Home Archive by category Analizy

Analizy

TRANSFORMACJA CIEPŁOWNICTWA SYSTEMOWEGO SZANSĄ NA TAŃSZE CIEPŁO

696 0

Ceny węgla i gazu spadają, rośnie podaż paliw. Doświadczenie ostatnich dwóch lat uczy jednak, że stabilizacja na rynku surowców nie jest trwała. Ciepłownictwo systemowe jest narażone na ryzyko znacznych wahań cen paliw, co w istotny sposób może wpłynąć na cenę ciepła dla odbiorców. Jedyną szansą na tańsze ciepło jest głęboka transformacja sektora ciepłowniczego. Tak wynika z najnowszego raportu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Ceny ciepła systemowego są znane, ale tylko do końca roku. Zgodnie z ustawami z końca ubiegłego i początku tego roku podwyżki cen ciepła mogły wynieść maksymalnie do 40 proc. w stosunku do cen z końca września 2022 roku. System mrożenia cen przestaje jednak obowiązywać z końcem grudnia br. i nie wiadomo, czy zostanie przedłużony.

– Sektor, z którego korzysta około 15 mln Polaków, jest obarczony ryzykiem nieprzewidywalnych i istotnych wahań cen paliw. Aktualna stabilizacja na rynku jest pozorna i z pewnością nie jest trwała. Jedyną szansą na tańsze ciepło w dłuższej perspektywie jest wdrożenie działań, których efektem będzie gruntowna transformacja sektora – stwierdza prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie, Jacek Szymczak. 

Miks do poprawy

Budynki odpowiadają za 41 proc. zużycia energii w Unii Europejskiej. Energia ta służy głównie do ogrzewania i przygotowania ciepłej wody. Ciepłownictwo odgrywa więc ważną rolę na rynku energii. Najbliższe lata będą kluczowe dla rozwoju i transformacji ciepłownictwa w Polsce. Nasz system ciepłowniczy jest bowiem jednym z największych w Europie. Z ciepła systemowego korzysta już ponad połowa gospodarstw domowych.  

52,2 proc. gospodarstw domowych w Polsce korzysta z ciepła systemowego (wg danych GUS z maja 2023 roku)

Polska energetyka jest oparta na paliwach kopalnych. Dywersyfikacja paliw w ciepłownictwie postępuje – w 2017 udział węgla wynosił 74 proc., obecnie 69,5 proc. – ale zbyt wolno, by sprostać zmianom gospodarczym i geopolitycznym.

Wybuch wojny w Ukrainie potwierdził, że sektor powinien jak najszybciej zdywersyfikować miks paliwowy, by uniezależnić się od paliw kopalnych i ich eksportu. Wykorzystanie tych surowców obciąża również środowisko naturalne i powoduje dodatkowe koszty dla przedsiębiorstw ciepłowniczych związane z pozyskiwaniem coraz droższych uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Bez transformacji sektora, ceny ciepła systemowego będą rosły, a jego stała dostępność będzie zagrożona.

Dla czystszego powietrza

Jak szacuje Instytut Certyfikacji Emisji Budynków, zimą nawet 97 proc. Polaków jest narażonych na duże i bardzo duże stężenie szkodliwych substancji w powietrzu. Rocznie ponad 45 tys. mieszkańców naszego kraju umiera z powodu zanieczyszczenia powietrza, którego główną przyczyną jest niska emisja, czyli uwalnianie szkodliwych gazów i pyłów z domowych kotłów i pieców na paliwa stałe. 

Jednym z najlepszych sposobów na poprawę jakości powietrza, którym oddychamy, pozostaje podłączanie indywidualnych odbiorców do sieci ciepłowniczej. Ciepłownictwo systemowe jest bowiem w niewielkim stopniu zagrożone niską emisją. Co więcej, w ciągu ostatnich dwudziestu lat sektor znacznie ograniczył emisję szkodliwych substancji do atmosfery, m.in. pyłów o 89,24 proc., dwutlenku siarki o 80,84 proc., tlenków azotu o 59,68 proc. i dwutlenku węgla o 15,54 proc. 

Kluczowe dla transformacji energetycznej 

Według raportu „Transformacja i rozwój ciepłownictwa systemowego w Polsce” przygotowanego przez ekspertów Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie (IGCP), warunkiem koniecznym transformacji i rozwoju ciepłownictwa systemowego w Polsce jest przejrzysta legislacja, uwzględniająca całościowe i długofalowe spojrzenie na branżę, oraz strategia dla ciepłownictwa.

Potrzebna jest specjalna ustawa odnośnie do ciepłownictwa i wyodrębnienie przepisów dotyczących sektora z obowiązującego prawa energetycznego. 

– Kluczem do przeprowadzenia transformacji sektora jest właściwa, elastyczna, nadążająca za zmianami rynkowymi legislacja, bo branża ma świadomość konieczności zmian – podkreśla prezes Szymczak. I dodaje: – Minione kilkanaście miesięcy pokazało, że na naszą branżę zaczynają mieć wpływ czynniki, które 2–3 lata temu nie były tak widoczne, np. zmiany klimatyczne czy wydarzenia polityczne. 

Priorytetem dla sektora ciepłowniczego jest poprawa jego kondycji ekonomicznej, bo – jak jednak wynika z danychUrzędu Regulacji Energetyki – rentowność branży ciepłowniczej w 2021 roku wynosiła minus 5,78 proc., a wiele ciepłowni utraciło płynność finansową.Fatalna rentowność sektora to, zdaniem IGCP, efekt wieloletnich regulacji cen przez państwo.   

– W takiej sytuacji przedsiębiorstwa nie mogą pozyskać finansowania na niezbędne inwestycje. Nawet otrzymanie dotacji wymaga przecież wkładu własnego, a pozyskanie kredytu w bankach jest dla wielu przedsiębiorstw niemożliwe – tłumaczy Szymczak. 

Jak podkreśla prezes IGCP, przedsiębiorstwa ciepłownicze chcą się zmieniać, ale proces wdrażania zmian wymaga zarówno pieniędzy i czasu, jak też zrozumienia ze strony decydentów.

***

Przeprowadzenie transformacji sektora, zapewnienie bezpieczeństwa dostaw ciepła oraz stabilności jego ceny zależy od poprawy sytuacji finansowej przedsiębiorstw. To warunek konieczny, bo pozwoli on ciepłownikom na przeprowadzenie koniecznych inwestycji, dostęp do najnowocześniejszych technologii wytwarzania i przesyłania ciepła oraz stworzy możliwość wykreowania nowych usług, takich jak chłodzenie mieszkań czy biur latem. Systemowy chłód staje się niezbędny do życia, kiedy doświadczamy takich ekstremalnych temperatur jak w lipcu tego roku – najgorętszym miesiącu w historii pomiarów. 

Źródło: Magazyn Ciepła Systemowego

KU PRZYSZŁOŚCI. JAK SIĘ ZMIENIA POLSKIE CIEPŁOWNICTWO

748 0

Kryzys energetyczny, którego nadal doświadczamy w Polsce i Europie, to szansa na przyspieszenie transformacji sektora ciepłowniczego.

Ciepłownictwo systemowe, jak cała energetyka, stoi przed ambitnymi wyzwaniami wynikającymi z jednej strony z sytuacji gospodarczej i politycznej na kontynencie, z drugiej zaś strony – z wymogami unijnymi odnośnie do celów klimatycznych.

Zadania dla branży

Priorytetem jest dekarbonizacja ciepłownictwa systemowego, przy zachowaniu jego konkurencyjności cenowej. Horyzont czasowy to rok 2050, kiedy wszystkie budynki w Unii Europejskiej, zarówno mieszkalne, jak i użyteczności publicznej, mają spełniać wymóg bezemisyjności. Ten unijny cel przekłada się na dostarczanie ciepła, które nie jest wytwarzane w oparciu o paliwa kopalne.

Ciepło systemowe ogrzewa 42 proc. gospodarstw w Polsce

Zgodnie z danymi URE udział odnawialnych źródeł energii kształtuje się w tej chwili na poziomie około 10 proc. W przygotowywanej nowelizacji dotyczącej OZE dyrektywy Red III zapisano dynamiczny wzrost w systemach ciepłowniczych udziału odnawialnych źródeł o 2,2 pp rocznie. W Sejmie tymczasem znajduje się nowelizacja polskiej ustawy o OZE, do której dopiero ma zostać zaimplementowana dyrektywa Red II! Tymczasem udział OZE w 2030 roku dla całej UE w trzech energochłonnych sektorach – przemyśle, w tym energetyce oraz budynkach i transporcie – powinien osiągnąć ambitny poziom 42,5 proc. 

Jak wynika z raportu URE, obecnie w Polsce 90 proc. OZE stanowi biomasa. Czas na dywersyfikację nośników energii – mocniejsze postawienie na geotermię, produkcję biometanu i opracowanie technologii, która pozwoli na zatłaczanie go do sieci gazowych, oddawanie do użytku instalacji termicznego przekształcania odpadów (rocznie produkujemy około 14 mln ton odpadów komunalnych, z czego 4 mln ton nadają się do przekształcenia), wykorzystywanie w większym stopniu ciepła odpadowego, np. z przemysłu czy serwerowni. Ważnym celem dla IGCP i ciepłowników jest zrównanie ciepła z odpadów i ciepła odpadowego pod względem prawnym. Obecnie tylko część biodegradowalna odpadów (szacowana na około 40 proc.) jest traktowana jako OZE.  

