400 problemów branży ciepłowniczej oraz setki miliardów złotych potrzebne na inwestycje

Grupy energetyczne z Krajowego Planu Odbudowy otrzymały miliardy złotych wsparcia na inwestycje w sieci elektroenergetyczne. Beneficjentem KPO powinien być także sektor dystrybucji ciepła. Branża ciepłownicza od lat czeka na strategię dla ciepłownictwa oraz Krajowy Plan w dziedzinie Energii i Klimatu – to kilka wniosków z panelu „Ciepłownictwo w obliczu wyzwań”, jaki odbył się w trakcie konferencji Energy Days.

• Na poziomie unijnym konsultowana jest unijna strategia dla ciepłownictwa i chłodnictwa. Na poziomie polskim trwa dyskusja nad kształtem Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK) czy też przyszłej strategii dla ciepłownictwa.
• Wartość inwestycji sektora ciepłowniczego w 2023 r. przekroczyła 4,95 mld zł, był to najwyższy poziom nakładów inwestycyjnych od 2015 r. 
• Coraz częściej słychać opinie, że to ciepłownictwo w przyszłości będzie stabilizować krajowy system elektroenergetyczny poprzez magazynowanie nadwyżek zielonej energii i wykorzystywanie jej do produkcji ciepła.
• O tym dyskutowali uczestnicy panelu „Ciepłownictwo w obliczu wyzwań”, jaki odbył się w trakcie konferencji Energy Days.

– Kiedy mówimy o transformacji energetycznej, w głowie mamy elektrownię jądrową, czy farmy wiatrowe na Bałtyku i inne spektakularne inwestycje. A tymczasem prawdziwy front walki o klimat i bezpieczeństwo to branża ciepłownicza. To sektor, który dotyka nas wszystkich – 15 milionów Polaków. Na koniec 2024 r. łączna długość sieci ciepłowniczych wynosiła 23 tys. km – mówiła Dominika Sikora, dyrektorka WNP Economic Trends, podczas panelu „Ciepłownictwo w obliczu wyzwań”, jaki odbył się w trakcie konferencji Energy Days.

Dominika Sikora przedstawiła najważniejsze wnioski z raportu „Ciepło pod ciśnieniem. Kluczowe zmiany i inwestycje w polskim ciepłownictwie” przygotowanego przez dziennikarzy WNP i Portalu Samorządowego.

Zwróciła uwagę na duże rozdrobnienie sektora ciepłowniczego, gdzie oprócz kilku dużych grup jest wiele małych firm, którym trudno będzie przeprowadzić transformacje i inwestycje. 

Spadku cen ciepła nie należy się spodziewać

– W ciepłownictwie mamy blisko 400 lokalnych systemów, każdy z własnymi problemami i każdym trzeba się zająć oddzielnie. W 2024 r. udział węgla w ciepłownictwie wynosił 57,4 proc., w ciepłownictwie rośnie znaczenie gazu, którego udział w 2024 r. w miksie paliwowym ciepłownictwa wynosił 15,2 proc. – wyliczał Dariusz Ciepiela, dziennikarz portalu WNP i jeden z autorów raportu „Ciepło pod ciśnieniem”.

Zwrócił uwagę, że stopniowe odchodzenie od węgla, na pewno ograniczy koszty środowiskowe – koszty emisji CO2 oraz koszty zużycia paliw, co spowoduje większą stabilizację cen ciepła w przyszłości.

Niestety wysoka kapitałochłonność nowych technologii prawdopodobnie nie spowoduje spadku cen ciepła nawet przy istotnym ograniczeniu lub całkowitym wyeliminowaniu paliw kopalnych. 

W oczekiwaniu na krajowe i unijne regulacje

Branża ciepłownicza czeka na nowe, od dawna zapowiadane regulacje.

– Polskie i europejskie ciepłownictwo wciąż czeka na ważne dokumenty strategiczne. Na poziomie unijnym konsultowana jest unijna strategia dla ciepłownictwa i chłodnictwa. W przyszłym roku będzie prawdopodobnie też publikowana strategia dla ciepłownictwa i chłodnictwa, która przygotowana będzie przez Parlament Europejski – zapowiadała Monika Gruźlewska, dyrektorka Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej (PTEC).

