Rozwój sieci ciepłowniczej na terenach mniej zurbanizowanych konieczny dla jakości powietrza i klimatu

Ciepło systemowe powinno odgrywać większą rolę na terenach wiejskich, gdzie dominuje rozproszona zabudowa i indywidualne źródła ogrzewania. Konieczne jest strategiczne planowanie i usunięcie przeszkód formalnych dla rozwoju sieci oraz wsparcie finansowe dla ciepłowni w mniejszych miejscowościach.

Jednym ze znaczących źródeł emisji dwutlenku węgla jest sektor ciepłownictwa. W Polsce, z racji na szczególne położenie geograficzne i rozproszoną zabudowę, najwięcej nieruchomości na terenach wiejskich ogrzewanych jest indywidualnymi źródłami ciepła, a także przez małe i średnie przedsiębiorstwa ciepłownicze. O ile pojedyncze, niespełniające norm emisyjnych kotły na paliwa stałe znalazły się już na celowniku rządu i samorządów, które uruchomiły mechanizmy wsparcia, by wymienić je na mniej szkodliwe dla środowiska źródła ogrzewania, tak temat modernizacji ciepłownictwa wciąż pozostaje piętą Achillesową obecnego systemu.

Potwierdzają to dane Ministerstwa Klimatu i Środowiska, z których wynika, że w miastach do 50 tys. mieszkańców zaledwie 10 ze 164 systemów ciepłowniczych spełnia kryteria systemów efektywnych. Co to właściwie oznacza? Zgodnie z definicją zawartą w Dyrektywie o efektywności energetycznej (2012/27/UE) oraz ustawie o efektywności energetycznej są to takie systemy, w których do produkcji ciepła lub chłodu wykorzystuje się co najmniej w 50 proc. energię ze źródeł odnawialnych lub w 50 proc. ciepło odpadowe lub w 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji lub w 50 proc. wykorzystuje się połączenie ww. energii i ciepła.

Sprostać wymogom unijnym

Co ważne, spełnienie powyższych warunków jest konieczne, by ciepłownie mogły ubiegać się o pomoc publiczną i wsparcie w ramach unijnych dofinansowań. To o tyle istotne, że w nadchodzących latach cały sektor będzie musiał przejść gruntowną modernizację, by dostosować się do wymogów polityki klimatycznej UE. A to będzie kosztowało. Z roku na rok przydziały darmowych uprawnień do emisji będą bowiem zmniejszane, a od 2030 r. przedsiębiorstwa ciepłownicze będą musiały je kupować na tych samych zasadach, co inne podmioty.

Ponadto do roku 2030 wszystkie źródła o mocy powyżej 1 MW będą zobowiązane do bardzo głębokiego obniżenia poziomu emisji pyłów, dwutlenku siarki i tlenków azotu. W praktyce oznacza to duże wydatki inwestycyjne oraz operacyjne. Jeśli przedsiębiorstwa nie będą w stanie ich ponieść, czeka je bankructwo, a mniejsze miejscowości, które te podmioty zasilają  – brak źródeł systemowego ciepła.

To najbardziej skrajny scenariusz. W mniej pesymistycznym, choć wciąż niepożądanym wariancie, skończy się na znaczącym wzroście opłat, który odczują wszyscy mieszkańcy. Postawione przed koniecznością sprostania wyzwaniom rynkowym i regulacyjnym, pozbawione unijnego wsparcia ciepłownie będą bowiem musiały angażować środki własne. Innymi słowy, wszelkie inwestycje będą musieli pokryć odbiorcy ciepła, czyli firmy i indywidualni odbiorcy. A to będzie musiało odbić się na cenach usług. 

W kierunku ekologicznego ogrzewania

Świadomi konieczności zmian są nie tylko sami przedstawiciele sektora ciepłowniczego i samorządy, ale także administracja centralna. Znajduje to swoje odzwierciedlenie w dokumentach strategicznych rządu. 2 lutego 2021 r. Rada Ministrów przyjęła „Politykę energetyczną Polski do 2040 r.”, w której jako cel wyznaczono, aby w 2040 r. wszystkie potrzeby cieplne gospodarstw domowych były pokrywane w sposób zero- lub niskoemisyjny. Na terenach, na których istnieją techniczne warunki dostarczenia ciepła z efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego, odbiorcy w pierwszej kolejności powinni korzystać z ciepła sieciowego, o ile nie zastosują bardziej ekologicznego rozwiązania.

