W ciepłownictwie wstrząsy wtórne po wzroście cen gazu

Kryzys energetyczny, pogłębiony przez inwazję Rosji na Ukrainę, zaowocował wysokimi cenami gazu, a w ślad za tym - obawami o dostępność tego paliwa. Kierunek transformacji polskiego ciepłownictwa (czyli przechodzenie z węgla na gaz jako paliwo przejściowe), zaczął budzić wątpliwości... Drogą do ominięcia ryzyk rynku paliw kopalnych jest przestawianie ciepłownictwa na OZE. W relatywnie dobrej sytuacji są tu małe systemy ciepłownicze, ale w dużych - przynajmniej w najbliższych latach - podstawową opcją zastąpienia węgla musi zostać gaz.

• - Wzrost cen gazu niewątpliwie wpływa na decyzje operatorów istniejących elektrociepłowni gazowych. Mamy informacje, że przynajmniej niektórzy operatorzy instalacji kogeneracyjnych gazowych, tam gdzie to było możliwe, odstawili swoje jednostki gazowe i przeszli na produkcję z węgla - mówi Bogusław Regulski, Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie.
• - Trudno ocenić, jak będą kształtować się ceny gazu w obecnym roku, zwłaszcza na tle aktualnych wydarzeń. Uważam, że w obecnej sytuacji najlepiej zachować zdrowy rozsądek i nie podejmować pochopnych decyzji - mówi Przemysław Kołodziejak, prezes PGE Energia Ciepła.
• - W technologiach, dzięki którym możliwe jest "zazielenianie" ciepłownictwa, przełomu nie ma. Zwiększenie wykorzystania OZE w ciepłownictwie to kwestia przyspieszenia pożytkowania technologii, które są dostępne już od dawna - wskazuje Andrzej Rubczyński, Forum Energii.
• Wojciech Dąbrowski, prezes PGE Polskiej Grupy Energetycznej akcentuje, że Komisja Europejska oczekuje, że w 2026 r. zasilanie ciepłownictwa będzie pochodziło z OZE. - Ten postulat jest nierealny, dlatego apeluję do polityków z Komisji Europejskiej o refleksję - mówi. 
• O wyzwaniach związanych z transformacją polskiego ciepłownictwa będziemy rozmawiali podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego 25-27 kwietnia 2022 roku w Katowicach.

Przed wzrostem cen gazu i agresją Rosji na Ukrainę w polskim ciepłownictwie wyraźnie widocznym nurtem transformacji branży w kierunku niskoemisyjnym było odchodzenie od węgla na rzecz gazu. Informacje płynące m.in. z Urzędu Regulacji Energetyki (URE) świadczą, że teraz inwestorzy dość ostrożnie pochodzą do ciepłowniczych inwestycji gazowych.

Zobacz także: URE: brak ofert w naborze na indywidualną premię kogeneracyjną

URE podał, że pierwsza w tym roku, marcowa sesja naboru na premię kogeneracyjną była drugą z rzędu, w której nie rozdysponowano środków przeznaczonych dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji o mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 50 MW.

- Obecna sytuacja na rynkach energii, jak i sytuacja geopolityczna, nie sprzyjają planowaniu budowy dużych jednostek wytwórczych opalanych gazem ziemnym. Wzrosty i wahania cen tego paliwa oraz obawy przedsiębiorców przed zmianami warunków umów podyktowanych działaniem siły wyższej lub przerwaniem łańcucha dostaw - jeśli chodzi o komponenty do jednostek wytwórczych, mogą znacząco przekładać się na decyzje inwestorów - skomentował Rafał Gawin, Prezes URE.
Czytaj również: PGE Energia Ciepła zrywa z węglem
Przemysław Kołodziejak, prezes zarządu PGE Energia Ciepła, wskazuje, że trudno ocenić, jak będą kształtować się ceny gazu w bieżącym roku, zwłaszcza na tle aktualnych wydarzeń.

- Uważam jednak, że w obecnej sytuacji najlepiej zachować zdrowy rozsądek i nie podejmować pochopnych decyzji - tym bardziej  że obecnie brak jest technologii OZE, która mogłyby w pełni zastąpić aktualnie funkcjonujące jednostki wytwórcze opalane węglem w dużych systemach ciepłowniczych, zapewniając przy tym bezpieczeństwo dostaw ciepła do odbiorców - mówi Przemysław Kołodziejak, prezes zarządu PGE Energia Ciepła.