Rozwój energetyki wiatrowej i fotowoltaiki wymusi budowę magazynów ciepła: nie tylko dobowych, ale także sezonowych. Do systemu ciepłowniczego są włączane instalacje fotowoltaiczne czy pompy ciepła. Z drugiej zaś strony – zmienia się zakres usług świadczonych przez przedsiębiorstwa ciepłownicze: są tworzone rozwiązania wyspowe dla źródeł OZE niepowiązanych z systemem ciepłowniczym.  

Kolejnym kluczowym warunkiem dla przeprowadzenia transformacji, która wymaga olbrzymich nakładów, jest poprawa rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych. Tylko poprawa rentowności zapewni wkład własny – konieczny, by móc skorzystać z zewnętrznych źródeł finansowania.

Strategiczne wyzwania dla sektora ciepłowniczego


*odchodzenie od węgla, zwiększanie udziału OZE i ciepła odpadowego;
*poprawa kondycji ekonomicznej przedsiębiorstw;
*zwiększenie efektywności energetycznej budynków;
*zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego.

Jak pokazuje przygotowany przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie raport „Czyste Ciepło”, wiele przedsiębiorstw ciepłowniczych realizuje ambitne projekty modernizacyjne, implementując nowoczesne technologie i rozwiązania. Te inwestycje wymagają czasu, zapewnienia źródeł finansowania, a także wsparcia legislacyjnego i instytucjonalnego. Branża tymczasem nadal czeka na rozwiązania systemowe – opracowanie strategii dla ciepłownictwa systemowego, która wskazałaby kierunki transformacji i zakres konkretnych zmian.

Nowe wymagania dotyczące budynków

Od 2026 roku budynki użyteczności publicznej, a od 2028 roku wszystkie nowe budynki mieszkalne mają być zasilane bezemisyjnie (czyli ciepłem produkowanym z OZE albo ciepłem odpadowym). Parlament Europejski (PE) przyjął zapis, że budynki nowe i po głębokiej termomodernizacji mogą być także ogrzewane ciepłem produkowanym w systemach ciepłowniczych spełniających warunek efektywnego systemu ciepłowniczego. PE przygotowuje też korzystną nowelizację dyrektywy dotyczącej efektywności energetycznej, która potwierdza, że do 2045 roku również produkcja ciepła w wysokosprawnej kogeneracji będzie pozwalała na zaliczenie systemu ciepłowniczego do efektywnego. Obecnie, około 20 proc. przedsiębiorstw ciepłowniczych spełnia warunek efektywnego systemu. Polityka energetyczna Polski (PEP 2040) zakłada, że w 2030 roku takich systemów będzie 80 proc.

Efektywny energetycznie system ciepłowniczy, zgodnie z obecną definicją (nowa zacznie obowiązywać po przyjęciu dyrektywy o efektywności energetycznej), to taki, w którym wykorzystuje się co najmniej w 50 proc. energię z odnawialnych źródeł energii lub w 50 proc. ciepło odpadowe, lub w 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji, lub w 50 proc. połączenie źródeł energii i ciepła, o których mowa wyżej.

Cały czas otwartą kwestią pozostaje nowelizacja systemu handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla, a tymczasem w ciągu 4–5 lat ma zostać wprowadzony odrębny system, tzw. ETS 2 dla budynków ogrzewanych paliwami kopalnymi oraz transportu. To rozwiązanie wymusi  m.in poprawę efektywności energetycznej budynków poprzez ich głęboką termomodernizację oraz ma zapewnić środki na ochronę gospodarstw domowych.  

Zgodnie z założeniami systemu ETS 2 dostawcy, sprzedawcy paliw kopalnych zostaną obciążeni kosztami emisji. Maksymalna cena uprawnień nie może przekroczyć 45 euro, co oznacza, że wszystkie budynki zasilane ciepłem produkowanym z paliw kopalnych, będą obciążone dodatkowym podatkiem. Jednocześnie zapowiedziano stworzenie społecznego funduszu w wysokości 76,7 mld euro, z czego około 17 proc. środków ma być przeznaczone dla Polski, m.in. osłonowo dla gospodarstw domowych dotkniętych podwyżkami cen ciepła czy energii elektrycznej. Od 2026 do 2030 roku przedsiębiorstwa ciepłownicze będą mogły dodatkowo pozyskiwać 30 proc. darmowych uprawnień (ich równowartość kwotową muszą przeznaczyć na inwestycje redukujące emisję dwutlenku węgla). Warunkiem ich otrzymywania będzie opracowany, a następnie realizowany, program inwestycyjny redukujący emisję dwutlenku węgla.

Ciepło systemowe dla zdrowia i klimatu

Główną przyczyną zanieczyszczenia powietrza w Polsce jest niska emisja z nieocieplonych budynków. Instytut Certyfikacji Emisji  Budynków (ICEB) szacuje, że w okresie zimowym około 97 proc. Polaków jest narażonych na duże i bardzo duże stężenia szkodliwych substancji w powietrzu. Dlatego też jednym z założeń PEP 2040 jest, aby w 2030 roku wszystkie budynki korzystały z ciepła systemowego albo ze źródeł energii zero- lub niskoemisyjnych.

Ciepło systemowe odgrywa bowiem istotną rolę w redukcji emisji dwutlenku węgla i walce ze smogiem. Sektor w znikomym stopniu odpowiada za niską emisję, a co więcej w ciągu ostatnich kilkunastu lat znacznie ograniczył emisję szkodliwych substancji do atmosfery, głównie pyłów (o 89,24 proc.), dwutlenku siarki (o 80,84 proc.), tlenków azotu (o 59,68 proc.), emisja zaś dwutlenku węgla obniżyła się o około 15,54 proc. (za raportem URE „Energetyka cieplna w liczbach” 2021).

Warto zwrócić uwagę na wyniki certyfikacji przedsiębiorstw ciepłowniczych prowadzonej przez ICEB. Pokazują one, ile razy ciepło systemowe służące do ogrzewania budynku i przygotowania ciepłej wody użytkowej generuje mniej zanieczyszczeń do środowiska naturalnego, szczególnie pyłów zawieszonych i wielopierścieniowych węglowodorów aromatycznych, w porównaniu z referencyjnym budynkiem zasilanym z lokalnej kotłowni węglowej.   

Certyfikaty „PreQurs” potwierdzają, że ciepło systemowe jest nierozerwalnie związane z ograniczeniem szkodliwych dla zdrowia Polaków emisji.

Źródło: Magazyn Ciepła Systemowego

OPTYMALIZACJA TECHNICZNO-EKONOMICZNA SYSTEMÓW CIEPŁOWNICZYCH – MODEL CYFROWY CIEPŁOWNI Z OZE I MAGAZYNAMI CIEPŁA

973 0

Ciepłownicy w Polsce w najbliższych latach będą mogli skorzystać z kilku nowych technologii ciepłowniczych,  w tym pogodozależnych OZE i magazynów ciepła,  i wielu szans na pozyskanie finansowania na modernizację systemów. Wobec rosnącej złożoności problemu i niespotykanej wcześniej dynamiki zmian, warto skorzystać z nowoczesnych narzędzi do przygotowania procesów inwestycyjnych w ciepłownictwie,  w tym z modelu cyfrowego ciepłowni.

Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO), na podstawie kilkuletnich praktycznych doświadczeń ,opracował raport: Projektowanie i optymalizacja systemu ciepłowniczego z OZE i magazynami ciepła. Wykorzystanie metodologii „digital twin” i modelowania TRNSYS. Raport jest poradnikiem przedstawiającym ścieżkę uniwersalnego sposobu działania, z której może skorzystać każda ciepłownia. Jego najważniejszą częścią jest połączenie trzech wpływających na siebie elementów: modelu cyfrowego ciepłowni (digital twin), ukierunkowanych na inwestycje analiz przestrzennych i lokalizacyjnych (tzw. warunki brzegowe) oraz dostosowanych do rynku ciepłowniczego analiz ekonomicznych.

Proponowana procedura przygotowania, optymalizacji i realizacji inwestycji wymaga ściślej współpracy z zarządem przedsiębiorstwa energetyki cieplnej. Dysponując raz wykonanym, opartym na rzeczywistych danych i uwzględniającym realne ograniczenia, modelem zmodernizowanego systemu, możliwe jest szybkie wprowadzanie zmian i uzyskanie optymalnych rozwiązań. Cały proces decyzyjny zamyka się wtedy w paru scenariuszach, a przedsiębiorstwo ciepłownicze wybiera z nich ten, który będzie dla niego odpowiedni.

