Home Archive by category Analizy

Analizy

FORUM ENERGII O PRZEDSIĘBIORSTWACH CIEPŁOWNICZYCH PRZYSZŁOŚCI

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

FORUM ENERGII: PRZEDSIĘBIORSTWO CIEPŁOWNICZE PRZYSZŁOŚCI. NOWY MODEL BIZNESOWY

Model, który proponujemy w analizie „Przedsiębiorstwo ciepłownicze przyszłości” łączy ze sobą kluczowe wyzwania: zapewnienie odbiorcom ciepła, pomoc w utrzymaniu na rynku firm ciepłowniczych oraz wsparcie w redukcji emisji z sektora. Analiza zawiera propozycje rozwiązań technologicznych, finansowych, prawnych i legislacyjnych, które pomogłyby przekształcić obecne PEC-e w przedsiębiorstwa, które odnajdą się w nowych warunkach rynkowych.

Fundamentalna zmiana polega na tym, że przedsiębiorstwa ciepłownicze muszą być wynagradzane nie za samą produkcję ciepła, lecz za zapewnienie komfortu cieplnego przy racjonalnym koszcie i z poszanowaniem środowiska. To jest całkowita zmiana filozofii działania. PEC-e zamiast maksymalizować zysk poprzez wzrost produkcji powinny być nagradzane za jej zmniejszenie. Powinny zwiększyć zakres swoich działań i wziąć na siebie zarządzanie całym procesem. To już nie tylko produkcja i przesył ciepła, ale i poprawa efektywności energetycznej budynków przyłączonych do sieci, zarządzanie energią u swoich klientów, a także współpraca z bankami i innymi instytucjami finansującymi, które zapewnią dostęp do pieniędzy na niezbędne inwestycje. Nowoczesny PEC to centrum kompetencji – wyjaśnia Andrzej Rubczyński, dyrektor ds. Strategii Ciepłownictwa w Forum Energii.

Zmiana modelu funkcjonowania przedsiębiorstw ciepłowniczych jest kluczem do efektywnej kosztowo transformacji sektora. Nie jest możliwe przejście na bardziej przyjazne środowisku, bezemisyjne źródła ciepła przy zachowaniu obecnego poziomu produkcji ciepła, bo będzie to zbyt kosztowne. Wymianie źródeł ciepła musi towarzyszyć termomodernizacja budynków, która pozwoli znacząco zmniejszyć zapotrzebowanie na ciepło. Tylko w takiej sytuacji budżet gospodarstw domowych nie zostanie dodatkowo obciążony kosztami modernizacji sektora. Ważne jest dobre zaplanowanie działań i ich synchronizacja zarówno po stronie źródeł ciepła, jak i budynków. Potrzebna jest więc ścisła współpraca właścicieli budynków oraz lokalnych władz, odpowiedzialnych za planowanie energetyczne z przedsiębiorstwem ciepłowniczym.

Wdrożenie nowego modelu biznesowego w ciepłownictwie wymaga ogromnej zmiany, także mentalnej, i nie uda się bez zdecydowanego wsparcia ze strony państwa. Sektor nie może być pozostawiony sam sobie. Rząd powinien wyznaczyć mu nowe cele i zapewnić pełne wsparcie w transformacji – poprzez przygotowanie odpowiednich regulacji prawnych jak i finansowych: od oddłużenia PEC-ów, przez zwiększenie dostępności kredytów i dedykowane instrumenty finansowe.

Na wszystkie niezbędne inwestycje potrzebny jest ogromny kapitał – warto jednak pamiętać, że w nowe perspektywie finansowej UE na cele czystego ciepła zarezerwowano dużą ilość pieniędzy. Żeby po nie sięgnąć, trzeba mieć wizję – jakie ma być ciepłownictwo i jakie zadania są przed nim stawiane, np. kiedy ma nastąpić kres spalania węgla w ciepłownictwie systemowym. Tymczasem wciąż nie ma rządowej strategii dla ciepłownictwa – jej projekt dopiero w najbliższych tygodniach trafi do konsultacji. Drugi oczekiwany dokument to strategia dla budynków, bo bez wytyczenia ścieżki poprawy efektywności energetycznej budynków trudno racjonalnie planować inwestycje w ciepłownictwie – podsumowuje Andrzej Rubczyński.

Kluczowe liczby

  • 67% energii cieplnej małych systemów ciepłowniczych może pochodzić z OZE w wyniku modernizacji nieefektywnych systemów ciepłowniczych i zastępowania kotłów węglowych pompami ciepła zasilającymi wydzielone niskotemperaturowe systemy ciepłownicze.
    73% łącznych oszczędności energii cieplnej uzyskają dobrze ocieplone budynki oraz sieci ciepłownicze przekształcone na niskotemperaturowe mikrosieci.
  • 1 mld zł – o tyle spadnie roczny koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 od roku 2030 dzięki przekształceniu wszystkich krajowych nieefektywnych systemów ciepłowniczych w systemy niskotemperaturowe zasilane pompami ciepła.
  • Docelowo 60% (2 tys. zł rocznie) mniej zapłaci za ciepło gospodarstwo domowe funkcjonujące w zmodernizowanym budynku zasilanym zeroemisyjnym źródłem ciepła w stosunku do gospodarstw funkcjonujących w nieocieplonych budynkach zasilanych z nieefektywnych systemów ciepłowniczych.

Pełen raport można pobrać tutaj.

Źródło: Forum Energii
Fot. Forum Energii

PORADNIK WDRAŻANIA NISKOTEMPERATUROWEGO CIEPŁA SIECIOWEGO

Poradnik na temat wdrażania niskotemperaturowego ciepłownictwa miejskiego, podkreślający ogromną potencjalną rolę geotermii, został wydany w ramach programu współpracy technologicznej IEA.

Niemiecki Fraunhofer IEG wydał “Poradnik wdrażania niskotemperaturowego ciepłownictwa komunalnego”. Celem poradnika jest dostarczenie konkretnych informacji, które ułatwią wdrażanie niskotemperaturowych systemów ciepłowniczych (LTDH). Systemy te dostarczają ciepło odnawialne i nadwyżkę ciepła o niskiej temperaturze po niższych kosztach niż wysokotemperaturowe systemy ciepłownicze. Poprzez zwiększone wykorzystanie niskotemperaturowych systemów ciepłowniczych można dokonać znaczącej transformacji podstawowej technologii ciepłowniczej.