Również najbliższe lata to są rewizje rozporządzenia w sprawie wyłączeń grupowych (GBER), dyrektywy ETS, więc wiele różnych istotnych kwestii będzie dyskutowanych na poziomie unijnym.

Rozporządzenie GBER (general block exemption regulation – ogólne rozporządzenie w sprawie wyłączeń grupowych) pozwala państwom członkowskim udzielać pomocy publicznej niektórym przedsiębiorstwom bez konieczności uzyskania uprzedniej zgody Komisji Europejskiej. 

– Na poziomie polskim trwa dyskusja z sektorem, mianowicie nad kształtem Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu czy też przyszłej strategii dla ciepłownictwa. Tak że moment bardzo ważny – podkreśliła Monika Gruźlewska.

Współpraca ciepłownictwa z elektroenergetyką

– Transformacja ciepłownictwa nieustannie postępuje. W niektórych przypadkach może trochę te działania są wolniejsze, może mniej widoczne, ale one są. Wciąż mamy za mało systemów efektywnych energetycznie, jest ich nieco ponad 20 proc., a powinniśmy dążyć do tego, żeby ich było 100 proc. – podkreśliła Anna Mielcarek, dyrektor Departamentu Rynków Energii Elektrycznej i Ciepła w Urzędzie  Regulacji Energetyki (URE). 

Zwracała uwagę na rosnącą synergię ciepłownictwa z elektroenergetyką.

Branża dostrzega potrzebę zwiększenia inwestycji. Jednym z coraz częściej wybieranych obszarów inwestycyjnych jest rozwój power to heat.

– Wartość inwestycji sektora ciepłowniczego w 2023 r. przekroczyła 4,95 mld zł, był to najwyższy poziom nakładów inwestycyjnych od 2015 r. – wyliczała Anna Mielcarek.

Finansowanie inwestycji przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze, podobnie jak w latach wcześniejszych, odbywa się w przeważającej mierze ze środków własnych ‒ pomimo spadku udziału z 76,18 proc. w 2022 r. do 72,71 proc. w 2023 r.

Szczeciński skomplikowany system ciepłowniczy

Duża część systemów ciepłowniczych w Polsce posiada swoją specyfikę i różni się od innych. Tak jest np. w Szczecinie.

– Szczecińska energetyka cieplna i sieć, którą operujemy, jest skomplikowana. Mamy wiele źródeł, nie tylko Szczecińskiej Energetyki Cieplnej, ale również w naszym systemie pracują źródła PGE. Mamy ponadto zakład utylizacji odpadów komunalnych, który również jest znaczącym graczem, jeżeli chodzi o dostawy ciepła w podstawie. Mamy również NewCogen, czyli kogenerację gazową – wyliczał Adam Kampa, prezes Szczecińskiej Energetyki Cieplnej. 

Jak wyjaśniał, Szczecin jest specyficzny, ponieważ istnieją tam dwie sieci ciepłownicze na lewobrzeżu i na prawobrzeżu Odry. Związane z tym różnice poziomów powodują spore wyzwania hydrauliczne. 

W Szczecinie powstają także innowacyjne rozwiązania ciepłownicze.

– Na wyspie Łasztownia stworzyliśmy inteligentny, niskotemperaturowy system ciepłowniczy wykorzystujący lokalnie występujące ciepło odpadowe, pompy ciepła, źródła odnawialne, w którym magazynować będziemy energię odpadową – tłumaczył Adam Kampa.

Z kolei na wyspie Kępa Parnicka wykorzystywana jest pompa ciepła.

SEC razem z miejskim spółką komunalną ZWiK rozwija projekt budowy pompy ciepła wykorzystującej oczyszczone ścieki. 

W krótkiej perspektywie gaz, w przyszłości może wodór i SMR

Jedne z największych inwestycji ciepłowniczych w Polsce planuje grupa PGE Energia Ciepła.