- Żeby cokolwiek się zmieniło, potrzebna jest rozmowa. Jesteśmy otwarci na dialog z Komisją Europejską. Chcemy przesunięcia terminów, zmiany ETS-u, zmiany w Fit for 55 - przede wszystkim względem ciepłownictwa, ale także procentowego udziału OZE w miksie energetycznym. Pamiętajmy, że odnawialne źródła energii kosztują, ktoś je musi sfinansować, musi za to zapłacić... Mówimy o zapotrzebowaniu na ogromne moce. Kto sfinansuje te 55 proc. redukcji emisji, o których mówimy?  - pytał Wojciech Dąbrowski, prezes PGE Polskiej Grupy Energetycznej, największej firmy energetycznej w Polsce w niedawnej rozmowie z WNP.PL.

Akcentował też, że Komisja Europejska oczekuje, że w 2026 r. zasilanie ciepłownictwa będzie pochodziło z OZE.

- Ten postulat jest nierealny, dlatego apeluję do polityków z Komisji Europejskiej o refleksję - mówi.

Zwracał również uwagę, iż w dyskusjach wokół wojny pojawiają się także głosy, żeby całkowicie pominąć gaz i przejść w ciepłownictwie z węgla na OZE...

- To nierealne - przede wszystkim ze względów technicznych, ale również dlatego, że to nie koresponduje z polską specyfiką systemu ciepłowniczego, bo nasz kraj ma najwięcej ciepła systemowego w Europie i największe zasoby źródeł ciepła spełniające najwyższe normy ochrony środowiska - wskazuje Wojciech Dąbrowski.

Trudne planowanie ciepłowniczych inwestycji gazowych

Bogusław Regulski, wiceprezes zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie, zaznacza, że już od kilku miesięcy energetyka, w tym ciepłownictwo, pracuje w warunkach wysokich cen gazu.

- Dla ciepłownictwa systemowego powstała sytuacja jest bardzo trudna. Z jednej strony widać presję na redukcję emisji CO2 i odchodzenie od węgla, bo ceny uprawnień do emisji CO2 bardzo negatywnie wpływają na koszty wytwarzania ciepła, z drugiej zaś strony - kierunek transformacji, który wydawał się naturalny, czyli przechodzenie na gaz, podają w wątpliwość wysokie ceny gazu - mówi Bogusław Regulski.

I wskazuje, że wzrost cen gazu niewątpliwie wpływa na decyzje operatorów istniejących już elektrociepłowni gazowych.

- Mamy informacje, że przynajmniej niektórzy z operatorzy instalacji kogeneracyjnych gazowych, tam gdzie to było możliwe, odstawili swoje jednostki gazowe i przeszli na produkcję z węgla. Trudno mi powiedzieć, czy to zjawisko powszechne, ponieważ każdy podmiot ma swój własny pogląd na utrzymanie bezpieczeństwa firmy - zaznacza Bogusław Regulski.

Dodaje też, że obecna sytuacja nie sprzyja też budowie nowych elektrociepłowni gazowych.

- Słychać, że firmy, które wygrały marcową aukcję kogneracyjną, zastanawiają się, co robić, bo w obecnych warunkach uzyskane wsparcie niekoniecznie będzie gwarantowało, że produkcja z instalacji, którą wybudują, będzie opłacalna, a wycofanie się z aukcji kosztuje. Inna kwestia to bezpieczeństwo realizacji inwestycji. Mówi się, że sektor energetyczny może ucierpieć na skutek braku rąk do pracy w podmiotach realizujących inwestycje - po utracie pracowników z Ukrainy - mówi Bogusław Regulski.

Andrzej Rubczyński, dyrektor ds. strategii ciepłownictwa, Forum Energii, także twierdzi, że obecna sytuacja jest bardzo trudna, jeśli chodzi o planowanie inwestycji gazowych.