Poradnik został napisany w ramach załącznika TS2 programu współpracy technologicznej IEA dotyczącego ogrzewania i chłodzenia komunalnego (znanego również jako program IEA DHC/CHP, www.iea-dhc.org). Rozpoczęty w 2018 roku załącznik TS2 nosił nazwę “Implementation of Low-Temperature District Heating Systems” i był aktywny do 2021 roku. W badania te zaangażowanych było kilka grup badawczych z Austrii, Danii, Niemiec, Norwegii, Szwecji i Wielkiej Brytanii. Załącznik był finansowany w ramach podziału zadań, ponieważ wkład pracy każdego z partnerów był finansowany z krajowych programów finansowania badań. Kristina Lygnerud z Uniwersytetu Halmstad w Szwecji koordynowała prace nad załącznikiem.

W raporcie uznano, że wprowadzenie niskotemperaturowej dystrybucji ciepła o temperaturze zasilania poniżej 70 stopni C zwiększy opłacalność wdrożenia ciepła geotermalnego, pomp ciepła, nadwyżek ciepła w przemyśle, kolektorów słonecznych, kondensatorów spalin oraz opcji magazynowania ciepła w systemach ciepłowniczych.

Dystrybucja ciepła niskotemperaturowego będzie kluczowym czynnikiem ekonomicznym, wraz z wyższymi cenami węgla, dla uzyskania dekarbonizacji w UE ze względu na większy cel redukcji emisji dwutlenku węgla do 2030 roku.

W raporcie przedstawiono interesujący przegląd emisji dwutlenku węgla ze wszystkich systemów ciepłowniczych w 24 krajach UE i 23 innych krajach (źródło: Werner, 2017)

W raporcie przedstawiono interesujące studia przypadków i podkreślono ogromne możliwości wykorzystania niskotemperaturowych zasobów geotermalnych i temperatur w środowisku miejskim. Możliwości redukcji kosztów wyraźnie wskazują na rolę, jaką może odegrać energia geotermalna.

Źródło: Think Geoenergy
Fot. Pixabay

FORUM ENERGII: ROZPORZĄDZENIE TARYFOWE DLA CIEPŁOWNICTWA – GARNITUR SZYTY NIE NA TĘ MIARĘ

Na początku sierpnia br. Ministerstwo Klimatu i Środowiska przedstawiło do konsultacji projekt zmian rozporządzenia taryfowego, które ma pomóc przedsiębiorstwom ciepłowniczym rozpocząć proces wymiany przestarzałego parku maszynowego na bardziej przyjazny dla środowiska. To ważne rozporządzenie i dobrze, że wreszcie zostało opublikowane. Problem w tym, że stało się to co najmniej o 10 lat za późno. Jak Ministerstwo samo przyznaje, sytuacja techniczno-finansowa przedsiębiorstw ciepłowniczych jest zła, a potrzeby inwestycyjne ogromne.

Proponowany projekt zmiany mechanizmu ustalania ceny ciepła ma zwiększyć wiarygodność kredytową sektora i wesprzeć jego transformację. Lektura dokumentu pozostawia jednak wątpliwości, czy na pewno tak się stanie: łatwo można zauważyć, że oferowane lekarstwo jest na stare choroby, które spowodowały obecne problemy. Nie widać za to impulsu, który popchnąłby sektor na nowe tory – prowadzące do neutralności klimatycznej, zbieżne z celami nakreślonymi w najnowszym pakiecie legislacyjnym Komisji Europejskiej Fit for 55.

Stare bolączki krajowego ciepłownictwa

Najpierw krótkie przypomnienie. Rozporządzenie taryfowe, wynikające z zapisów ustawy Prawo energetyczne (z 1997 r.), jest aktem prawnym opisującym sposób ustalania cen ciepła przez koncesjonowane przedsiębiorstwa, które zajmują się przesyłaniem i dystrybucją lub wytwarzaniem ciepła. Zgodnie z prawem, na końcu procedury Urząd Regulacji Energetyki zatwierdza przedłożone propozycje, decydując o tym ile zapłacimy za ciepło i czy przedsiębiorstwo uzyskuje uzasadnione przychody. Niestety, nadmierna koncentracja URE na utrzymaniu niskich cen ciepła doprowadziła do tego, że ciepłownictwo systemowe jest dzisiaj silnie zdekapitalizowane, uzależnione od węgla i w opłakanej sytuacji finansowej.

Złożyło się na to klika wad systemowych, o których warto wspomnieć.

Brak odzwierciedlenia realiów rynkowych w cenie ciepła.

Mechanizm kształtowania ceny ciepła i sam proces zatwierdzania taryfy powodowały ponad dwuletnie opóźnienie w przenoszeniu zmian kosztów produkcji (kosztu paliwa i kosztu CO2) na cenę ciepła. Przy 600% wzroście ceny rynkowej uprawnień do emisji CO2, który miał miejsce w ciągu ostatnich czterech lat, wyniki finansowe wytwórców spadły głęboko w dół, zmuszając zarządy firm przede wszystkim do walki o przetrwanie, a nie do myślenia o niskoemisyjnym rozwoju.

Brak bodźców do obniżania kosztów produkcji i przesyłu ciepła oraz wzrostu efektywności.

Mechanizm kształtowania ceny ciepła, a więc i przychodów przedsiębiorstwa, bazujący na formule „koszt + minimalna marża” nie stymuluje do poprawy wskaźników operacyjnych. Każde działanie prowadzące do obniżenia bazy kosztowej, będącej podstawą do wyliczenia ceny ciepła na kolejny okres taryfowy, przynosi skutek w postaci obniżki jednostkowej ceny ciepła i w konsekwencji przychodów przedsiębiorstwa. Jest to silnie demotywujący mechanizm.

Brak stabilności legislacyjnej i brak pomysłu na ciepłownictwo.