Jednym z celów „Polityki…” jest to, aby w 2030 r. co najmniej 85 proc. spośród systemów ciepłowniczych lub chłodniczych, w których moc zamówiona przekracza 5 MW, spełniało kryteria efektywnego systemu.

Ma przyczynić się do tego rozwój wysokosprawnej kogeneracji, uciepłownianie elektrowni, zwiększenie wykorzystania OZE i odpadów w ciepłownictwie systemowym, modernizacja i rozbudowa systemów dystrybucji ciepła i chłodu oraz popularyzacja magazynów ciepła i inteligentnych sieci. Z kolei indywidualne zapotrzebowanie na ciepło ma być pokrywane przez źródła o możliwie najniższej emisyjności (pompy ciepła, ogrzewanie elektryczne, gaz ziemny, paliwa bezdymne) i odchodzić od węgla – w miastach do 2030 r., na terenach wiejskich do 2040 r.

Konieczne dofinansowanie dla najmniejszych

Bez wsparcia publicznymi środkami trudno będzie jednak lokalnym ciepłowniom sprostać zakładanym celom. Zwłaszcza, że problem najbardziej dotyka mniejsze jednostki zasilane węglem, które nie mają tak dużych budżetów jak duże przedsiębiorstwa ciepłownicze i nie mają szans pozyskać finansowania na rynku komercyjnym na takich samych warunkach. Nie bez znaczenia dla kondycji finansowej przedsiębiorstw jest także polityka URE, który ogranicza wzrost cen usług ciepłowniczych, a co za tym idzie – wzrost przychodów przedsiębiorstw, co z kolei przekłada się na brak środków na inwestycje.

Obecnie do małych ciepłowni jest skierowane wsparcie z NFOŚiGW, które ma pomóc w przekształceniu systemu nieefektywnego w efektywny. Do 17 grudnia 2021 r. trwa nabór na o dofinansowanie w ramach programu priorytetowego „Ciepłownictwo powiatowe”, w ramach którego na dofinansowanie przeznaczono 500 mln zł. Program na celu ograniczenie negatywnego oddziaływania przedsiębiorstw ciepłowniczych na środowisko. O pieniądze ubiegać się mogą spółki kapitałowe, w których jednostki samorządu terytorialnego posiadają ponad 50 proc. udziałów. Konieczne jest także, aby podstawowym przedmiotem ich działalności musi być produkcja energii cieplnej na cele komunalno-bytowe, a całkowita zamówiona moc cieplna systemu nie może być wyższa niż 50 MW. Wsparcie można otrzymać albo jako dotację do 50 proc. kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia, albo pożyczkę do 100 proc. kosztów kwalifikowanych. Projekty, które ubiegają się o dofinansowanie, muszą przewidywać określone cele np. zmniejszenia zużycia surowców pierwotnych na rzecz OZE.

Należy przy tym pamiętać, że zgodnie z Dyrektywą o efektywności energetycznej publiczne pieniądze mogą być przeznaczone tylko na projekt, w wyniku którego nieefektywny system zostanie przekształcony w efektywny. W tym świetle niemożliwe jest więc dofinansowywanie modernizacji obecnie eksploatowanych kotłów na węgiel. Kilka lat temu o tej zasadzie nie pamiętało zaś 5 podkarpackich ciepłowni, które postanowiły przeznaczyć otrzymane dotacje na modernizację sieci, w których ciepło produkowane jest wyłącznie z węgla. Pomysł ten spotkał się ze sprzeciwem Komisji Europejskiej, która wszczęła postępowania w tej sprawie.

Kłopotliwe planowanie przestrzenne

Jednak nie tylko brak pieniędzy jest przeszkodą w rozwoju sieci ciepłowniczej. Problematyczne są także przepisy dotyczące planowania przestrzennego. Wytyczenie i wybudowanie nowego ciepłociągu przy uwzględnieniu wszystkich wymogów, w tym uzyskaniu zgód właścicielu gruntów, trwa bardzo długo i wymaga dużych nakładów ze strony ciepłowni.

