Dla Polski zagadnienie to ma kluczowe znaczenie, gdyż ciepło z wielkoskalowych systemów ciepłowniczych wykorzystywane jest do celów grzewczych w 40,4% gospodarstw domowych, co przekłada się na około 6 mln rodzin. Przy takiej skali wykorzystania ciepła sieciowego, każdy aspekt regulacji ma ogromną rolę w kontekście konieczności zapewnienia odpowiednich dostaw i przeprowadzenia kapitałochłonnych inwestycji obejmujących transformację tego sektora.
Należy uwzględnić lokalną specyfikę
Ciepło sieciowe jest jednym z głównych źródeł ciepła dla Polaków, a polski sektor ciepłownictwa systemowego jest jednym z największych w Unii Europejskiej. W 2020 r. liczba stopniodni grzania w Polsce, która odzwierciedla skalę zapotrzebowania na ciepło systemowe była o ok. 9% wyższa od średniej unijnej. Szczególnie obszary metropolitalne są ogrzewane i zaopatrywane w ciepło na potrzeby ciepłej wody użytkowej przez duże systemy ciepłownicze o dużych mocach wytwórczych. Podział dużych systemów ciepłowniczych na mniejsze, zwłaszcza w największych miastach, wiąże się z szeregiem wyzwań technicznych, logistycznych, formalno-prawnych, niemożliwych do pokonania w chwili obecnej. Należą do nich m.in. trudności w pozyskaniu gruntów pod rozwój rozproszonych instalacji OZE, konieczność dostosowania technicznego istniejącej infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej, dostosowanie instalacji wewnętrznej w budynkach do pracy na parametrach niskotemperaturowych, kwestie formalno-logistyczne związane z realizacją inwestycji sieciowych, w tym uporządkowanie spraw własnościowych, sieciowych, gruntów itp. oraz konieczność niezbędnej rozbudowy infrastruktury elektroenergetycznej. Ponadto brakuje technologii OZE, które mogłyby zapewnić na szerszą skalę odpowiednio wysokie temperatury medium dostarczanego do sieci ciepłowniczej. Obniżenie temperatury po stronie odbiorczej systemów ciepłowniczych wymaga dużych nakładów inwestycyjnych i nie jest możliwe do zrealizowania w sposób rozsądny i odpowiedzialny w ciągu kilku lat. Pomimo rozwoju systemów hybrydowych, w których centralne jednostki wytwórcze będą uzupełniane przez odnawialne źródła ciepła (geotermia, kolektory słoneczne, pompy ciepła itp.), wciąż ich zastosowanie jest ograniczone. Wyzwania te dowodzą, że podejście uniwersalne nie sprawdza się w przypadku ciepłownictwa komunalnego i nie powinno być sposobem na sprostanie wyzwaniom wskazanym w pakiecie „Fit for 55”.
Wielowariantowa analiza ekonomiczna kosztów transformacji
Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni (PTEZ) przeprowadziło analizę mającą na celu oszacowanie kosztów transformacji sektora ciepłowniczego w oparciu o propozycję Komisji dotyczącą rewizji dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej. Model wykorzystany w analizie oparty jest na szczegółowych założeniach makroekonomicznych, rynkowych i technologicznych dla referencyjnych rynków ciepła na okres 2022-2050. Dla każdego rynku proponowane są cztery warianty technologiczne, które mają spełniać nową definicję efektywnego systemu ciepłowniczego i chłodniczego. W rezultacie model pozwala określić najbardziej opłacalny wariant dla każdego rozważanego rynku ciepła w oparciu o zmienne koszty produkcji.
– Przeprowadzona przez nas analiza wykazała, że dostosowanie polskiego sektora ciepłowniczego do wymogów zaproponowanych w projektach rozporządzeń pakietu Fit for 55 będzie kosztowało łącznie co najmniej 61,56 mld EUR do 91,11 mld EUR nakładów inwestycyjnych, które należy ponieść w perspektywie do 2045 r. na przekształcenie sektora ciepłowniczego, przy czym znaczna część nakładów inwestycyjnych musi być wydana już w 2026 roku – nakłady inwestycyjne od 32,22 mld euro do 55,56 mld euro – zaznacza Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PTEZ i PGE Polskiej Grupy Energetycznej. – Realizacja tak wielu dużych inwestycji w tak krótkim czasie na terenie całego kraju może generować problemy z fizyczną wykonalnością prac, jak również może powodować wzrost kosztów realizacji inwestycji – dodaje prezes Dąbrowski.
Kluczowe rekomendacje
– Analiza dowiodła, że aby transformacja mogła być przeprowadzona w sposób racjonalny, finalny kształt regulacji unijnych musi uwzględniać lokalne uwarunkowania każdego z państw członkowskich. Odejście od ciepła sieciowego na rzecz innych rozwiązań w Polsce byłoby nieuzasadnione ekonomicznie i technicznie oraz prowadziłoby do ryzyka braku dostaw dla milionów odbiorców końcowych, zwłaszcza mieszkających w budynkach wielolokalowych – zaznacza prezes Dąbrowski.
Kluczową rekomendacją jest, biorąc pod uwagę wielkość nakładów inwestycyjnych, jakie zostaną poniesione na dostosowanie wyłącznie infrastruktury wytwórczej do wymogów proponowanej rewizji dyrektywy EED w perspektywie 2026 r. na poziomie od 17,78 mld EUR do 33,33 mld EUR, przesunięcie zastosowania nowego bezpośredniego kryterium emisyjnego na poziomie 270g CO2/kWh dla wysokosprawnej kogeneracji do 1 stycznia 2030 r. W przeciwnym razie, z dużym prawdopodobieństwem może się okazać, że niezbędne do poniesienia koszty transformacji będą nieakceptowalne społecznie – należy zwrócić uwagę, że nie jest to jedyny obszar, który w najbliższym czasie będzie wymagał wysokich nakładów inwestycyjnych.
Alternatywnie, wskaźnik ten powinien dotyczyć wyłącznie nowych i znacząco zmodernizowanych jednostek kogeneracji, jak zaproponowano w stanowisku Rady.
Ponadto, gdyby wszystkie inwestycje w nowe jednostki wytwórcze miały być realizowane do 1 stycznia 2026 r., to musiałyby one być już w tym momencie na zaawansowanym etapie procesu inwestycyjnego. Bardzo istotnym problemem może być również dostępność urządzeń, materiałów i wykonawców dla tak wielu projektów w tak krótkim czasie. Wcześniejsze wejście w życie nowego kryterium emisyjnego nie przyspieszy inwestycji, ponieważ wycofywanie istniejących jednostek musi być zsynchronizowane z oddawaniem do użytku nowych mocy wytwórczych zdolnych do zapewnienia odpowiedniego wolumenu dostaw ciepła.