Modelowym przykładem może być system wsparcia rozwoju kogeneracji, czyli produkcji ciepła i prądu w dedykowanych jednostkach wytwórczych. Wprowadzony do prawa mechanizm certyfikatowy funkcjonował przez 11 lat (2007-2018) z przerwą 1,5 roku w okresie 2012-13. System nie był stabilny, uruchamiany jedynie na okresy pięcioletnie. Nie mogło to stanowić bodźca dla małych przedsiębiorstw do zmiany technologii na bardziej przyjazną środowisku. Również obecny system wsparcia w postaci 15 letniej premii, nie przynosi oczekiwanych rezultatów. Pewnie dlatego, że sektor ciągle nie wie jakie stawia się przed nim cele długoterminowe.

Intencją nowego rozporządzenia taryfowego jest eliminacja opisanych powyżej wad systemowych, i tym samym zwiększenie zdolności sektora do realizacji nowych inwestycji.

Kluczowe zmiany wprowadzane nowym rozporządzeniem:

Możliwość obniżenia kosztów operacyjnych przedsiębiorstw przesyłu i dystrybucji ciepła oraz wytwórców ciepła (nie korzystających z uproszczonego sposobu kalkulacji cen), bez ryzyka utraty przychodu, w wyniku obniżenia ceny ciepła w procesie taryfowania.

Jest to próba naprawy fundamentalnej wady mechanizmu taryfowego zniechęcającej do ograniczania kosztów produkcji i przesyłu ciepła. Legislator wprowadził wzory pozwalające wyliczyć minimalny przychód przedsiębiorstwa.

Dla dystrybutorów ciepła minimalny przychód zależy od średniego krajowego współczynnika udziału kosztu strat w sieciach oraz kosztów wynagrodzeń w kosztach przesyłu. Dla wytwórców, minimalny przychód uzależniony jest od średnich wskaźników udziału kosztów paliw i CO2 w kosztach wytwarzania ciepła a także kosztów wynagrodzeń.

Po wejściu w życie rozporządzenia przedsiębiorstwo, które w wyniku działań modernizacyjnych zredukuje swoje koszty, nie będzie musiało obniżyć ceny ciepła, a zakumulowany w ten sposób kapitał może przeznaczyć na dalsze modernizacje.

Przyspieszenie akumulacji kapitału przez wytwórców ciepła w jednostkach kogeneracji (stosujących uproszczoną metodę kalkulacji cen ciepła), poprzez zwiększenie o 1 punkt procentowy corocznego tempa wzrostu ceny ciepła.

Ta propozycja ma na celu usunięcie wady, która powodowała, że mechanizm taryfowania nie odzwierciedlał w pełni kosztów CO2 oraz kosztów inwestycji środowiskowych w cenie referencyjnej (będącej bazą odniesienia dla ceny ciepła z jednostek kogeneracyjnych).

Cena referencyjna kształtowana jest na podstawie kosztów produkcji ciepła w małych ciepłowniach. Nie dość, że sam proces ustalania tych kosztów niesie ze sobą opóźnienie czasowe, to dodatkowo nie wszystkie brane pod uwagę jednostki należą do systemu ETS, co zniekształca uśrednioną cenę ciepła. Dodatkowo, jako jednostki o mniejszej mocy cieplnej ponoszą one niższe wydatki na instalacje ochrony środowiska, podlegając łagodniejszym normom emisyjnym.

Kumulacja tych wszystkich zjawisk spowodowała obniżenie wartości ceny referencyjnej i w konsekwencji spadek rentowności przedsiębiorstw stosujących uproszczoną metodę kalkulacji ceny ciepła. Nowe rozporządzenie stara się wyeliminować to zjawisko.

Premiowanie inwestycji obniżających emisję CO2, budowę źródeł wykorzystujących energię z OZE i energię odpadową, a także zmniejszenie zużycia energii odbiorcy ciepła.

Jest to próba zmiany polityki nastawionej głównie na minimalizację ceny ciepła. W projekcie rozporządzenia rozszerzono zapisy określające czynniki, które powinien wziąć pod uwagę Urząd Regulacji Energetyki podczas zatwierdzania wielkości zwrotu z kapitału.

Zatwierdzony przez regulatora koszt kapitału ma bezpośrednie przełożenie na poziom rentowności nowych projektów inwestycyjnych. Kluczowym wydaje się być „bonus” za redukcję emisji CO2. W rozporządzeniu zapisano, że w przypadku inwestycji w obrębie źródła ciepła, sieci przesyłowej lub infrastruktury po stronie odbiorców końcowych zwiększa się stopę zwrotu z kapitału o 1 punkt procentowy za każde 25% redukcji emisji CO2. Jest to zachęta nie tylko do budowy instalacji OZE (za co URE uznaniowo może dodatkowo zwiększyć zwrot z kapitału), ale również do realizacji usług typu ESCO przez przedsiębiorstwa ciepłownicze.

Premiowanie inwestycji prowadzących do powstawania efektywnych systemów ciepłowniczych.

W dokumencie zapisano, iż nowe zapisy mogą zostać zastosowane, jeżeli działania dotyczą efektywnych systemów ciepłowniczych, i jednocześnie dla których wskaźnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej jest mniejszy od 0,65 – co stanowi dodatkowy bodziec do budowy źródeł ciepła wykorzystujących OZE.

Należy jednak zwrócić uwagę na brak jednoznaczności tego zapisu. Z treści projektu wynika, że system najpierw musi być efektywny, by stać się beneficjentem mechanizmów kształtowania ceny ciepła pozwalających na akumulację kapitału. Jeżeli nie zostanie to zmienione może to oznaczać, że przedsiębiorstwa z grupy nieefektywnych, poprzez brak zdolności kredytowej, nie rozpoczną żadnych inwestycji modernizacyjnych i na zawsze zostaną nieefektywne, pozbawione prawa korzystania z zapisów rozporządzenia.

