 będzie wymagało, w zależności od scenariusza poniesienia nakładów na poziomie: od 94 mld zł do 178 mld zł – na infrastrukturę wytwórczą, od 76 mld zł do 100 mld zł – na infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną, od 106 mld zł do 140 mld zł – na modernizację instalacji odbiorczych.
W panelu udział wzięli:
- Piotr Górnik – prezes zarządu, Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o.
- Jörn-Erik Mantz – członek zarządu, country head for energy infrastructure solutions, E.ON Polska SA Energy Infrastructure Solutions
- Mariusz Michałek – wiceprezes zarządu, PGE Energia Ciepła SA
- Anna Mielcarek – dyrektor, Departament Rynków Energii Elektrycznej i Ciepła, Urząd Regulacji Energetyki
- Krzysztof Skowroński – dyrektor, Departament Transformacji Ciepłownictwa, Krajowa Agencja Poszanowania Energii SA
- Marcin Staniszewski – prezes zarządu, TAURON Ciepło Sp. z o.o.
- Jacek Szymczak – prezes zarządu, Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie
- Krzysztof Zamasz – wiceprezes, dyrektor handlowy, Grupa Veolia w Polsce, prezes zarządu, Veolia Energy Contracting Poland