Raport w przystępny sposób pokazuje, jak w racjonalny ekonomiczne (zoptymalizowany) sposób zaprojektować i zoptymalizować system ciepłowniczy z odnawialnymi źródłami energii i magazynem ciepła. Raport poszerza wiedzę o tym, jak mechanizmy prawne i systemy wsparcia oraz narzędzia informatyczne będą wytyczały kierunki rozwoju branży ciepłowniczej w najbliższych latach. Oprogramowanie (środowisko) TRNSYS to narzędzie przydatne dla ciepłowników, pozwalające na dokładne zwymiarowanie i zaprojektowanie systemu ciepłowniczego z OZE oraz ustalanie tzw. hierarchii pracy źródeł wytwórczych.

– Dzięki proponowanej procedurze wspartej modelem cyfrowym ciepłowni i symulacjami, trudne i skomplikowane zadania transformacji energetycznej ciepłowni można i zoptymalizować, i uprościć oraz zmniejszyć ryzyka techniczne i ekonomiczne na etapie prac nad koncepcją i podejmowania decyzji – wyjaśnia Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO). –Symulacje potwierdzają ostatecznie, że pomimo korzystania z pogodozależnych OZE, dzięki magazynom ciepła odbiorcy ciepła w każdej chwili dostaną odpowiednią ilość zdekarbonizowanego ciepła o wymaganej temperaturze i po koszcie nie wyższym niż obecnie.  

Jednym z pierwszych przedsiębiorstw ciepłowniczych, które poszukiwało sposobu na wiarygodny plan przejścia z węgla na zeroemisyjne OZE i uniknięcia nadmiernej ekspozycji na ryzyka związane z cenami tzw. paliw przejściowych (gaz, odpady, biomasa), jest PEC Końskie. Jako pionier w planowaniu ambitnej transformacji ciepłownictwa nie mogło, przynajmniej na początku, korzystać z systemów wsparcia ani z takich narzędzi, jak model cyfrowy ciepłowni.  Tomasz Szatkowski, prezes PEC Końskie, po zapoznaniu się z tezami raportu, stwierdził, że planując wprowadzenie pojedynczych OZE do systemu ciepłowniczego, nie wiedział jeszcze, na czym w szczegółach polegać może przeskok z ciepłowni II do IV-V generacji.

– Najpierw dostrzegłem, że – dążąc do zwiększania udziałów OZE – potrzebuję magazynu ciepła, potem – że najbardziej przyda się magazyn sezonowy, który daje największe możliwości, a potem – że V generacja ciepłowni nie polega na tym, że zastępuje się jedno drożejące źródło ciepła, drugim – najlepiej  tańszym – podkreśla prezes Tomasz Szatkowski. – Muszę też wkalkulować zmienność pogody, dynamikę zmian regulacji i cen paliw, inteligentny system sterowania itp., a tego nie da się zrobić bez elastycznego modelu cyfrowego całej ciepłowni i symulacji pracy każdego źródła.

W sprawie wyboru najtańszych OZE autorzy raportu zwracają  uwagę, że w obliczaniu kosztów ciepła dla odbiorców (LCoH), same nakłady inwestycyjne CAPEX mają często mniejsze znacznie niż koszty operacyjne OPEX, w tym ceny paliw i uprawnień do emisji CO2 i ryzyka z nimi związane.

Na wybór  ostatecznego rozwiązania, po symulacjach i optymalizacji, wpływają też prognozy cen paliw i energii, uzyskane oferty (ceny) na urządzenia w danej technologii, dostępność do odnawialnych zasobów energii i odpowiednich gruntów pod inwestycje czy warunki związane z pozyskaniem finansowania prywatnego, bankowego i dotacji. Autorzy potwierdzają, że (po skoku kosztów w ciepłownictwie w latach 2021-2023)  inwestycje w OZE i magazyny ciepła stały się w Polsce już opłacane na zasadach rynkowych, ale jednocześnie wskazują, że analizowane koncepcje i opracowane studia wykonalności pozwalają na aplikowanie i elastyczne korzystanie z różnych źródeł finansowania, w tym z nowych programów NFOŚiGW, których elementem są zeroemisyjne OZE i magazyny ciepła, takich jak: „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa”, „Digitalizacja sieci ciepłowniczych” czy „Kogeneracja powiatowa”.

Pełna wersja raportu jest dostępna na https://ieo.pl/pl/oze-w-cieplownictwie

Fot: Pixabay

BYDGOSKA ELEKTROCIEPŁOWNIA PODSUMOWAŁA KALENDARZOWĄ ZIMĘ

675 0

Elektrociepłownia PGE Energia Ciepła w Bydgoszczy, z Grupy PGE,podsumowała kalendarzową zimę 2022/2023. Ten okres ciepłowniczy charakteryzował się wyjątkowo zmiennym grudniem. 16 grudnia 2022 roku odnotowano najniższą temperaturą zewnętrzną wynoszącą -9,9°C, natomiast 2 tygodnie później słupki termometrów pokazały aż 16,1°C. Elektrociepłownia w Bydgoszczy, niezależnie od panujących warunków atmosferycznych, każdego roku zapewnia mieszkańcom nieprzerwane dostawy ciepła. 

Elektrociepłownia PGE Energia Ciepła w Bydgoszczy to główny producent ciepła dla miasta. Zapewnia ponad 80 proc. ciepła na potrzeby miejskiej sieci ciepłowniczej, a dodatkowo wytwarza w kogeneracji energię elektryczną. Zapotrzebowanie na ciepło w systemie ciepłowniczym zależy przede wszystkim od pogody. Dlatego tak ważne jest wykorzystanie prognoz z wyprzedzeniem, w perspektywie kolejnych dni i tworzenie harmonogramów pracy jednostek wytwórczych oraz ich bieżąca aktualizacja. Te plany są podstawą do optymalizacji produkcji, tak aby mając do dyspozycji określone urządzenia, wytworzyć potrzebną ilość ciepła, a tym samym zapewnić mieszkańcom stałe i niezakłócone dostawy ciepła. 

Sezon grzewczy 2022/2023 rozpoczął się w drugiej połowie września 2022 roku. Tegoroczna kalendarzowa zima była umiarkowana, ale intensywna w zakresie działalności elektrociepłowni. Najniższą temperaturę- 9,9°C zanotowano 16 grudnia ubiegłego roku. Najwyższą natomiast, wynoszącą 16.1°C – już 1 stycznia 2023 roku. Wykorzystanie mocy w dobie z najniższą temperaturą wynosiło 319 MWt. Stanowi to 76% mocy zamówionej przez odbiorców. 

– Nasz oddział pracuje nieprzerwanie 365 dni w roku, 24 godziny na dobę. Dzięki temu zapewniamy bezpieczeństwo energetyczne i komfort cieplny mieszkańcom Bydgoszczy w każdych warunkach atmosferycznych. Myśląc o przyszłości,inwestujemy w nowe jednostki wytwórcze, zasilane paliwem gazowym. Aktualnie jesteśmy w trakcie budowy kotłowni gazowej w Elektrociepłowni Bydgoszcz I oraz jednostki kogeneracyjnej opartej o paliwo gazowe w Elektrociepłowni Bydgoszcz II. Pierwsza inwestycja zakończy się jeszcze w tym roku, a druga w 2025 – powiedział Sebastian Wasilewski, dyrektor PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Bydgoszczy. 

W trwającym jeszcze sezonie grzewczym, do tej pory najwyższą temperaturę wody sieciowej na zasilaniu, w Elektrociepłowni Bydgoszcz II, odnotowano również 16grudnia 2022 roku. Wynosiła ona 106°C. Ma to bezpośredni wpływ na najwyższą dobową produkcję ciepła, która w ww. jednostce wytwórczej wspomnianego dniawynosiła 24 549 GJ. Bydgoski Oddział PGE Energia Ciepła gotowy jest do pracy w znacznie niższych temperaturach niż odnotowane w ostatnim okresie. Wszystko po to, aby zapewnić bezpieczeństwo energetyczne dla bydgoszczan, realizując produkcję ciepła i energii elektrycznej zgodnie z założonym planem. Sezon grzewczy w elektrociepłowni nadal trwa i zgodnie z harmonogramem zakończy się na przełomie kwietnia i maja br.

WPŁYW KRYZYSU ENERGETYCZNEGO NA SEZON GRZEWCZY W KRAKOWIE

684 0

Cena dostaw ciepła w Krakowie, dystrybuowanego przez MPEC, jest w dużej mierze uzależniona od dostawców. Wśród nich dwa podmioty są zasilane węglem. Dostawcy zapewniają, że mają zapasy węgla, które wystarczą na kilka miesięcy.

Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej SA w Krakowie jest dystrybutorem ciepła, które pochodzi z trzech źródeł: PGE Energia Ciepła SA oddział w Krakowie, CEZ Skawina SA (oba zasilane węglem) i Zakładu Termicznego Przetwarzania Odpadów (Krakowski Holding Komunalny). PGE i CEZ zapewniają, że mają zapasy węgla, które wystarczą na kilka miesięcy. W związku z tym szacowany wzrost cen energii cieplnej w Krakowie uplasuje się na poziomie 10–15 proc.