- Gaz bardzo podrożał, więc firmy ciepłownicze, które zaplanowały inwestycje gazowe, a mają możliwość korekt decyzji inwestycyjnych, ponownie analizują, co zrobić... Możliwe, że decyzje inwestycyjne będą przesuwane. Zapewne inwestorzy poczekają na uruchomienie Baltic Pipe, żeby zyskać co najmniej pewność dostaw paliwa. Ceny gazu będą kształtowane przez rynek, a w efekcie to co się dzieje w geopolityce, będzie miało silny wpływ na ceny gazu - komentuje Andrzej Rubczyński.

Jacek Chodkowski, prezes zarządu Dalkii Polska mówi, że przyrost zainteresowania wykorzystaniem gazu w ciepłownictwie był do tej pory powiązany z polityką klimatyczną UE i nadziejami pokładanymi w gazie ziemnym, który miał odgrywać rolę paliwa przejściowego w transformacji energetycznej.

- Rosnące ceny surowca mogą budzić wątpliwości co do słuszności decyzji o gazyfikacji ciepłownictwa. Przede wszystkim w krótkim terminie może prowadzić to do wstrzymania decyzji związanych z wykorzystywaniem gazu ziemnego. Trudno jednak spekulować, jak będą kształtowały się ceny gazu w długim terminie - mówi Jacek Chodkowski.

Uważa, że możliwy jest scenariusz, w którym względna stabilizacja konfliktu zbrojnego na Ukrainie oraz zakończenie kontraktacji z kierunku wschodniego zachęci przedsiębiorców do kontynuowania procesu gazyfikacji zasilanego paliwem z innych kierunków.

- Szczególnie w dłuższej perspektywie Europa powinna poradzić sobie ze stopniowym uniezależnieniem się od rosyjskiego gazu i na znaczeniu zyskają dywersyfikacja dostaw gazu, a także inwestycje w biometan - mówi Jacek Chodkowski.

Przemysł też trzyma rękę na pulsie. Mirosław Skowron, członek zarządu Ciechu, mówi, że plan stopniowej dekarbonizacji działalności Grupy Ciech, przedstawiony w przyjętej w 2021 roku strategii ESG, zakłada obniżenie emisji CO2 o ok. 1/3 do roku 2026, a jeszcze przed ogłoszeniem strategii Grupa wskazywała inicjatywy, które mają do tego doprowadzić.

- W największym stopniu do obniżenia emisji CO2 ma przyczynić się korzystanie z niskoemisyjnego źródła energii, pochodzącego z instalacji termicznego przetwarzania odpadów, wybudowanej przez zewnętrznego partnera. Taka inwestycja ma powstać w Inowrocławiu w 2026 r., obok zakładu Ciech Soda Polska - mówi Mirosław Skowron. - Wykorzystanie źródeł opartych na gazie zostało odsunięte w czasie - ze względu na niestabilną sytuację na rynku tego surowca. Jednocześnie intensywnie analizujemy możliwość wykorzystania biomasy w procesie pozyskiwania energii, co wiąże się z niższymi nakładami inwestycyjnymi w porównaniu m.in. do budowy i uruchomienia kotłów gazowych.

Małe systemy ciepłownicze w lepszej sytuacji

Bogusław Regulski wskazuje, że obawy przed dalszym korzystaniem z paliw kopalnych są odczuwalne, co jest naturalne, bo po agresji Rosji na Ukrainę sytuacja na rynku paliw stała się nieprzewidywalna.

- W związku z tym coraz wyraźniej widać, że dywersyfikacja produkcji, w tym szybsze przechodzenie w ciepłownictwie na OZE, staje się coraz bardziej konieczne. W tym kontekście, w relatywnie dobrej sytuacji są małe systemy ciepłownicze, czego nie można powiedzieć o tych dużych. Generalnie rzecz biorąc, jest czym zastępować paliwa kopalne w ciepłownictwie, ale potrzeba do tego co najmniej determinacji właścicieli i pieniędzy na inwestycje oraz na działalność - mówi Bogusław Regulski.

Zdaniem Jacka Chodkowskiego obecna sytuacja wpłynie na przyspieszenie odchodzenia od paliw kopalnych w polskim ciepłownictwie.