To wszystko wskazuje, że projekt rozporządzenia ma zachęcić przedsiębiorstwa ciepłownicze do modernizacji, zwiększenia udziału energii z OZE i poprawy efektywności energetycznej. Czy jednak to wystarczy aby sektor, nie nadążający za zmianami w otoczeniu prawnym i politycznym pchnąć na nowe tory? Jeszcze nie wdrożono w pełni legislacji przedstawionych przez Komisję Europejską w tzw. Pakiecie Zimowym (2016 r.), a już pojawiają się kolejne pomysły przyspieszające procesy transformacyjne.

Co wynika z unijnego pakietu Fit for 55 dla ciepłownictwa systemowego?

To co wstępnie zaproponowano w dyrektywach składających się na Fit for 55 może stanowić nie lada wyzwanie, szczególnie dla polskiego ciepłownictwa silnie uzależnionego od węgla. Na poziomie unijnym cały sektor ETS, do którego należy również ciepłownictwo systemowe, musi obniżyć emisję CO2 o 61% w stosunku do roku 2005. Tak duża redukcja pozwoli nieco łagodniej potraktować inne sektory, nie tracąc szansy na osiągnięcie łącznego celu redukcji o 55% (vs 1990 r.).

Aby zwiększyć motywację do działań redukcyjnych, każdy kraj członkowski będzie co roku otrzymywać coraz mniejszą pulę uprawnień do emisji CO2. Skala redukcji wyniesie 4,2% każdego roku. Rosnący deficyt uprawnień wywoła zapewne kolejne podwyżki ich ceny rynkowej. Bez przyspieszenia inwestycji w źródła bez emisyjne, będziemy skazani na coraz większy i coraz droższy zakup uprawnień od innych państw.

Proponowany pakiet Fit for 55 zmienia również definicję wysokosprawnej kogeneracji, wprowadzając maksymalny pułap emisji CO2 wynoszący 270 kgCO2/MWh od 2025 r. Oznacza to, że po tej dacie systemy wyposażone w kogenerację węglową nie będą uprawnione do otrzymywania pomocy publicznej (np. w postaci premii do ceny energii). Ten przywilej zachowają jedynie wysokosprawne jednostki kogeneracyjne opalane gazem.

Zmienia się również definicja efektywnego systemu ciepłowniczego. Pierwsza przełomowa data to początek roku 2026. System efektywny ma mieć co najmniej 50% energii odnawialnej, 50% ciepła odpadowego, 80% ciepła z wysokosprawnej kogeneracji (gazowej!) lub 50% kombinacji tych form energii, pod warunkiem, że udział ciepła z OZE nie będzie niższy niż 5%. W 2035 kończy się wsparcie dla kogeneracji. Systemy ciepłownicze będą musiały być zasilane energią odpadową i odnawialną, tak by w 2050 roku udział energii z OZE był nie mniejszy niż 60%.

Osiągnięciu tego celu ma służyć wprowadzenie obligatoryjnego (dla każdego kraju członkowskiego), corocznego wzrostu udziału ciepła z OZE na poziomie 1,1%-1,5% (druga wartość, jeżeli wliczamy ciepło odpadowe). W sieciach ciepłowniczych ten wzrost powinien co roku wynosić 2,1%.

Są to na razie plany, które będą podlegać negocjacjom na forum Rady Europejskiej i Parlamentu. Można się jednak spodziewać, że w zbliżonej formie wejdą za parę lat w życie.

Plan działań

Idea stojąca za pakietem Fit for 55 wymaga pilnego stworzenia nowej wizji ciepłownictwa i kompleksowego planu działania. Rozporządzenie taryfowe przedstawione przez Ministerstwo Klimatu jest tu jedynie małym, nieadekwatnym do wyzwania krokiem naprzód.

Jak zapisano w Ocenie Skutków Regulacji (OSR), ma ono wygenerować dodatkowe środki finansowe na poziomie 1,6 mld zł w ciągu 5 lat. Ministerstwo szacuje, że do 2030 potrzeby finansowe związane z nowymi inwestycjami wyniosą pomiędzy 53 a 101 mld zł. Kwota dodatkowych przychodów, pochodzących z wdrożenia rozporządzenia, nawet lewarowana kredytami, będzie kroplą w morzu potrzeb. Z OSR nie wynika też, jaki cel ma zostać osiągnięty w 2030 r. Można się domyślać, że chodzi o cele dla ciepłownictwa wynikające z przyjętej (na początku 2021 r.) Polityki Energetycznej Polski do 2040. Tymczasem dokument ten nie przystaje do nowej strategii neutralności klimatycznej UE i celów przedstawionych w Fit for 55.

Czego zatem potrzeba?

Strategia dla ciepłownictwa

Ten kluczowy dla sektora dokument ciągle jeszcze nie ujrzał światła dziennego. Strategia musi wskazywać jasne cele dla sektora i być bazą dla legislacji wykonawczej oraz mechanizmów pomocy publicznej. Ciągle jest wiele niewiadomych, np. to czy i kiedy rząd przewiduje odejście od węgla w ciepłownictwie systemowym, jakie miałyby być cele redukcji emisji gazów cieplarnianych w kolejnych dekadach po 2030 r. czy jak ma wyglądać polityka dotycząca zielonego ciepła, którego jest bardzo mało w systemach ciepłowniczych.

Brak strategii odsuwa w czasie nie tylko działania modernizacyjne ciepłownictwa, ale również nie pozwala polskiemu przemysłowi dostosować się do przyszłych zmian ze stosownym wyprzedzeniem.

Strategia dla budynków

To drugi oczekiwany dokument, który jest ważny nie tylko dla sektora budownictwa i przemysłu, ale również i dla ciepłownictwa. Bez wytyczenia ścieżki poprawy efektywności energetycznej budynków i zmniejszenia zużycia energii końcowej trudno jest racjonalnie planować inwestycje w ciepłownictwie. Nie znając wizji zmian na rynku ciepła ryzykujemy złe wydatkowanie środków finansowych powiększające pulę kosztów osieroconych. Dodatkowo warto podkreślić, że bez zmniejszenia zużycia energii przez budynki, transformacja ciepłownictwa może być niezwykle kosztowna dla społeczeństwa, o ile w ogóle możliwa. Dlatego też ważne jest programowe wsparcie procesów termomodernizacji budynków.