W ostatnich kilku latach przeprowadzono szereg modernizacji w obrębie MPEC i sieci przez nią eksploatowanej, które pozwolą znacząco ograniczyć sektorowość dostaw ciepła z poszczególnych źródeł. Istnieje więc możliwość przerzucania energii cieplnej z różnych źródeł w obrębie naszego miasta.

– Dzisiaj patrząc na naszych kontrahentów, od których kupujemy ciepło, zauważamy, że ich sytuacja jest niezła. Z analiz prognoz Polskiej Izby Przemysłu Ciepłowniczego wynika, że w przyszłości możemy spodziewać się perturbacji w kwestii dostaw odpowiedniej ilości węgla, jaka powinna zasilać system ciepłowniczy. Polski system ciepłowniczy, czyli ciepłownie i elektrociepłownie, zużywają rocznie ok. 5 mln ton węgla, z tego 2,1 mln pochodzi z polskich kopalń, a reszta z importu. Podwyżki węgla będą przenoszone na ceny sprzedaży, ponieważ trafią najpierw do wytwórców, a następnie do MPEC. Polityka Urzędu Regulacji Energetyki jest taka, że jednak obecnie stopuje skalę wzrostu cen kosztów produkcji – mówi Marian Łyko, prezes zarządu MPEC.

Z kolei Andrzej Kulig, zastępca prezydenta ds. polityki społecznej i komunalnej, przypomina, że Kraków jest na etapie końcowym realizacji programu ograniczania niskiej emisji, co znaczy, że większość krakowian zrezygnowała z opalania domów węglem.

– Propozycja rządowa, dotycząca dopłaty 3 tys. zł. do każdego domu opalanego węglem w przypadku Krakowa nie jest dogodnym rozwiązaniem. Dlatego wystąpiliśmy z pismem do Ministerstwa Klimatu i Środowiska, aby ze względu na specyfikę Krakowa, uwzględnić jak najszybciej kwestię dopłat do mieszkań, które ogrzewane są innymi źródłami ciepła: gazem i energią elektryczną – dodaje Andrzej Kulig.

„W przypadku Krakowa, nasze prognozy na przyszły rok wskazują, że koszty dostaw energii elektrycznej do jednostek budżetowych wzrosną co najmniej o 200 proc. (tzn. trzykrotnie), natomiast gazu nawet 900 proc. (dziesięciokrotnie). Oznacza to zwiększenie wydatków gminy (w oparciu o bieżące notowania giełdowe cen energii elektrycznej i gazu) o około 120 mln zł netto w przypadku energii elektrycznej oraz około 27 mln zł netto w przypadku gazu. Dodatkowo, koszt realizacji celów publicznych przez spółki miejskie (komunikacja publiczna, wodociągi i ciepłownictwo) wzrośnie o kolejne około 230 mln zł netto za energię elektryczną i około 9 mln zł netto za gaz ziemny, co oznacza większe koszty dla mieszkańców” – czytamy w piśmie, które prezydent Krakowa Jacek Majchrowski skierował do Anny Moskwy, minister klimatu i środowiska.

Źródło: Kraków UM

NACISK NA KREOWANIE SIĘ CORAZ WYŻSZYCH KOSZTÓW BILANSOWANIA EMISJI CO2

1345 0

Jakie będzie jutro ciepłownictwa systemowego według Pakietu Fit For 55? Zasadnicze cele, jakie przyświecają zmianom w systemie ETS, to dostosowanie jej mechanizmów do realizacji ambitnego celu redukcji emisji w UE o co najmniej 55% w roku 2030 w stosunku do 1990 r. – pisze Bogusław Regulski, Wiceprezes Zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Realizacja wyznaczonego celu ma być możliwa dzięki:

  • zapewnieniu dalszej skutecznej ochrony sektorów narażonych na znaczne ryzyko ucieczki emisji, przy jednoczesnym zachęcaniu do wdrażania technologii niskoemisyjnych;
  • uwzględnieniu społecznych skutków transformacji poprzez przegląd wykorzystania dochodów ze sprzedaży uprawnień na aukcji oraz wielkości i funkcjonowania mechanizmów finansowania technologii niskoemisyjnych (np. Funduszu Modernizacyjnego);
  • stworzeniu mechanizmów, w których sektory inne niż obecnie objęte systemem EU ETS przyczyniały się w sposób efektywny pod względem kosztów do redukcji emisji koniecznych do osiągnięcia celów UE i zobowiązań wynikających z porozumienia paryskiego, w szczególności poprzez objęcie emisji z transportu morskiego oraz emisji z budynków i transportu drogowego zasadami systemu EU ETS, przy jednoczesnym zapewnieniu synergii z innymi strategiami politycznymi ukierunkowanymi na te sektory;
  • przeglądowi systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji emisji CO2 z transportu morskiego w celu uwzględnienia włączenia sektora transportu morskiego do EU ETS;
  • przeglądowi rezerwy stabilności rynkowej zgodnie z odpowiednim zobowiązaniem prawnym oraz zbadaniu ewentualnych zmian w jej strukturze, aby zrealizować cele prawne zawarte w decyzji w sprawie MSR i rozwiązać wszelkie kwestie, które mogą się pojawić w kontekście zwiększonych ambicji.

Takie podejście do problemu ma spowodować zmniejszenie emisji z obecnych sektorów objętych EU ETS (z uwzględnieniem sektora morskiego włączonego do tego systemu) o 61 proc. do 2030 r. w porównaniu z poziomami z 2005 r. To o 18% więcej niż określał to dotychczasowy cel redukcyjny wynoszący 43%.

Jednym z kluczowych narzędzi ma być  zmiana wartości  współczynnika liniowego redukcji uprawnień wydawanych rocznie we Wspólnocie : z 2,2 do 4,2%, i to już od roku po wejściu w życie nowej regulacji ETS, przy jednoczesnej, jednorazowej  redukcji całkowitego pułapu emisji o 119 mln uprawnień – ponowne ustanowienie  „podstawy”. Konsekwencją tego działania będzie między innymi obniżenie się pułapu uprawnień do emisji przeznaczonych na działanie Funduszu Modernizacyjnego. Kolejne zmiany fundamentalne zakładają stopniowe zniesienie bezpłatnych uprawnień do emisji w sektorze lotnictwa, który jest już objęty systemem EU ETS, oraz przejście do pełnej sprzedaży uprawnień na aukcji do 2027 r. w celu stworzenia silniejszego sygnału cenowego zachęcającego do redukcji emisji.

Zmienia się również podejście do obszaru darmowych uprawnień do emisji wydawanych instalacjom. W propozycji zmian do Dyrektywy ETS zakłada się wskaźnika redukcji przydziału darmowych uprawnień do emisji  z dotychczasowego 1,6% do 2,5% rocznie.

Zwiększone cele redukcyjne mają być wspierane dzięki zwiększeniu roli Funduszu Modernizacyjnego, w którym rozszerza się zarówno katalog inwestycji priorytetowych jak i pulę środków finansowych generowaną w ramach FM. Niestety, ale trudno będzie liczyć na wspieranie inwestycji w instalacje energetyczne wykorzystujące paliwa kopalne, chociaż jest spora szansa na obronę gazu ziemnego. W naszym, polskim przypadku potencjalna eliminacja paliw gazowych to kierunek trudny do zaakceptowania wobec wyraźnego nastawienia na wykorzystanie przejściowo tego nośnika energii jako ważnego elementu transformacji sektora ciepłowniczego w Polsce.

Wspomnieć trzeba jeszcze o problemie, który wiąże się z wykorzystywaniem biomasy w transformacji sektora energetycznego. Nowe regulacje zakładają, że paliwa z biomasy, która nie spełnia kryteriów „biomasy zrównoważonej” ( o co tu chodzi , w dalszej części materiału) , będą traktowane na równi z paliwami kopalnymi i ich wykorzystanie zostanie objęte systemem ETS.

Biorąc pod uwagę ostatnie działania operatorów instalacji podlegających ETS, mające na celu tzw „ucieczkę” z systemu poprzez obniżenie wartości mocy zainstalowanej poniżej wartości progowej, która dla spalania paliw wynosi 20 MWt, trzeba zauważyć, że w świetle nowych propozycji takie działanie na niewiele się zda. Zakłada się, że wyjście z ETS nie odbędzie się „automatycznie”. Instalacja taka będzie objęta ETS  do końca danej pięciolatki, w której okresie  zejdzie poniżej wartości progowej.

Ale wyjście z ETS nie musi oznaczać pozbycia się problemu partycypacji w procesie redukcji emisji CO2. Otóż rewizja Dyrektywy zakłada objęcie emisji z budynków systemem EU ETS, lecz w nieco zmienionej formie. Opisując założenia do znowelizowanej regulacji jej autorzy zauważyli, że „…brak jest równych szans pomiędzy sektorem ciepłownictwa komunalnego (w dużej mierze objętym EU ETS) a innymi źródłami ciepła dotychczas nieobjętymi handlem emisjami (z wyjątkiem energii elektrycznej).”