– 12 czerwca grupa PGE przedstawiła strategię, która zakłada kompleksową modernizację posiadanych jednostek i sieci w oparciu o technologie nisko- i zeroemisyjne. Do 2030 r. zakończona zostanie eksploatacja ciepłowniczych jednostek węglowych. Ich miejsce zajmą nowoczesne źródła, które zapewnią bezpieczeństwo dostaw, efektywność energetyczną i pozwolą na ograniczenie emisji – zapowiadał Mariusz Michałek, wiceprezes PGE Energia Ciepła.

Na inwestycje w segment ciepłowniczy do 2035 r. Grupa PGE przeznaczy około 18 mld zł, z czego 15 mld zł zostanie przeznaczone na nowe jednostki wytwórcze, takie jak silniki gazowe, kotły elektrodowe, pompy ciepła, kotły wodne gazowe, kotły na biomasę oraz akumulatory ciepła. Dodatkowe 3 mld zł może trafić na potencjalne akwizycje sieci ciepłownicznych i następnie ich modernizację w szczególności we współpracy z samorządami.

– W pierwszej kolejności inwestujemy w źródła gazowe. W dalszej perspektywie rozważamy wykorzystanie wodoru oraz inwestycje w modułowe reaktory jądrowe (SMR) – dodał Mariusz Michałek.

Zwraca uwagę, że podobne wyzwania związane z realizacją inwestycji i ich finansowaniem mają wszystkie firmy ciepłownicze w Polsce. 

Uniknąć monokultury paliwowej w ciepłownictwie

– Gaz jest dzisiaj wybierany przez sektor ciepłownictwa czy w ogóle przez sektor energetyczny, bo jest to paliwem stosunkowo łatwo dostępnym i łatwym do transformacji – tłumaczył Michał Olszewski,
wiceprezes Orlen Termika.

Przypomniał, że do Orlen Termika należy największy blok gazowo-parowy w Polsce, który pracuje w kogeneracji, czyli na bloku gazowo-parowym w Elektrociepłowni Żerań. Jest to jednostka nie tylko produkująca ciepło dla odbiorców w Warszawie, ale jednocześnie zapewniająca stabilność funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). 

Sektor ciepłowniczy dzisiaj wybiera gaz, bo jest to z obecnej perspektywy paliwo najbardziej dostępne i najłatwiejsze do wykorzystania.

– Ale pamiętajmy o tym, że zarówno my, jak i cały sektor nie chce popełnić tego samego błędu, który popełniano na etapie, kiedy tworzono systemy ciepłownicze, czyli budowanie monokultury. Nie ma chyba żadnej dużej firmy, która dzisiaj inwestuje tylko w jedno paliwo. W grupie Orlen Termika w każdym z systemów ciepłowniczych dbamy o to, żeby mieć równowagę paliwową i nie opierać całego systemu tylko i wyłącznie na jednym paliwie – przekonywał Michał Olszewski.

Dlatego oprócz gazu w każdym systemie ciepłowniczym powstają jednostki power-to-heat oraz wykorzystujące biomasę, coraz częściej wykorzystywane jest także ciepło odpadowe. 

Węgiel z ciepłownictwa odejdzie, ale jeszcze nie teraz

– My trochę idziemy pod prąd tego, co się dzieje na rynku. W Polsce w lutym 2025 r. kupiliśmy dwie duże elektrociepłownie w Chorzowie i Skawinie a we wrześniu podpisaliśmy umowę kupna elektrowni Datteln 4 w Niemczech. Jest to elektrownia opalana węglem kamiennym o mocy elektrycznej netto 1052 MW. Po przejęciu obiektów w Skawinie i Chorzowie zastanawialiśmy się nad ich modernizacją – wskazywał Jaromír Pečonka, prezes ResInvest Energy Polska.

W Skawinie grupa ResInvest Energy postawiła na gaz, ale zdecydowano się, że nie będzie tam budowany duży blok gazowy, lecz zostaną wykorzystane silniki gazowe. W lipcu 2025 r. spółka wygrała dogrywkowe aukcje na rynku mocy dla silników gazowych. W Skawinie powstanie instalacja wykorzystująca silniki gazowe o łącznej mocy 350 MW.

