Transformacja technologiczna w ciepłownictwie - realność i problemy

Polskie ciepłownictwo potrzebuje gruntownej modernizacji. Dzisiejszy system certyfikatów wymaga zmiany, ponieważ nadzwyczajnie wynagradza współspalanie i energetykę wiatrową, a mało promuje nowe projekty kogeneracyjne.

Wiek kotłów eksploatowanych w polskich ciepłowniach oraz zaostrzane wymagania w zakresie ochrony środowiska, w szczególności dyrektywa ETS (o emisji CO₂) i nowa dyrektywa o emisjach przemysłowych IED, wskazują na nieuchronny wzrost kosztów ciepła
w Polsce. Różne szacunki przewidują 30-50% wzrost kosztów ogrzewania w ciągu najbliższych 10 lat. Palący problem społeczny wymaga podjęcia zdecydowanych działań, zwłaszcza, że ich realizacja jest niestety trudna, kosztowna i czasochłonna. Polskie ciepłownictwo wymaga gruntownej modernizacji i w większości przypadków całkowitej transformacji technologicznej.

Z naszych rozmów z wieloma PEC-ami w Polsce wynika, że wiedza o kumulujących się problemach jest powszechna i zagadnienia te są dobrze rozpoznane. Różny jest jednak poziom zaawansowania planów inwestycyjnych oraz determinacja dla ich realizacji. Najczęściej podstawowym powodem, niedostatecznych w naszej ocenie planów rozwoju, jest po prostu zbyt niski potencjał finansowy polskich przedsiębiorstw ciepłowniczych w porównaniu do wymaganych nakładów inwestycyjnych. Standardowa modernizacja jest niewystarczająca dla istotnej poprawy warunków funkcjonowania PEC-ów. Wymierne korzyści można osiągnąć realizując jedną z następujących strategii:

• Strategia A - Budowa układów kogeneracyjnych na węglu,
• Strategia B - Budowa układów kogeneracyjnych na gazie,
• Strategia C - Budowa układów kondensacyjno-kogeneracyjnych na biomasie,
• Strategia D - Układy hybrydowe - łączące powyższe strategie.

Tab. 1. Ocena możliwych strategii inwestycyjnych PEC-ów

Żadna z przedstawionych wyżej strategii nie jest możliwa do realizacji bez właściwego systemu regulacji i wsparcia. Systemy takie, jak „feed in tariffs” (cena gwarantowana) czy „green certificates” (zielone certyfikaty) funkcjonują w każdym kraju wspólnotowym. W Polsce aktualnie obowiązuje model świadectw pochodzenia przysługujących wyłącznie produkcji energii elektrycznej dla energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych i w kogeneracji. O ile świadectwa dla kogeneracji odzwierciedlają różnice technologiczne (różny poziom dla węgla, gazu, gazu kopalnianego i biogazu), o tyle zielone certyfikaty są jednakowe dla wszystkich technologii. Jest to rozwiązanie mało efektywne i rzadko stosowane. Zarówno w systemach „feed in tariffs” (np. Niemcy i Hiszpania), jak i „green certificates” (Anglia) stosuje się zróżnicowanie technologicze - tylko w taki sposób klient nie przepłaca, a technologie najsprawniejsze (choć droższe) mają szansę na rozwój.

Przy jednakowej cenie certyfikatu zielonego astronomiczną rentowność osiąga współspalanie (z powodu bardzo niewielkich kosztów inwestycyjnych) i także bardzo wysoką energetyka wiatrowa (z powodu zerowych kosztów paliwa). O wiele niższą zaś kogeneracja i spalanie biomasy w jednostkach dedykowanych. Według naszych analiz, budowa wiatraków i współspalanie biomasy byłoby nadal opłacalne, czytaj tempo rozwoju tej kategorii OZE byłoby zachowane, przy znacznie niższych dopłatach, nawet rzędu połowy dzisiejszych, natomiast hojne dotowanie wiatraków i współspalania przekłada się na ponadrynkową rentowność tych technologii - wszyscy chcą w Polsce stawiać wiatraki, a cena biomasy jest sztucznie windowana.

Rysunek 1 prezentuje koszt redukcji 1 tony CO₂ dla różnych technologii (koszt ponoszony przez odbiorców energii na zakup świadectw pochodzenia na tonę redukcji CO₂).

Konkluzje

W Polsce wskazana jest modyfikacja obecnego systemu wsparcia w kierunku promowania technologii, których efekt redukcji CO₂ jest najwyższy biorąc pod uwagę całość produkowanej energii użtkowej: ciepła i energii elektrycznej. Nie jest poprawny system, w którym mniej efektywne technologie generują znacznie wyższy dochód, a przy tym osiągają znacznie niższy poziom redukcji CO₂.

Konieczne jest opracowanie i wprowadzenie stabilnego i bardziej dopasowanego systemu wsparcia dla kogeneracji, z następujących powodów: (1) jest to jedyna szansa na uniknięcie szoku cenowego dla centralnych systemów cieplnych, które funkcjonują w większości miast w Polsce, (2) potencjał redukcji CO₂ w kogeneracji, zwłaszcza na paliwach niskoemisyjnych lub bezemisyjnych, jest bardzo wysoki, (3) ze względu na rozproszenie geograficzne PEC-ów zlokalizowane na ich terenie nowe źródła kogeneracyjne energii elektrycznej poprawią stabilność pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, (4) kogeneracja zmniejsza o ok. 30% zużycie energii pierwotnej potrzebnej na wytworzenie energii elektrycznej i ciepła.

PEC-e mogą liczyć na duże zainteresowanie inwestorów zewnętrznych dla realizacji omawianych strategii inwestycyjnych. Bądź to poprzez prywatyzację lub, jak to realizuje obecnie INVEN, wyłącznie pod kontrakt długoterminowy odbioru ciepła. Warunkiem realizacji tych inwestycji jest stabilność i przewidywalność regulacji. Obecne rozporządzenie kogeneracyjne obowiązuje tylko do 2012 roku. Konieczny jest nowy system regulacji o horyzoncie co najmniej 20 lat dopasowany do różnych technologii.

• Aby uzyskać redukcję 1 tony CO₂ dopłaca się najwięcej do wiatraków i współspalania
• Wsparcie dla kogeneracji - w praktyce jedynej technologii pozwalającej rozwinąć problem ciepłownictwa - jest kilkuktornie mniejsze
• Szacuje się, że ten sam efekt redukcji CO₂ można uzyskać dopłacając ok. połowę mniej do wiatraków i ok. dwie trzecie mniej do współspalania, szczególnie przy rosnących cenach energii
• Rentowność dla nowych inwestycji w kogeneracji jest z reguły poniżej rynkowej i w dzisiejszych warunkach ich budowa jest nieopłacalna
• Na dopłaty do OZE jest dziś przeznaczane łącznie ok. 1,6 mld zł - tyle wynosi budżet certyfikatów. Przy mniejszych dopłatach do współspalania i energetyki wiatrowej klient osiągałby oszczędności liczone w setkach milionów złotych.