Konkluzja ta wskazała na konieczność wprowadzenia do mechanizmów redukcji emisji również tego  obszaru.  Jak na razie proponuje się, że mechanizm handlu emisjami w sektorze non-ETS ma działać równolegle , jako odrębny system zapoczątkowany od roku 2025. Zakłada się, że obowiązki związane z uczestnictwem w systemie  zostaną scedowane na sprzedawców paliw, którzy w tym celu będą musieli uzyskać odpowiednie pozwolenia. Mając obowiązek pokrycia emisji sprzedawanych paliw odpowiednią liczba uprawnień, będą oni uczestniczyć w systemie aukcyjnym , specjalnie stworzonym dla tego obszaru.  W ten sposób nabywca paliw, posiadający instalację spalania paliw nie będącą w zasadniczym nurcie systemu ETS, będzie na równi z tymi instalacjami odpowiedzialny za emisję CO2. To bardzo rewolucyjna propozycja zmian, która wpłynie na całe ciepłownictwo.

Wniosek:

Proponowane regulacje zwiększą nacisk na kreowanie się coraz wyższych kosztów bilansowania emisji CO2 w instalacjach objętych dotychczasowym zakresem systemu ETS. Niektórzy „prorocy” szacują, że ceny uprawnień poszybują grubo powyżej 100 Euro za uprawnienie, co nawet przy obecnym ich poziomie jest informacją bardzo niepokojącą. Dodatkowo wychodzi na to, że potencjalna ucieczka z systemu ETS  poprzez obniżenie wartości progowej instalacji poniżej 20 MWt na niewiele się zda w dłuższej perspektywie czasowej w wyniku wprowadzenia nowego mechanizmu obejmującego obszar „budynków”. A to może nastąpić już po roku 2025. Konkluzja nasuwa się praktycznie jedna: trzeba zrobić wszystko, żeby wykorzystywane technologie wytwarzania ciepła nie generowały emisji CO2, a ostatecznie znacznie zmniejszały zapotrzebowanie na uprawnienia do emisji.

UBÓSTWO ENERGETYCZNE: STARY PROBLEM, KONIECZNE SYSTEMOWE ROZWIĄZANIA

947 0

Wzrosty cen ciepła i energii dotkną wszystkie polskie gospodarstwa domowe, tworząc dla niektórych z nich zagrożenie dla możliwości zaspokojenia podstawowych potrzeb. W ostatnich latach nie poświęcono wiele uwagi ubóstwu energetycznemu jako problemowi do rozwiązania, a koncentrowano się wyłącznie na jego politycznych skutkach, proponując odbiorcom finansowe rekompensaty za wzrosty cen. Tarcza antyinflacyjna zaproponowana przez rząd ma tę samą wadę. Tymczasem pilnie potrzebujemy systemowego rozwiązania problemu ubóstwa energetycznego, ograniczającego jego koszty na dłużej niż kwartał, innego niż wyłącznie rekompensaty finansowe. W tym artykule przedstawiamy koncepcję takiego rozwiązania.

Nasze drogie ciepło

Ceny ciepła drastycznie rosną. Właściciele kotłów węglowych z niepokojem monitorują ceny ekogroszku, grzanie gazem również staje się coraz droższe. Podwyżki w ciepłownictwie będą pojawiać się systematycznie, w zależności od wniosków taryfowych składanych przez dostawców ciepła. Niewiele lepiej jest w przypadku cen energii elektrycznej. Powody tego stanu rzeczy są różnorodne: zwiększone zapotrzebowanie gospodarek na paliwa po zeszłorocznych spadkach, polityczne rozgrywki Rosji wokół gazu, rosnące ceny uprawnień do emisji CO2 (odzwierciedlające ambicje klimatyczne UE). Do droższej energii elektrycznej i ciepła dochodzą rekordowe ceny paliw samochodowych.

Wysokie ceny ciepła i energii to bardzo trudny temat z wielu powodów. Przede wszystkim dlatego, że zagraża zaspokajaniu podstawowych potrzeb kilku milionów obywateli (i wyborców). W krótkim okresie nie ma czym zastąpić powszechnie używanych źródeł ciepła. Dodatkowo, drogie ciepło i energia podbiją wysoką inflację (bezpośrednio i pośrednio, w cenach towarów i usług), co tylko pogłębia poczucie zubożenia. Choćby z tych powodów temat jest bardzo wrażliwy politycznie, a determinacja rządzących do złagodzenia problemu – duża.

Kupowanie kilku miesięcy spokoju

Rząd przyjął właśnie projekt tarczy antyinflacyjnej, której ważną częścią są narzędzia łagodzące skutki wzrostu cen energii i ciepła. Wśród nich:

– dla wszystkich konsumentów:

  • obniżka VAT na ciepło systemowe, sieciowe z 23% do 8% w I-III 2022 r.;
  • obniżka VAT na gaz ziemny z 23% do 8% w I-III 2022 r.;
  • obniżka VAT na energię elektryczną z 23% do 5% w I-III 2022 r.;
  • zniesienie akcyzy na energię elektryczną (5 PLN/MWh) w I-III 2022 r.;
  • zniesienie podatku od sprzedaży detalicznej paliw transportowych w I-V 2022 r. (wysokość podatku zależy od wielkości obrotów sprzedającego – między 0 a 1.4% przychodów);
  • obniżka akcyzy na paliwa transportowego do obowiązującego w UE minimum (359 EUR/1000 l w przypadku benzyny, 330 EUR/1000 l w przypadku oleju napędowego, 125 EUR/t LPG) – od 20 XII 2021 do 20 V 2022 r.;
  • zniesienie opłaty emisyjnej w paliwach (0.08 PLN/l) – od 20 XII 2021 do 20 V 2022 r.

– dodatkowo, dla grup szczególnie narażonych na ubóstwo energetyczne:

  • dodatek osłonowy dla 6,8 mln (niemal połowy) gospodarstw domowych, którego wysokość będzie zależeć od dochodów oraz wielkości gospodarstwa domowego (400-1150 PLN), wypłacony w dwóch ratach.

Łączne koszty tarczy mają przekroczyć 10 mld PLN. Minister finansów wskazuje, że to niewiele więcej niż przyrost przychodów podatkowych z tytułu inflacji w 2021 r. Mimo to, program ma być finansowany z deficytu (innymi słowy: nie znajduje pokrycia w tegorocznych przychodach do budżetu państwa). W praktyce jest jeszcze jedna z możliwość – sfinansowanie tarczy z przychodów z EU-ETS, czyli sprzedaży uprawnień do emisji CO2 (konsumując ok. 40% tegorocznych przychodów). Byłoby to zgodne z toolboxem Komisji Europejskiej, czyli zestawem dopuszczalnych instrumentów wsparcia konsumentów w związku ze wzrostem cen ciepła i energii elektrycznej zaproponowanym niedawno.

Warto przypomnieć, że akcyza była już w przeszłości obniżana (stąd przestrzeń do dalszej obniżki jest bardzo ograniczona), natomiast podatek od sprzedaży detalicznej jest pobierany dopiero od 2021 r., dlatego jego obniżenie jest w ogóle możliwe. Zakładane jest rozłożenie podwyżek taryf gazu ziemnego w czasie. Polska nie zdecydowała się na wykorzystanie innych narzędzi z toolboxa, np. rozwijania produkcji energii dla własne potrzeby przez prosumentów i społeczności energetyczne[3], ani też opodatkowania producentów energii od nadzwyczajnych zysków (co wprowadziła Hiszpania), aby powiększyć pulę wsparcia.

Brak refleksji nad głębokimi przyczynami ubóstwa energetycznego

Tarcza antyinflacyjna skupia się na niwelowaniu politycznych skutków wysokiej inflacji – nie zaś na rozwiązaniu głębokich przyczyn wysokich cen energii czy ciepła, skutkujących inflacją oraz ubóstwem energetycznym obywateli. Biorąc pod uwagę zbyt wolne tempo transformacji energetycznej w Polsce, w 2022 r. ceny energii i ciepła wzrosną wobec 2021 r. Dlatego należy podejść do kwestii ubóstwa energetycznego w sposób systemowy. Kluczowe dla rozwiązania tego problemu są następujące pytania:

  1. Kogo należy uważać za ubogiego energetycznie?
  2. Jak przeciwdziałać ubóstwu energetycznemu w sposób racjonalny ekonomicznie i środowiskowo?
  3. Ile jesteśmy gotowi na ten cel wydawać z publicznego budżetu?
  4. Z jakiego źródła sfinansujemy takie działania?