- Już teraz obserwujemy rosnące zainteresowanie inwestycjami w pompy ciepła oraz źródła bazujące na RDF i biogazie - kosztem inwestycji w utrzymywanie kotłowni gazowych. Sytuacja ta ma także swoje odzwierciedlenie w projektach legislacyjnych, implementujących Dyrektywę RED II. Biorąc pod uwagę dotychczasową komunikację Komisji Europejskiej, szybsze przechodzenie na OZE ma przyczynić się do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego UE - mówi Jacek Chodkowski.

Przemysław Kołodziejak podkreśla, że inwestycje związane ze zmianą technologii wytwarzania energii elektrycznej i ciepła to złożony i kosztowny proces.

- Nie da się go tak nagle zatrzymać, zmienić lub przyśpieszyć, zwłaszcza że obecna sytuacja jest niestabilna i wszelkie przewidywania co do najbliższej przyszłości można by nazwać spekulacjami. Obecnie realizujemy nasze inwestycje zgodnie z przyjętymi założeniami i według zaplanowanego harmonogramu, który zakłada 70 proc. udziału paliw niskoemisyjnych w produkowanej przez PGE Energia Ciepła energii do roku 2030 - mówi Przemysław Kołodziejak.

Mirosław Skowron twierdzi, że dekarbonizacja jako kierunek działań przemysłu, szczególnie energochłonnego, jest już faktem.

- My także ogłosiliśmy ambitne plany neutralności klimatycznej do 2040 roku i - tak jak wielokrotnie podkreślaliśmy - jesteśmy otwarci i uważanie obserwujemy rozwiązania, które będzie można skutecznie implementować na skalę przemysłową. Dlatego analizujemy SMR-y czy monitorujemy postępy w opracowywaniu technologii, pozwalających na magazynowanie energii - informuje Mirosław Skowron.

Na rynku zdaje się panować zgodna opinia, że najtrudniejsze jest "zazielenianie" dużych systemów ciepłowniczych.

- W przypadku dużych systemów ciepłowniczych przejście na OZE nie jest szybko możliwe, ze względu na ograniczenia logistyczne lub lokalizacyjne. Naturalnym kierunkiem zmian była - i chyba pozostanie - konwersja źródeł węglowych na gazowe. Ciepłownicze jednostki kogeneracyjne są potrzebne nie tylko do produkcji ciepła, ale i do bilansowania pracy sytemu elektroenergetycznego, w którym będzie pojawiać się coraz więcej OZE - mówi Andrzej Rubczyński. - Musimy jednak odpowiedzieć sobie na pytanie, jaka jest krajowa polityka gazowa... Gdzie gaz powinien być kierowany w pierwszej kolejności, a gdzie być wypierany przez technologie zamienne?

Bogusław Regulski też wskazuje, że "zazielenienie" dużych systemów ciepłowniczych, jak warszawski czy krakowski, nie jest proste.

- W przypadku takich systemów to kogeneracja gazowa, wraz z postępującym procesem "zazieleniania" paliwa gazowego, była postrzegana jako technologia przejściowa do technologii wodorowej. Uważam, że to się może obronić. Jeśli ceny paliw gazowych ustabilizują się, a przychody ze sprzedaży ciepła z kogeneracji zostaną urealnione, co wiązałoby się jednak z podwyżkami cen ciepła, to kogeneracja gazowa znajdzie swoje miejsce w procesie transformacji ciepłownictwa systemowego - mówi Bogusław Regulski.

W technologiach zielonego ciepła bez przełomu

Andrzej Rubczyński mówi, że zazielenianie ciepłownictwa to naturalny kierunek, bo pozwala uwolnić się od ryzyk rynku paliw kopalnych, ale - jak zaznacza - w technologiach, dzięki którym możliwe jest "zazielenianie" ciepłownictwa, przełomu nie ma...