– Oprócz silników gazowych chcemy stawiać także na wykorzystanie biomasy. W Chorzowie obecnie ok. 50-60 proc. paliwa stanowi biomasa. Do roku 2035 ta struktura prawdopodobnie się utrzyma, potem będziemy się zastanawiać, czy będziemy przebudowywali kocioł tak, aby mógł spalać 100 proc. biomasy – dodał Jaromír Pečonka.

W jego ocenie część firm ciepłowniczych może mieć w przyszłości problemy z pozyskaniem odpowiednich ilości biomasy. Chcąc uniknąć tych kłopotów, grupa ResInvest Energy zajmuje się także handlem biomasą. Roczny wolumen obrotu biomasą przez ResInvest to kilka milionów ton. 

12 dużych projektów ciepłowniczych inwestycyjnych

– Jako właściciel drugiej co do wielkości sieci ciepłowniczej w Polsce od dawna przeprowadzamy transformację energetyczną naszych zakładów. Do 2030 r. chcemy odejść od produkcji ciepła z węgla, zapewniając 100 proc. ciepła ze źródeł zero- i niskoemisyjnych – deklarował Marcin Staniszewski, prezes Tauron Ciepło. 

Obecnie Tauron Ciepło realizuje 12 dużych projektów inwestycyjnych, spółka planuje do 2030 r. przeznaczyć na inwestycje blisko 5 mld zł. 

Tauron Ciepło planuje w swoich elektrociepłowniach i ciepłowniach dywersyfikację nośników energii w zależności od lokalizacji, dostępnej infrastruktury elektroenergetycznej, czy przede wszystkim zapotrzebowana na ciepło.

– Będziemy budować bloki OCGT i silniki kogeneracyjne, modernizować istniejące źródła w kierunku spalania biomasy oraz na dużą skalę wykorzystywać akumulację ciepła i technologię power-to-heat. Nie zapominamy również o inwestycjach w nowe przyłącza i sieci ciepłownicze – zapewniał Marcin Staniszewski. 

Przypomniał, że ciepłownictwo ma charakter lokalny, ale wspólnym mianownikiem dla całego ciepłownictwa jest integracja sektora z elektroenergetyką, czyli tzw. sector coupling. Coraz częściej słychać opinie, że to ciepłownictwo w przyszłości będzie stabilizować krajowy system elektroenergetyczny poprzez magazynowanie nadwyżek zielonej energii i wykorzystywanie jej do produkcji ciepła.

Pieniądze z KPO powinny trafiać także do firm ciepłowniczych

– Z szacunków Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej (PTEC) wynika, że na inwestycje w branży ciepłowniczej potrzeba ok. 350-450 mld zł. Jeśli dodamy do tego transformację konwencjonalnej energetyki, włączając w to projekty morskiej energetyki wiatrowej oraz elektrownie jądrowe to otrzymujemy kwotę 1,2 bln zł, które trzeba zainwestować – wyliczał Krzysztof Zamasz, wiceprezes i dyrektor handlowy Grupy Veolia w Polsce.

Przypomniał, że grupy energetyczne w ramach KPO otrzymały miliardy złotych wsparcia na inwestycje w sieci elektroenergetyczne.

– Chciałbym, żeby poza dystrybucją elektroenergetyczną również dystrybucja ciepłownicza także była beneficjentem tego szczęścia, jakim jest KPO – podpowiadał Krzysztof Zamasz. 

Zwracał uwagę, że rozwój kogeneracji gazowej stwarza także szansę dla grup ciepłowniczych na zaistnienie na rynku energii elektrycznej. Grupa Veolia sprzedaje energię m.in. do polskich lotnisk, PKP PLK oraz do sektora więziennego.

Problemem firm ciepłowniczych wykorzystujących węgiel jest duży wzrost cen paliwa oraz uprawnień do emisji CO2.

– Kilka lat temu, kiedy zaczynałem moją przygodę z grupą Veolią, to koszt ETS wynosił ok. 200 mln zł rocznie, teraz to wzrosło do miliarda zł rocznie. Koszty zakupu paliwa wynosiły 400 mln zł, teraz to wzrosło do 1,2 mld zł – wskazywał Krzysztof Zamasz.

Źródło: wnp.pl