Tarcza antyinflacyjna może przejściowo łagodzić problem wysokich rachunków, ale umożliwia rządzącym odroczenie odpowiedzi na te cztery ważne pytania. W ciagu ostatnich trzech lat wydaliśmy niemal 5 mld złotych na rekompensaty, a mimo to skala ubóstwa energetycznego wzrosła. Dołożenie w tym roku dwukrotności tej kwoty również nie zabezpieczy nas przed przyszłymi wzrostami cen, jeśli poprzestaniemy wyłącznie na rekompensowaniu. Ponadto, obniżka podatków i transfery pieniężne są najłatwiejszym sposobem masowego wsparcia obywateli, ale mają szereg słabości:

  • są krótkowzroczne – każdego roku podatnik finansuje rekompensaty;
  • nie oferują zachęt inwestycyjnych i nie mobilizują do istotnego ograniczania emisji;
  • zmniejszają przychody budżetowe, ograniczając możliwości wsparcia w bardziej długofalowy sposób;dopłata z budżetu państwa umożliwia płacenie rachunków za energię i ciepło przez konsumentów w pełnej kwocie, a zatem pozwala powiększać zyski producentów (głównie spółek publicznych);
  • co w ostatnim czasie szczególnie znamienne – dopłata pozostawia więcej pieniędzy do dyspozycji gospodarstw domowych, co podbija inflację – przejściowa obniżka danin opóźnia i wydłuża proces spadku inflacji;

nie jest to zresztą jedyna inflacjogenna interwencja na początek 2022 r. (por. Polski Ład). Nie oznacza to, że dopłacać nie należy. Należy dopłaty jednak wykorzystywać przejściowo i jako uzupełnienie dla działań długofalowych (o czym mowa dalej).

Trwałe rozwiązanie problemu

Trwałe rozwiązanie problemu to takie, które:

  • redukuje popyt na energię (najtańsza energia to ta niewykorzystana);
  • zastępuje technologie wysokoemisyjne nisko-lub zeroemisyjnymi (ich koszt operacyjny jest bliski zeru, nie płacimy kosztu CO2).

Zazwyczaj wymaga to jednak przeprowadzenia kosztownych inwestycji. Te jednak w obecnych warunkach szybko się zwrócą – co więcej, im większe wzrosty cen odnotujemy, tym horyzont zwrotu krótszy. Masowe inwestycje nie nastąpią z dnia na dzień, dlatego dopłaty powinny być dopuszczane, o ile horyzont dopłacania będzie krótki, mechanizm zawierał będzie bodźce do samoograniczania, a wsparcie trafi do precyzyjnie zdefiniowanych grup ubogich energetycznie, w ramach możliwości, jakimi dysponuje budżet państwa. Obok dużych inwestycji (w szczególności, głębokiej termomodernizacji domów), można uzyskać także szybkie korzyści, realizując zadania o podobnym celu, ale mniejszej skali.

Dlatego propozycja Forum Energii wiąże ze sobą komponent inwestycyjny z operacyjnym. Proponujemy, by rozszerzyć istniejące programy dotyczące ciepła (Czyste powietrze) lub energii elektrycznej (Mój prąd) o specjalne konkursy grantowe przeznaczone dla szczególnie potrzebujących. Ich zasady powinny być następujące:

  1. Granty trafiają do gospodarstw domowych najbardziej zagrożonych ubóstwem energetycznym (preferowana definicja obejmująca jednocześnie dochody i wydatki: low income-high cost), w kolejności od najuboższych do wyczerpania zakładanej puli.
  2. Granty służą inwestycjom w racjonalną ekonomicznie wymianę źródeł energii (na OZE, o ile nie musi być to poprzedzone innymi inwestycjami) oraz urządzeń podstawowej potrzeby istotnie ograniczających zużycie energii (lodówki, pralki, żarówki itd.) i prostych napraw (np. uszczelnienie okien) w gospodarstwie domowym.
  3. Grant zawiera premię w postaci zwrotu części kwoty rachunków za energię elektryczną lub ciepło w okresie od złożenia wniosku do jego pozytywnego rozpatrzenia. Co istotne, im szybsza decyzja, tym wyższy odsetek do zwrotu (np. 80% w I kwartale naboru, 60% w II kwartale itd.) – tak, aby motywować do szybkiej oszczędności.
  4. Minimalny własny wkład wnioskodawcy może być sfinansowany ze świadczeń opieki społecznej (także w ratach).
  5. Aby wdrożyć program szybko (przed kolejnym sezonem rekompensat), konkurs zawiera predefiniowane typy projektów.
    Z uwagi na grupę docelową, oferowane jest szerokie wsparcie organizacyjne (proces wnioskowania) i techniczne, aby dostosować pomoc do potrzeb i zagwarantować trwałość projektu. Wsparcie musi być dostępne na poziomie lokalnym (via MOPS i GOPS), przy czym wymagać to będzie doszkolenia i doinwestowania tych instytucji.
  6. Przy wyborze predefiniowanych inwestycji, należy wybrać takie, które można zrealizować szybko (zminimalizować ryzyko ograniczenia podażowego). Jednocześnie, należy rozważyć, czy program może przyczynić się do realizacji innych istotnych celów publicznych (np. zwiększyć udział krajowej produkcji prośrodowiskowych dóbr lub wygładzić spadki popytu na fotowoltaikę wywołane ostatnią zmianą prawa).

W nielicznych przypadkach, kiedy inwestycje byłyby nieuzasadnione ekonomicznie lub trudne do przeprowadzenia (np. jednoosobowe gospodarstwa osób starszych), należy rozważyć trwalsze zastosowanie działań osłonowych.

Wśród źródeł finansowania, warto sięgnąć po fundusze finansowane z EU-ETS, z których wykorzystanie na cele klimatyczne Polska będzie musiała się rozliczyć.

Podsumowanie

Proponowana przez rząd tarcza antyinflacyjna posłuży jedynie bardzo krótkotrwałemu wsparciu wrażliwych gospodarstw domowych. Co więcej, będzie jej towarzyszyć wiele niekorzystnych efektów ubocznych. Mądra pomoc polega na uodpornieniu najuboższych energetycznie gospodarstw domowych na dalsze wzrosty cen poprzez ograniczenie zużycia przez nie energii i ciepła oraz większe wykorzystanie tańszej energii odnawialnej. Wymaga to co do zasady dużych wieloletnich inwestycji, ale wiele korzyści można osiągnąć mniejszymi jednostkowo działaniami. Forum Energii proponuje takie uzupełniające rozwiązanie polegające na wymianie źródeł energii oraz urządzeń podstawowej potrzeby istotnie ograniczających zużycie energii przy zastosowaniu małych grantów z wbudowanymi mechanizmami mobilizującymi do szybkiej zmiany.

Autorka: dr Sonia Buchholtz, kierowniczka projektu finansowania transformacji energetycznej

Źródło: Forum Energii

KONKURENCYJNOŚĆ CIEPŁOWNICTWA OPARTEGO NA OZE

1156 0

Podczas gdy paliwa kopalne zaspokajają ponad 60% zapotrzebowania na ciepło w sektorze budynków na całym świecie w 2020 r., niedawny wzrost cen ropy naftowej i gazu ziemnego ponownie stawia pytanie o konkurencyjność kosztową odnawialnych technologii ogrzewania pomieszczeń i wody. Konkurencyjność kosztowa technologii grzewczych zależy od kombinacji parametrów, w tym początkowych kosztów inwestycyjnych, zmiennych kosztów operacyjnych, stałych kosztów operacyjnych i kosztów utrzymania oraz obecności zachęt lub czynników zniechęcających o charakterze finansowym i ekonomicznym.

Koszt zakupu urządzeń grzewczych do budynków mieszkalnych jest bardzo zróżnicowany, nie tylko w zależności od technologii i podtechnologii – w zależności od funkcjonalności systemu, jego jakości i stopnia automatyzacji – ale również w zależności od regionu i skali rynku. Chociaż korzyści skali i konkurencji rynkowej mogą nadal przynosić znaczne obniżki kosztów w różnych regionach, przewiduje się, że koszt zakupu większości technologii grzewczych wykorzystujących odnawialne źródła energii, na przykład pomp ciepła i zautomatyzowanych kotłów na biomasę, pozostanie w perspektywie średnioterminowej wyższy niż w przypadku opcji wykorzystujących paliwa kopalne, takich jak kotły olejowe i gazowe. Gruntowe pompy ciepła należą do najwyższych kosztów początkowych; jest to jednak częściowo spowodowane koniecznością wykonania odwiertów i instalacji podziemnego wymiennika ciepła, którego okres eksploatacji może wynosić od 40 do 100 lat, a zatem należy go traktować jako inwestycję długoterminową. Stosunkowo wysoki koszt rewersyjnych pomp ciepła należy również rozpatrywać w kontekście dodatkowej możliwości ich eksploatacji jako systemów klimatyzacyjnych.