Mechanizmy pomocy publicznej ukierunkowane na ciepłownictwo

Wraz z przyjęciem Krajowego planu Odbudowy oraz pozyskaniem funduszy z nowej perspektywy finansowej UE pojawią się środki, które mają wesprzeć transformację polskiej gospodarki. Ciepłownictwo i ogrzewnictwo (czyli indywidualne ogrzewanie domów), będące największym krajowym sektorem energetycznym – patrząc z perspektywy wolumenu zużytego paliwa, powinno otrzymać wsparcie w proporcji do swojej pozycji na mapie energetycznej kraju oraz wpływu na środowisko. Należy też zapewnić by środki pochodzące z systemu ETS ciepłownictwa zostały w całości przekierowywane na inwestycje w bezemisyjne źródła ciepła i poprawę efektywności energetycznej.

Rozwój mocy jednostek kogeneracyjnych

Obowiązujący od trzech lat nowy system wsparcia elektrociepłowni ciągle przynosi znikome przyrosty nowych mocy. Należy zbadać przyczyny tego zjawiska i podjąć działania naprawcze. Rozwój wysokosprawnej kogeneracji gazowej może być skutecznym środkiem zmniejszającym lukę wytwórczą w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Prognozy PSE i URE wskazują, że po sukcesywnej likwidacji bloków węglowych w krajowych elektrowniach może brakować mocy na poziome 13-15 GWe około 2035 roku. Według analiz Forum Energii, skuteczne wsparcie kogeneracji może dostarczyć od 4 do 6 GWe dodatkowych mocy dla KSE. Byłby to ważny czynnik zwiększający bezpieczeństwo energetyczne kraju.

Rozwój źródeł ciepła wykorzystujących energię odnawialną

Zgodnie z raportami URE, udział ciepła z OZE wyniósł w 2019 9,5%. To bardzo niewiele. Jeżeli zależy nam na utrzymaniu kosztu ogrzewania na racjonalnym poziomie, potrzebne jest znaczące przyspieszenie wzrostu udziału energii z bezemisyjnych źródeł, nieobciążonych kosztami zakupu uprawnień do emisji CO2.

Nowe modele biznesowe w ciepłownictwie

Dzisiejszy model biznesowy sektora nagradza przede wszystkim wzrost produkcji. Im większa sprzedaż, tym większy zysk, ale również i większe emisje. Widać, że taki sposób funkcjonowania stoi w sprzeczności z celem neutralności klimatycznej. Potrzebna jest zmiana podejścia. Należy przedsiębiorstwa nagradzać za jakość usługi, za zapewnienie komfortu cieplnego, a nie za ilość sprzedanego ciepła. Prace nad nowym modelem rynku ciepła i przygotowywane legislacje powinny dążyć do upowszechnienia w ciepłownictwie modelu opartego o formułę ESCO, która zapewnia zysk dzięki wypracowanym oszczędnościom.

Wsparcie grup społecznych zagrożonych ubóstwem energetycznym

Ciepłownictwo stanęło na progu znaczących przemian. Potrzebna jest pilna transformacja technologiczna. Zwiększone wydatki inwestycyjne będą miały przełożenie na cenę ciepła i wzrost kosztu ogrzewania. Konieczne jest dalsze ulepszania, a czasem i stworzenie dedykowanych mechanizmów osłonowych dla osób najbardziej narażonych na ryzyko pogorszenia komfortu życia.

Powyższe zestawienie oczywiście nie wyczerpuje całej listy problemów i wyzwań stojących przed ciepłownictwem systemowym. Przytaczamy je aby przypomnieć decydentom o konieczności bardziej holistycznego spojrzenia. Opublikowany projekt rozporządzenia jest ważnym krokiem na drodze przebudowy sektora, ale dalece niewystarczającym.

Źródło: Andrzej Rubczyński, dyrektor ds. Strategii Ciepłownictwa, Forum Energii
Fot. Forum Energii

EWALUACJA SYSTEMU WSPARCIA DLA OZE W LATACH 16-20

Rekomendacje dotyczące możliwych kierunków dostosowania aukcyjnego systemu wsparcia dla odnawialnych źródeł energii w Polsce oraz propozycje zmaksymalizowania jego skuteczności w świetle krajowych celów dla energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych to główne elementy Ewaluacji funkcjonowania Programu pomocowego w postaci aukcyjnego systemu wsparcia dla odnawialnych źródeł energii i odbiorców energochłonnych za okres 01.07.2016 – 31.12.2020. Raport został przygotowany przez Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii Nauk na zlecenie MKiŚ.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska do przeprowadzenia niniejszego badania, działając zgodnie ze zobowiązaniem wynikającym z decyzji Komisji Europejskiej z 13 grudnia 2017 r. SA.43697 (2015/N) – Polska, wybrało w drodze nieograniczonej procedury przetargowej niezależnego ewaluatora – Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii Nauk.

Najważniejszym wnioskiem wynikającym z Raportu jest fakt, że system aukcyjny jest ważnym mechanizmem rozwoju odnawialnych źródeł energii przyczyniając się do wzrostu udziału mocy zainstalowanej instalacji OZE w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym Polski. Jest on efektywnym mechanizmem wsparcia i promowania technologii OZE, dlatego jego funkcjonowanie należy odpowiednio wydłużyć, gdyż nie wyklucza on innych form wsparcia, stwarzając dalszą perspektywę inwestycyjną. Jest on także komplementarny z innymi mechanizmami pomocy publicznej, zwłaszcza inwestycyjnej.

Teza ta poparta jest danymi, z których wynika, iż łącznie w ramach aukcji w badanym okresie sprzedano 209,2 TWh energii elektrycznej o całkowitej wartości 50,6 mld zł, a sumaryczna moc instalacji, które wygrały aukcje, wynosi 7666,9 MW.

Wnioski wynikające z Raportu stanowić będą istotny wkład w prace Ministerstwa Klimatu i Środowiska nad ewentualną modyfikacją aukcyjnego systemu wsparcia dla odnawialnych źródeł energii na kolejne lata. Ewaluacja wskazuje w tym kontekście obszary, w których możliwe jest dalsze zwiększenie skuteczności alokacji pomocy państwa, co pozytywnie przełoży się na osiągnięcie przez Polskę celów dotyczących udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii.