To powoduje, że przedsiębiorstwa mogą niechętnie rozwijać sieć poza miastem, skupiając się tylko obszarze, na którym infrastruktura ciepłownicza już istnieje. Jak można byłoby przerwać ten impas? Rozwiązaniem mogłoby być uproszczenie przepisów budowlanych lub stworzenie specustawy, która dałaby przedsiębiorstwom narzędzia do sprawniejszej rozbudowy sieci.

Szansa dla geotermii

Czekająca sektor reforma jest też szansą na rozwój geotermii, która jest kolejną drogą do pozyskania ekologicznego ciepła. Potencjał tego źródła jest jednak w dużym stopniu niewykorzystany. Obecnie w Polsce istnieje tylko 6 ciepłowni geotermalnych, które mają niewielki udział w źródłach ciepła w skali całego kraju. Jak wskazują eksperci, m.in. prof. dr hab. Beata Kępińska z Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN (w artykule dla "Czysta Energia" - 3/2016), tak niski udział energii geotermalnej w ciepłownictwie powinien dziwić.

Przede wszystkim, Polska posiada odpowiednie warunki, aby ją wykorzystywać szerzej. Wody dostępne obecnie do eksploatacji występują na głębokościach do ok. 4 km, ich temperatury wahają się od ok. 20°C do 80-95°C. Mogą one znaleźć zastosowanie m.in. do celów grzewczych. Ponadto ceny ciepła dla odbiorców korzystających z geotermalnych systemów grzewczych są konkurencyjne w porównaniu do ciepła pozyskiwanego ze spalania węgla albo gazu.

Konieczna dywersyfikacja paliw?

Szansą na przetrwanie dla małych i średnich przedsiębiorstw może być też zmiana węgla na odpady lub biomasę. Argumentem przemawiającym za biomasa jest już istniejąca infrastruktura oraz to, ze można wykorzystywać surowiec lokalny – biomasę pochodzenia rolniczego. 

W przypadku odpadów chodzi zaś o spalanie nadwyżki frakcji kalorycznej, czyli tzw. paliwa alternatywnego RDF. Dziś w spalarniach i cementowniach przekształcamy termicznie ok. 2 mln ton RDF z 3-3,5 mln ton produkowanych każdego roku (w zapasie jest też ok. 2-3 mln ton frakcji nadsitowej, którą potencjalnie można przetworzyć na RDF).  

Innymi słowy, jest w Polsce potencjał na wykorzystanie tej nadwyżki i wiele przedsiębiorstw ciepłowniczych skłaniałoby się, by zastąpić węgiel właśnie paliwem z odpadów. Z szacunków Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie wynika, że utylizacją odpadów z odzyskiem ciepła zainteresowanych byłoby nawet ok. 50 podmiotów. Przy czym większość z nich (ponad 30) zamierzałoby wykorzystywać – bez kogeneracji – strumień odpadów wielkości poniżej 20 tys. ton. To relatywnie mały wolumen, ale wystarczający na lokalne potrzeby w mniejszych miejscowościach.  

Należy mieć jednak na względzie, że kierunek ten nie będzie wspierany przez UE, która odwraca się od termicznego przekształcania odpadów i nie dofinansowuje już technologii waste-to-energy. Oznacza to, że zastosowanie paliwa alternatywnego w ciepłowniach musiałoby zostać sfinansowane z środków krajowych.

Przeszkodą w wykorzystaniu RDF w ciepłownictwie są również przepisy, które nie regulują statusu paliwa alternatywnego. Dziś, aby mogło być one stosowane, konieczne jest przejście procedury uznającej utratę statusu odpadu. Praktyka organów administracji jest niejednolita, co sprawia, że jeden organ aprobuje zmianę statusu, a drugi już ją odrzuca. Najskuteczniejsze byłoby więc jednoznacznie uregulowanie tej kwestii, tak jak np. w Czechach czy Austrii, gdzie RDF jest uznawany za produkt, a nie odpad, który nadaje się do wykorzystania przez tamtejsze systemy energetyczno-ciepłownicze.

Tekst opracowany przez redakcję TOGETAIR