Oprócz kosztów samego urządzenia grzewczego, koszty początkowe obejmują również koszty instalacji (np. transport, orurowanie), jak również koszty dodatkowe (np. zbiornik paliwa, zbiornik buforowy). Na całkowite koszty inwestycyjne wpływa również to, czy nowa konfiguracja ogrzewania łączy w sobie ogrzewanie pomieszczeń i wody, czy też wymaga zastosowania dwóch oddzielnych systemów (np. piec na biomasę do ogrzewania pomieszczeń w połączeniu z pompą ciepła lub solarnym podgrzewaczem wody). Co ważne, w niektórych przypadkach przejście na technologie oparte na odnawialnych źródłach energii do ogrzewania pomieszczeń może również wymagać wymiany lub dostosowania systemu dystrybucji ciepła. Na przykład emitery ciepła zaprojektowane do użytku z kotłami na paliwa kopalne zazwyczaj działają w zakresie temperatur 60-80°C, podczas gdy pompy ciepła są bardziej wydajne przy temperaturach wyjściowych poniżej 55-60°C.2 W Wielkiej Brytanii około połowa wszystkich mieszkań może wymagać modyfikacji systemu dystrybucji ciepła lub zmniejszenia zapotrzebowania na ciepło poprzez modernizację budynku, aby móc działać przy temperaturze zasilania 55°C w przeciętny zimowy dzień. Odsetek ten wzrasta do ponad 85% mieszkań w mroźne zimowe dni (BEIS, 2020). Koszt instalacji większych grzejników hydraulicznych, ogrzewania podłogowego lub systemów ogrzewania powietrznego może być znaczny – nawet do połowy kosztu jednostki grzewczej. Takie inwestycje nie są konieczne w przypadku słonecznych systemów grzewczych, które można łączyć z istniejącymi instalacjami. Ta elastyczność może na przykład częściowo wyjaśniać duże zainteresowanie słonecznymi systemami grzewczymi w ramach ostatniego brytyjskiego programu Green Home Grant, w którym stanowiły one 60% wszystkich niskoemisyjnych instalacji grzewczych (Solar Energy UK, 2021). W przypadku większości innych krajów dostępne są jednak ograniczone dane dotyczące charakterystyki zainstalowanych systemów dystrybucji ciepła w budynkach. W związku z tym trudno jest oszacować koszty finansowe i poziom zakłóceń związanych z przejściem na szeroką skalę na ogrzewanie odnawialne.

Oprócz wpływu na ogólną konkurencyjność kosztową, wysokie koszty początkowe technologii odnawialnych mogą również stwarzać przeszkody finansowe dla gospodarstw domowych. Polityka może odegrać kluczową rolę w pokonywaniu tych wyzwań, na przykład poprzez dotacje inwestycyjne, rabaty, zachęty podatkowe i systemy kredytowe. Polityki wspierające inwestycje w efektywność energetyczną w budynkach mogą również pomóc w przejściu na systemy dystrybucji o niższej temperaturze.

Zmienne koszty operacyjne zależą od rocznego zapotrzebowania na ciepło, wydajności technologii i cen paliw konsumpcyjnych. Elektryczne pompy ciepła – zwłaszcza systemy gruntowe – są zdecydowanie najbardziej efektywną technologią, z ich współczynnikiem wydajności około trzy do pięciu razy wyższym niż wydajność kondensacyjnych kotłów gazowych i olejowych. Z kolei kotły na biomasę są zazwyczaj średnio rocznie o 10% do 20% mniej efektywne niż ich gazowe odpowiedniki (Energistyrelsen, 2021). Jeśli chodzi o ceny paliw, systemy słoneczne wykorzystują darmowe źródło energii, podczas gdy inne odnawialne technologie grzewcze korzystają z lepszej widoczności cen niż opcje oparte na paliwach kopalnych, ponieważ ceny peletów drzewnych i energii elektrycznej dla użytkowników końcowych są na ogół mniej zmienne niż ceny ropy i gazu.

Co ważne, otoczenie polityczne może znacząco wpłynąć na koszty paliwa, na przykład poprzez dotacje, podatki paliwowe lub ulgi w podatkach paliwowych (np. od energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych wykorzystywanej do ogrzewania) oraz ceny emisji dwutlenku węgla. Chociaż zachęty do stosowania odnawialnych źródeł ogrzewania w budynkach są coraz bardziej rozpowszechnione, w wielu krajach polityka subsydiowania paliw kopalnych w ogrzewaniu pozostaje w konflikcie z polityką wspierania wykorzystania odnawialnych źródeł energii (REN21, 2021). Przykładowo, w roku 2020 według szacunków IEA dotacje do globalnego zużycia paliw kopalnych przekroczą 180 mld USD (IEA, 2021i).

Ogólnie rzecz biorąc, konkurencyjność kosztowa odnawialnych technologii grzewczych w porównaniu z opcjami opartymi na paliwach kopalnych różni się znacznie w poszczególnych regionach. Na przykład w Szwecji połączenie podatku od emisji dwutlenku węgla i stosunkowo niskich kosztów wyposażenia pomp ciepła sprawia, że w większości przypadków są one bardziej konkurencyjne niż ogrzewanie z wykorzystaniem paliw kopalnych. We Francji, z wyłączeniem wsparcia inwestycyjnego, okres zwrotu inwestycji w elektryczną pompę ciepła typu powietrze-woda w porównaniu z kondensacyjnym kotłem gazowym dla średniego zapotrzebowania na ciepło może przekroczyć 15 lat przy cenach paliw z 2019 r. W Zjednoczonym Królestwie, Kanadzie i Niemczech technologie odnawialnego ogrzewania pomieszczeń z trudem konkurują z gazem bez wsparcia politycznego. Przy cenach paliw w 2019 r. wyrównany koszt ogrzewania za pomocą pomp ciepła typu powietrze-woda dla przeciętnego niemieckiego mieszkania jest o około 50 % wyższy niż w przypadku kondensacyjnego kotła gazowego, a w Kanadzie o około 55-70 % wyższy. W Kanadzie wyrównany koszt ogrzewania kotłem na pelety może być ponad trzykrotnie wyższy niż w przypadku ogrzewania kondensacyjnym kotłem gazowym. W oparciu o ceny gazu w 2019 r., przy założeniu podatku węglowego w wysokości 50 USD za tonę , poziomowy koszt ogrzewania kotłami gazowymi w Kanadzie wzrósłby o ponad 20%.

Koszty kapitałowe mają szczególnie duży udział w skumulowanych zdyskontowanych przepływach pieniężnych w całym okresie użytkowania pomp ciepła i słonecznych technologii grzewczych: we Francji, Niemczech i Zjednoczonym Królestwie koszty kapitałowe stanowią od jednej trzeciej do połowy zdyskontowanych kosztów ogrzewania w przypadku pomp ciepła i ponad 85 % w przypadku słonecznych technologii grzewczych. W związku z tym konkurencyjność kosztowa tych technologii jest w dużym stopniu uzależniona od okresu ich eksploatacji.

W 2021 r. Zjednoczone Królestwo ogłosiło cel zainstalowania 600 000 pomp ciepła rocznie do 2028 r., natomiast Irlandia ogłosiła plan zainstalowania 600 000 pomp ciepła ogółem do 2030 r., z czego dwie trzecie w istniejących budynkach. Oba cele oznaczają znaczny wzrost w stosunku do obecnych poziomów wdrożenia: w 2020 r. sprzedaż pomp ciepła wyniosła 37 000 sztuk w Zjednoczonym Królestwie i 8 000 sztuk w Irlandii (EHPA, 2021). Osiągnięcie celu Irlandii wymaga, aby w latach 2021-2030 pompy ciepła stanowiły około połowy wszystkich wymienianych systemów grzewczych zarówno w budynkach mieszkalnych, jak i komercyjnych. W Wielkiej Brytanii wyrównanie obecnej różnicy kosztów inwestycyjnych pomiędzy kotłami gazowymi a pompami ciepła dla 600 000 instalacji oznaczałoby zaangażowanie ponad 3 miliardów funtów w postaci kredytów lub dotacji. Oczekuje się jednak, że taki wzrost liczby instalacji pomp ciepła spowoduje obniżenie średnich kosztów instalacji dzięki korzyściom skali i silniejszej konkurencji rynkowej.

Oprócz technologii omówionych w tej sekcji, pojawiają się inne rozwiązania grzewcze wykorzystujące odnawialne źródła energii, takie jak ogrzewanie z wykorzystaniem ogniw fotowoltaicznych (PV2heat), które składa się z modułów fotowoltaicznych bezpośrednio (i wyłącznie) podłączonych do elektrycznego oporowego podgrzewacza wody wykorzystującego prąd stały bez inwerterów. Koncepcja ta zyskuje na popularności na przykład w Republice Południowej Afryki, gdzie w ciągu mniej niż pięciu lat zainstalowano prawie 12 000 systemów (IEA SHC, 2021b). Chociaż postęp ten jest napędzany w RPA przez mandat ograniczający udział paliw kopalnych w dostawach ciepłej wody, prostota instalacji, niezawodność i konkurencyjność kosztowa systemów PV2heat stwarzają perspektywy szerszego zastosowania.

W dłuższej perspektywie czasowej gazy odnawialne mogłyby również odegrać rolę w konkretnych przypadkach, wykorzystując istniejącą infrastrukturę gazową. W przypadku wodoru pochodzącego ze źródeł odnawialnych oznaczałoby to, że urządzenia dla użytkowników końcowych byłyby przystosowane do korzystania z wodoru, co wiąże się z ograniczonymi kosztami dodatkowymi w porównaniu z tradycyjnymi urządzeniami gazowymi.