Jednocześnie przypominamy, że MKiŚ przygotowało projekt nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii, w którym znalazły się m.in. rozwiązania stanowiące krajową podstawę prawną do przedłużenia funkcjonowania aukcyjnego systemu wsparcia do końca 2027 r. Został on przyjęty przez Sejm 11 sierpnia br. Teraz trafi pod obrady Senatu.

Źródło: MKiŚ
Fot. MKiŚ

ENERGIA ODNAWIALNA W ZNACZNYM STOPNIU UCHRONIONA PRZED SKUTKAMI PANDEMII

W 2020 r. produkcja energii elektrycznej z paliw kopalnych nadal spadała, odnotowując najniższy punkt: z 1 226 156 gigawatogodzin (GWh) w 1990 r. do szczytowego poziomu 1 584 005 GWh w 2007 r., do 1 133 402 GWh w 2019 r. i 1 022 589 GWh w 2020 r. (spadek o 9,8 % w porównaniu z 2019 r.).

Podobną tendencję zaobserwowano w przypadku produkcji energii elektrycznej z energii jądrowej, gdzie wstępne dane za 2020 r. wskazują na najniższy poziom od 1990 r., wynoszący 683 183 GWh (6,3 % mniej niż w 1990 r.).

W ostatniej dekadzie nastąpił znaczny wzrost produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Według wstępnych danych na 2020 r. produkcja energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych po raz pierwszy wyprzedziła produkcję z paliw kopalnych. Udział energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych wzrósł w czasie z 303 279 GWh w 1990 r. do 979 866 GWh w 2019 r. Dane wstępne za rok 2020 wskazują na dalszy wzrost do 1 052 582 GWh, co stanowiło 29 994 GWh więcej niż produkcja z paliw kopalnych.

Wytwarzanie energii elektrycznej z innych źródeł i źródeł nieokreślonych ma bardzo niewielki udział w ogólnym koszyku wytwarzania energii elektrycznej, na poziomie około 5 200 GWh w ostatniej dekadzie. W 2020 roku osiągnie on poziom 4 442 GWh.

Znaczący spadek zużycia paliw kopalnych w głębi kraju

Wstępne dane za 2020 r. wskazują na znaczny spadek zużycia paliw kopalnych w UE w głębi kraju. Ogólnie rzecz biorąc, oczekuje się, że zużycie paliw kopalnych w 2020 r., zwłaszcza stałych paliw kopalnych, będzie na rekordowo niskim poziomie od czasu, gdy dostępne są dane (tj. od 1990 r.).

Ogromny spadek zużycia ropy naftowej i produktów ropopochodnych oraz umiarkowany spadek zużycia gazu ziemnego stoją w jaskrawej sprzeczności z trendem z poprzednich lat. Wstępne dane za rok 2020 pokazują, że konsumpcja ropy naftowej i produktów ropopochodnych spadła o 12,9% w porównaniu z rokiem 2019. W porównaniu z rokiem 2005, konsumpcja ropy naftowej i produktów naftowych w 2020 roku zanotowała spadek o 23,1%.

Zużycie gazu ziemnego w głębi kraju było mniej dotknięte w 2020 roku: spadek w porównaniu z 2019 rokiem wyniósł tylko 2,6%. Niemniej jednak, od 2005 roku nastąpił spadek o 8,9%.

Zużycie węgla (węgiel brunatny i kamienny) nadal silnie spadało, w następstwie skutków pandemii połączonej ze skutkami polityki wychodzenia z węgla. W porównaniu z 2019 r. wstępne dane za 2020 r. wskazują na znaczny spadek o 20,0% w przypadku węgla brunatnego i o 18,0% w przypadku węgla kamiennego. Od 2005 r. do 2020 r. zużycie węgla kamiennego zmniejszyło się o ponad połowę (-51,2%), podczas gdy zużycie węgla brunatnego spadło w tym samym okresie o 44,9%.

Źródło: EC
Fot. Pixabay

RAPORTY DOTYCZĄCE RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU POTWIERDZAJĄ ISTOTNE ZMIANY W 2020 ROKU

Udział energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych w koszyku energetycznym UE (39 proc.) po raz pierwszy w historii przekroczył w 2020 r. udział paliw kopalnych (36 proc.), a zużycie energii elektrycznej (-4 proc.) i gazu (-3 proc.) w UE spadło w porównaniu z poziomami z 2019 r., ale większość czynników powodujących tę zmianę (zwłaszcza pandemia COVID-19) miała charakter wyjątkowy – wynika z opublikowanych dziś najnowszych kwartalnych sprawozdań Komisji dotyczących rynków gazu i energii elektrycznej. Pomimo ponownych ograniczeń związanych z wirusem COVID-19 w niektórych państwach, dane za czwarty kwartał wskazują, że poziomy zużycia są bliższe “normalnym poziomom” niż w pierwszych trzech kwartałach 2020 r.

W sprawozdaniu dotyczącym rynku energii elektrycznej potwierdzono, że połączenie pandemicznego szoku popytowego i korzystnych warunków pogodowych dla odnawialnych źródeł energii znacząco zmieniło strukturę koszyka energetycznego w ciągu 2020 r. Produkcja energii z węgla kamiennego i brunatnego spadła o 22 % (-87 TWh), a produkcja energii jądrowej spadła o 11 % (-79 TWh). Gaz ucierpiał w mniejszym stopniu ze względu na jego korzystną cenę, wspierając tym samym przechodzenie z węgla kamiennego na gaz i z węgla brunatnego na gaz. Wraz ze spadkiem zużycia udział odnawialnych źródeł energii w koszyku wzrósł do 39%, po raz pierwszy pokonując paliwa kopalne (36%). W oparciu o wstępne szacunki ślad węglowy sektora energetycznego w UE zmniejszy się o 14 proc. w 2020 roku.

W sprawozdaniu zauważono jednak, że kluczowe czynniki (pandemia, korzystne warunki pogodowe, wysoka produkcja energii wodnej) miały charakter wyjątkowy lub sezonowy. W rzeczywistości dane za czwarty kwartał wykazały zużycie energii elektrycznej na poziomie zbliżonym do poziomu sprzed pandemii, pomimo ciągłych ograniczeń działalności gospodarczej i społecznej.