- Zwiększenie wykorzystania OZE w ciepłownictwie to kwestia przyspieszenia wykorzystywania technologii, które są dostępne już od dawna. W przypadku mniejszych systemów ciepłowniczych do dyspozycji mamy pompy ciepła o mocy 5-10 MWt, które można zasilać energią z OZE, na przykład z wykorzystaniem umów PPA. Nadal atrakcyjną opcją przejściową jest biomasa, która zdrożała, ale odcina od ryzyk paliw kopalnych- mówi Andrzej Rubczyński. - Interesującym rozwiązaniem są np. wyspy solarne z sezonowymi akumulatorami ciepła. W tym rozwiązaniu kolektory słoneczne generują ciepło latem, które kierowane jest do magazynów ciepła w celu wykorzystania w sezonie grzewczym. Należy również zwiększyć wysiłki w celu wykorzystania energii odpadowej. To praktycznie całkowicie zaniedbane źródło energii może zaspokoić dużą część potrzeb rynku ciepła.

Jacek Chodkowski wskazuje, że istotnym elementem strategii KE jest zwiększenie produkcji biometanu.

- To kierunek, w którym z zainteresowaniem spogląda branża ciepłownicza, także ze względu na zmiany, jakie ma wprowadzić projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw z 24 lutego 2022 r. We wskazanym projekcie ustawodawczym znalazła się również definicja ciepła odpadowego. W mojej ocenie, poza biogazem, w sektorze ciepłownictwa na znaczeniu zyska przede wszystkim wykorzystanie pomp ciepła oraz paliwa RDF - mówi Jacek Chodkowski.

Bogusław Regulski stwierdza, że obecnie największe możliwości "zazieleniania" ciepłownictwa dają technologie biomasowe, które są wystarczająco opanowane technologicznie i eksploatacyjnie, nawet w skali dużych systemów ciepłowniczych.

- Ale skuteczne zastosowanie biomasy wymaga stabilnego i przewidywalnego rynku biomasy, a z tym jest teraz bardzo trudno. W ostatnim czasie wzrosły bardzo mocno jej ceny, a i podaż jak na razie nie jest tak duża, żeby można było zaspokoić popyt bez problemu. Zwłaszcza, że jej import ze wschodu został naturalnie zastopowany - mówi Bogusław Regulski.

Bogusław Regulski wskazuje, że dużo mówi się o instalacjach termicznego przekształcania odpadów komunalnych, ale stwierdza zarazem, że - według obecnego stanu - nie jest to w całości odnawialne źródło energii, a ponadto obejmie tylko część wymaganego w systemach ciepłowniczych strumienia ciepła.

- Zainteresowanie tą technologią jest dosyć duże, a według szacunków w instalacjach termicznego przekształcania odpadów komunalnych można wyprodukować tylko 10-12 proc. ilości ciepła potrzebnego w całym ciepłownictwie systemowym. No i są dyskusje, czy te instalacje podlegają EU ETS, czy nie... Ostatnio Ministerstwo Klimatu i Środowiska stwierdziło, że nie, co w znaczący sposób poprawia ocenę kosztów produkcji ciepła w tego typu instalacjach, eliminując z nich koszty CO2 - mówi Bogusław Regulski.

Przemysław Kołodziejak informuje, że PGE Energia Ciepła obecnie do 30 proc. energii i ciepła wytwarza z gazu - i podkreśla, że należy mieć na uwadze, iż paleta możliwych rozwiązań technologicznych jest ograniczona.

- Na dziś jako paliwo alternatywne mamy przede wszystkim biomasę i odpady komunalne, ale pojawiają się negatywne sygnały, co do wykorzystania ich w przyszłości, jako paliw nieemisyjnych, a ich dostępność i możliwość wykorzystania jest silnie uzależniona od lokalizacji, infrastruktury drogowej. Możemy również wykorzystywać kolektory słoneczne czy energię geotermalną, ale tylko tam, gdzie są ku temu warunki. I aktualnie to są w zasadzie jedyne możliwości niskoemisyjnego wytwarzania ciepła - mówi Przemysław Kołodziejak.

I dopowiada, że w przyszłości pewną nadzieję można wiązać z wytwarzaniem ciepła z energii elektrycznej pochodzącej na przykład z morskich farm wiatrowych czy jakichkolwiek innych źródeł odnawialnych.

-  Jest jeszcze zielony wodór, ale dziś nie ma sprawdzonych, rozwiniętych technologii jego pozyskiwania, poza elektrolizą wody z wykorzystaniem „zielonej” energii elektrycznej - wskazuje Przemysław Kołodziejak.