Oprócz konkurencyjności kosztowej, liczne bariery pozaekonomiczne nadal utrudniają upowszechnianie ciepła ze źródeł odnawialnych w sektorze mieszkaniowym. Niektóre wyzwania mają charakter techniczny (np. przydatność budynku), inne dotyczą dojrzałości łańcuchów dostaw paliw i technologii – w tym dostępności wykwalifikowanych instalatorów – a jeszcze inne wiążą się z czynnikami wpływającymi na wybory konsumentów, takimi jak zaufanie do technologii, świadomość potencjalnych korzyści, zachęty dzielone, dostęp do finansowania i “koszty kłopotliwe” związane z instalacją (IRENA, IEA i REN21, 2020). Zwiększenie wykorzystania ogrzewania ze źródeł odnawialnych w budynkach wymaga zatem od decydentów podjęcia tych wyzwań poprzez kompleksowe i wielowymiarowe podejścia polityczne. Mogą one potencjalnie obejmować połączenie kampanii uświadamiających, środków regulacyjnych i zachęt ekonomicznych, które – co najważniejsze – powinny umieścić sprawiedliwość społeczną w centrum transformacji.

Źródło: iea.org
Fot. Pixabay

FORUM ENERGII: 560 MLD ZŁOTYCH NA TRANSFORMACJĘ ENERGETYCZNĄ W POLSCE

1078 0

560 mld złotych. To kwota, którą Polska może przeznaczyć na transformację energetyki i odchodzenie od węgla na rzecz czystych źródeł energii dzięki obecności w UE. Otwiera się historyczna szansa na przestawienie polskiej gospodarki (w tym sektora energii) na niskoemisyjne tory oraz rozwój nowych branż przemysłu. Ale choć w ubiegłym roku polski rząd zadeklarował wolę dążenia do neutralności klimatycznej zgodnie z kierunkiem polityki UE, obecnie wśród decydentów wyczuwalny jest niepokój, że nie podołamy wyzwaniu dekarbonizacji. Jednocześnie relacje polskiego rządu z instytucjami unijnymi pogarszają się, co utrudnia rozmowy o funduszach UE. Jakie źródła zostały położone na szali?

W najnowszym opracowaniu pt. „Gotowi na 55%. Przewodnik po finansowaniu transformacji energetycznej od 2021 r.” Forum Energii opisuje kluczowe źródła pieniędzy do wykorzystania na cele klimatyczne i zazielenienie sektora energii. W samym wieloletnim budżecie UE do 2027 r., w tzw. kopercie krajowej, na polską transformację energetyczną i ochronę klimatu przeznaczono niemal 190 mld zł. To tutaj kryje się zarówno znana i dotąd dobrze wykorzystywana przez Polskę polityka spójności, jak i nowe mechanizmy wspierające przemiany gospodarcze: Fundusz Sprawiedliwej Transformacji dla regionów powęglowych czy pieniądze na realizację Krajowego Planu Odbudowy.

Drugim, niedocenionym źródłem pieniędzy, które powinno zostać w przeważającej części przeznaczone na dekarbonizację gospodarki, są przychody z handlu emisjami (EU ETS). W ramach proklimatycznej agendy, Unia szykuje reformę systemu, co z jednej strony może oznaczać rozszerzenie ETS na nowe sektory, ale z drugiej – dodatkowe pieniądze do zagospodarowania przez kraje o dużym uwęgleniu. W sumie w ciągu dekady może to być prawie 370 mld zł.

Pieniądze to nie wszystko

Jednak to nie dostęp pieniędzy jest warunkiem krytycznym do przeprowadzenia niezbędnych zmian w sektorze energetycznym.

– To, czy Polska wykorzysta dostępne pieniądze i z sukcesem przeprowadzi transformację, zależy teraz od decyzji politycznych związanych m.in. z praworządnością. To aktualnie ogromne ryzyko. Kolejną barierą jest brak wizji, jakiej energetyki potrzebujemy. Rząd musi jasno sformułować wiarygodne cele polityki energetyczno-klimatycznej, aby zmobilizować podmioty publiczne i prywatne do przygotowania dobrych projektów, przynoszących długotrwałe efekty. Bez tego wykorzystanie znacznej puli pieniędzy będzie niemożliwe, a z drugiej strony – nieprzemyślane i słabe projekty pochłoną znaczne kwoty, nie przyczyniając się do zabezpieczenia polskich gospodarstw domowych i przedsiębiorstw przed wzrostami cen – zwraca uwagę dr Sonia Buchholtz, ekspertka Forum Energii ds. finansowania transformacji energetycznej.

Innym wąskim gardłem jest przestarzała struktura wdrażania funduszy unijnych. Mnogość strumieni finansowania, liczne cele (ale i obostrzenia) związane z wykorzystaniem różnych pul pieniędzy to ogromne wyzwanie dla administracji. Kiedyś finansowaliśmy przede wszystkim duże, powtarzalne projekty – np. drogi, wodociągi. Teraz znacznie więcej projektów będzie musiała być realizowana blisko miast i obywateli, z uwzględnieniem lokalnej specyfiki.

Bez reformy instytucjonalnej i sprawnego zaplecza strategicznego dla rządu, które weźmie na siebie projektowanie polityki publicznej w zakresie zmian w energetyce i ochrony klimatu, grozi nam paraliż decyzyjny, a w efekcie – opóźnienie inwestycji i nieoptymalna dystrybucja środków. Dla przykładu mimo zwiększających się środków na cele czystego ciepła Polska nadal nie ma strategii dla ciepłownictwa.

Pełna mobilizacja: państwo, regiony i biznes

Polska stoi przed szansą pokazania całemu światu, jak skutecznie przeprowadzić transformację od kraju zależnego od węgla do nowoczesnej gospodarki wykorzystującej w energetyce i przemyśle odnawialne źródła energii, znacznie redukującej emisje CO2. Aby to się udało, potrzebny jest wysiłek nie tylko po stronie rządu, ale także samorządów (szczególnie powęglowych) oraz biznesu.

Do zainteresowania projektami klimatycznymi mobilizować będą jednak nie tylko pieniądze, ale także zasady zrównoważonego finansowania, w tym taksonomia. Nowe reguły obejmą m.in. banki i spółki giełdowe, i będą skutecznie zniechęcać do angażowania się w projekty negatywnie oddziałujące na środowisko. Zasady taksonomii obejmą również budżet UE, a jednym z kluczowych kryteriów będzie nie finansowanie z unijnej kasy projektów emitujących powyżej 270 gCO2/kWh.

Przejść na drugi brzeg rzeki

Nie ma wątpliwości, że wyzwanie transformacji energetycznej i gospodarczej stojące przed Polską jest ogromne, ale to szansa dla społeczeństwa i gospodarki – na zmniejszenie uzależnienia od importu paliw, zmniejszenia kosztów energii, poprawę jakości środowiska i ograniczenie kosztów zdrowia i oczywiście zmniejszenia emisji.

– Najgorsze, co mogłoby Polsce się przydarzyć, to utknięcie w połowie drogi – gdzie ponosimy koszty emisji, eksploatujemy przestarzałą i nieefektywną infrastrukturę energetyczną, a nie jesteśmy w stanie czerpać korzyści z wdrażanych zmian. Dlatego tak ważna jest mobilizacja wokół nowej perspektywy finansowej– odważne decyzje, formułowanie jasnych strategii osiągania neutralności klimatycznej. Im mniej logiczny i bardziej rozciągnięty w czasie będzie proces transformacji, tym wyższe będą jej koszty. Fundusze dają możliwości wsparcia mniej zamożnych przedstawicieli naszego społeczeństwa i trwałej redukcji kosztów energii – podsumowuje dr Joanna Maćkowiak-Pandera, prezeska Forum Energii.

Pełna treść w/w raportu znajduje się tutaj.

Źródło: Forum Energii
Fot. Pixabay

[RELACJA] FORUM ENERGII O PRZEDSIĘBIORSTWACH CIEPŁOWNICZYCH PRZYSZŁOŚCI

856 0

13 października Forum Energii zorganizowało webinar pt. „Przedsiębiorstwo ciepłownicze przyszłości | Nowy model biznesowy”.

Jak podaje organizator: „Ciepło w Polsce drożeje. To skutek przestarzałego modelu biznesowego w ciepłownictwie, który wynagradza firmę za jak największą produkcję ciepła i nie zachęca do modernizacji infrastruktury. Tymczasem odbiorcy chcą płacić za energię i ciepło jak najmniej. Jednym z kluczowych elementów gry o niższe rachunki jak i o niższe emisje CO2 staje się efektywność energetyczna systemów ciepłowniczych i budynków. To całkowicie zmienia warunki rynkowe, w których muszą odnaleźć się firmy ciepłownicze. Jeśli nie chcemy dopuścić do ich upadku – konieczne jest wdrożenie nowego modelu biznesowego w ciepłownictwie. O tym, jak mógłby on wyglądać, podczas webinaru opowiadają Andrzej Rubczyński – dyrektor ds. Strategii Ciepłownictwa w Forum Energii oraz Jan Rączka – prezes Alternatora”.

Więcej informacji na temat działań Forum Energii w tym obszarze można znaleźć tutaj.

Źródło: Forum Energii
Fot. Forum Energii