Rosnąca produkcja energii ze źródeł odnawialnych w UE została w znacznym stopniu wsparta przez 29 GW dodanych mocy w energetyce słonecznej i wiatrowej w 2020 r., co jest porównywalne z poziomami z 2019 r. Pokazuje to, że pandemia nie spowolniła znacząco ekspansji odnawialnych źródeł energii. Co więcej, w miarę pogarszania się perspektyw dla technologii emisyjnych i wzrostu cen węgla, zapowiadano coraz więcej wcześniejszych odejść z węgla.

W ostatnich miesiącach droższe uprawnienia do emisji, wraz z rosnącymi cenami gazu, spowodowały wzrost hurtowych cen energii elektrycznej na wielu rynkach europejskich do poziomów ostatnio obserwowanych na początku 2019 roku. Efekt ten był najbardziej widoczny w państwach członkowskich uzależnionych od węgla kamiennego i brunatnego. Oczekuje się, że dyanmik hurtowych cen energii elektrycznej przefiltruje się na ceny detaliczne.

Popyt na pojazdy ładowane elektrycznie (ECV) nadal rósł w ostatnim kwartale 2020 r., a w całej UE zarejestrowano prawie pół miliona nowych pojazdów ECV. Była to najwyższa liczba w historii i przełożyła się na bezprecedensowy 17% udział w rynku, ponad dwa razy wyższy niż w Chinach i sześć razy wyższy niż w Stanach Zjednoczonych.

Raport na temat rynku gazu potwierdza, że zużycie gazu ziemnego w UE wyniosło 394 mld m3 w 2020 roku, co oznacza spadek z 406 mld m3 w 2019 roku. Nastąpiło to pomimo wzrostu o 1,3% (1,5 mld m3) w IV kwartale. Krajowa produkcja gazu w UE wyniosła 54 mld m3 (spadek o prawie 23%), natomiast całkowity import gazu netto spadł o 9% z 358 mld m3 do 326 mld m3, co pozwoliło na obniżenie całkowitego szacowanego rachunku UE za import gazu o nieco ponad 37% (z 59,4 mld euro do 36,5 mld euro).

Pomimo wznowienia środków blokujących w niektórych krajach, rynki energii były ogólnie stabilne w czwartym kwartale, a ceny rosły w ciągu kwartału. Optymizm związany z ożywieniem gospodarki światowej wspierał wzrost popytu na produkty energetyczne. Ceny spot na europejskich hubach gazowych w kwartale były wyższe o 6-21% w porównaniu rok do roku. Do końca grudnia 2020 roku cena spot Title Transfer Facility (TTF) wzrosła do 19 €/MWh – najwyżej od początku 2019 roku.

Wzrost hurtowych cen gazu był wspierany przez rozszerzające się ceny na rynku gazu w Azji, co spowodowało spadek importu LNG do UE o 27% w ostatnim kwartale. W porównaniu rok do roku, pomimo wzrostu cen hurtowych spot, detaliczne ceny gazu dla odbiorców domowych i przemysłowych spadły odpowiednio o 8% i 2% w ostatnim kwartale 2020 r.

Źródło: EC
Fot. Pixbay

KE: NOWE RAPORTY O RYNKACH ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU

Złagodzenie środków ograniczających rozprzestrzenianie się Covid-19 sprawiło, że zapotrzebowanie na gaz i energię elektryczną w trzecim kwartale 2020 r. było znacznie bliższe “normalnemu poziomowi” niż wyjątkowe liczby odnotowane w pierwszym i drugim kwartale 2020 roku. Zgodnie z opublikowanymi dziś kwartalnymi sprawozdaniami Komisji na temat rynków gazu i energii elektrycznej, dane liczbowe dotyczące zużycia w trzecim kwartale były jednak znacznie niższe niż w tym samym okresie 2019 r.

Ze sprawozdania na temat rynku energii elektrycznej wynika, że zniesienie środków blokujących i złagodzenie ograniczeń działalności społecznej i gospodarczej pomogło we wrześniu w wielu obszarach osiągnąć poziom sprzed pandemii. Na strukturę produkcji energii elektrycznej miały wpływ stosunkowo wysokie ceny dwutlenku węgla, słaby popyt, lepsza dostępność wody i rosnąca produkcja energii słonecznej, co w sumie spowodowało wyparcie konwencjonalnych elektrowni opartych na paliwach kopalnych. W rezultacie produkcja energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych spadła o 16% rok do roku (-28 TWh), a jej udział w koszyku, wynoszący 23%, spadł poniżej udziału gazu (24%). Produkcja węgla również poniosła straty, spadając o 11% rok do roku (-11 TWh) ze względu na rosnące koszty emisji dwutlenku węgla. Elektrownie gazowe zdołały utrzymać produkcję na niezmienionym poziomie dzięki dalszej zamianie węgla na gaz.

Wysoki poziom wody (elektrownie wodne) i rosnąca produkcja energii słonecznej spowodowały wzrost produkcji energii ze źródeł odnawialnych o 21 TWh – co stanowi wzrost o 33% w porównaniu z rokiem poprzednim – co daje 37% udział w koszyku energetycznym w trzecim kwartale. Było to wyższe niż w innych dużych gospodarkach.

Popyt na elektrycznie ładowane pojazdy pasażerskie (ECV) stale rósł w okresie letnim, ponieważ państwa członkowskie rozszerzyły politykę wsparcia mającą na celu zachęcanie do zakupów. W trzecim kwartale 2020 r. w UE zarejestrowano ponad 273 000 nowych pojazdów elektrycznych. Była to najwyższa kwartalna liczba w historii i przełożyła się na nadzwyczajny 10% udział w rynku – prawie dwukrotnie wyższy w porównaniu z Chinami.

Z raportu o rynku gazu wynika, że w trzecim kwartale zużycie gazu w UE nieznacznie spadło (o 0,6% r/r) i wyniosło 71 mld metrów sześciennych (bcm). Przy spadku produkcji gazu o 29% (poniżej 12 mld m3), import gazu spadł o 6% (do 77 mld m3), a import LNG o 15%.

W III kwartale 2020 r. cena spotowa TTF podwoiła się i osiągnęła 12 euro/MWh pod koniec września, do czego przyczyniły się anulowanie ładunków LNG, prace konserwacyjne przy niektórych ważnych elementach infrastruktury, np. przy polach gazowych w Norwegii, oraz ogólnie pozytywne nastroje na rynkach surowców energetycznych. Ceny w centrach handlu gazem w trzecim kwartale 2020 r. były jednak nadal niższe o 19-27% w porównaniu z rokiem poprzednim.

W trzecim kwartale 2020 r. (w porównaniu z trzecim kwartałem 2019 r.) ceny detaliczne gazu dla gospodarstw domowych i przemysłu spadły odpowiednio o 12 % i 6 % dla odbiorców średniorocznych, co odzwierciedla spadek hurtowych cen gazu w dwóch poprzednich kwartałach.

Źródło: EC
Fot. Pixabay

RAPORT KE DOT. POSTĘPÓW W REALIZACJI DZIAŁAŃ UE W DZIEDZINIE KLIMATU

30 listopada KE opublikowała raport dot. postępów w realizacji działań UE w dziedzinie klimatu, obejmujące postępy UE w ograniczaniu emisji gazów cieplarnianych w 2019 r.

Raport wskazuje, że e misje gazów cieplarnianych w UE zmniejszyły się o 3,7 proc. rok do roku, podczas gdy PKB wzrósł o 1,5 proc. Emisje zostały obecnie zmniejszone o 24 % w porównaniu z poziomem z 1990 r.

Emisje objęte systemem handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS) uległy największej redukcji w 2019 r., spadając o 9,1%, czyli o około 152 mln ton ekwiwalentu dwutlenku węgla (Mt CO2eq), w porównaniu z 2018 r. Spadek ten był spowodowany głównie przez sektor energetyczny, w którym emisje spadły o prawie 15%, głównie ze względu na zastąpienie produkcji energii elektrycznej z węgla przez produkcję energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych i gazu. Emisje z przemysłu zmniejszyły się o blisko 2%.

W przypadku emisji nieobjętych unijnym systemem handlu uprawnieniami do emisji, takich jak emisje pochodzące z przemysłu nieobjętego systemem handlu uprawnieniami do emisji, transportu, sektora budynków, rolnictwa i odpadów, nie uległy znacznym zmianom w porównaniu z poziomem z 2018 r.

Całkowite dochody uzyskane przez państwa członkowskie, Zjednoczone Królestwo i państwa EOG z aukcji w okresie od 2012 r. (rozpoczęcie aukcji w ramach EU ETS) do połowy 2020 r. wyniosły ponad 57 mld EUR, z czego ponad połowa została wygenerowana w samych tylko latach 2018 i 2019. W 2019 r. całkowite dochody z aukcji przekroczyły 14,1 mld euro. Z tej kwoty 77 proc. zostanie wykorzystane na cele związane z klimatem i energią, czyli o 7 punktów procentowych więcej niż 70 proc. udział zgłoszony w 2018 r.

Źródło: KE
Fot. Pixabay

RAPORT „CZYSTE CIEPŁO”

Diagnoza obecnego stanu polskiego ciepłownictwa i określenie kierunku transformacji sektora, zgodnie z trendami polityki klimatycznej UE i wyzwaniami związanymi z koniecznością osiągnięcia neutralności klimatycznej Unii Europejskiej w 2050 r. – to główne cele raportu „Czyste ciepło”. Dokument ten będzie punktem wyjścia do rozważań na temat strategii dla ciepłownictwa, nad którą pracuje Ministerstwo Klimatu.

Raport „Czyste ciepło” został przygotowany przez zespół ekspertów powołany na mocy Zarządzenia Ministra Klimatu z dnia 2 kwietnia 2020 r. w sprawie powołania Zespołu do spraw Rozwoju Przemysłu Odnawialnych Źródeł Energii i Korzyści dla Polskiej Gospodarki, pod redakcją prof. Pawła Skowrońskiego z Politechniki Warszawskiej. W gronie ekspertów znalazł się wiceprezes IGCP – Pan Bogusław Regulski.

Jak podkreśla minister klimatu Michał Kurtyka, kierunki transformacji całego sektora ciepłowniczego zostały silnie zaakcentowane w dwóch podstawowych dokumentach strategicznych dla polskiej energetyki. Są to Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030 (KPEiK) oraz w Projekt Polityki energetycznej Polski do 2040 r. (PEP 2040).

– Sektor ciepłowniczy nadal oparty jest głównie na węglu, jednak jego rola będzie sukcesywnie maleć z uwagi na wzrost cen uprawnień do emisji i ograniczenia związane z emisjami pyłów i tlenków siarki – powiedział minister Kurtyka.

– Transformację ciepłownictwa już teraz wspierają krajowe programy finansowane przez NFOŚ: „Czyste powietrze”, uruchomiony po etapie pilotażu „Ciepło powiatowe”, czy „Polska geotermia plus”, w ramach której gminy mogą dostać do 100 proc. dofinansowania na geotermalny odwiert badawczy – dodał szef resortu klimatu.

Minister klimatu zwrócił również uwagę, że kluczowe w działaniach na rzecz modernizacji tego sektora jest ograniczenie zjawiska ubóstwa energetycznego. Dla zagrożonych nim gospodarstw domowych wymiana źródła ciepła wraz z termomodernizacją nie powinna skutkować wzrostem bieżących kosztów związanych z ogrzewaniem. Konieczna jest w tym zakresie szeroka oferta edukacyjna i upowszechnienie roli doradców energetycznych, w celu przezwyciężenia stereotypów (ekologiczne źródło ciepła jest drogie w eksploatacji), a także doboru właściwych, optymalnych kosztowo i przyszłościowych rozwiązań.

Koniec prac toczących się w Ministerstwie Klimatu nad strategią dla ciepłownictwa przewidziany jest na przełom 2020 i 2021 roku.

Źródło: MK
Fot. MK