O stanie polskich lokalnych ciepłowni, często zdekapitalizowanych i wymagających modernizacji, warto dyskutować.

Warto zastanowić się nad koncepcją ich modernizacji. Czy lokalne kotłownie, spalające obecnie wyłącznie węgiel (którego wydobycie, jak przewidują analitycy, maleje i drożeje), a jednocześnie w wielu przypadkach będące źródłem niskiej emisji zanieczyszczeń i pyłów, po poddaniu modernizacji powinny pozostać na węglu? Czy może, poddając je modernizacji, warto zmienić kocioł na taki przystosowany do spalania lokalnej biomasy? Czy może zdecydować się na zamianę kotła na kocioł przystosowany do współspalania wielopaliwowego, tak aby wykorzystać również możliwe do spalenia odpady komunalne? I w końcu, planując modernizację lokalnej ciepłowni, czy możliwe i opłacalne jest przekształcenie jej na elektrociepłownię wykorzystującą technologię wysoko sprawnej kogeneracji? Z tymi pytaniami redakcja zwróciła się do kompetentnych osób z prośbą o przedstawienie potrzeby i koncepcji modernizacji polskich ciepłowni.

prof. zw. dr hab. inż. Waldemar Kamrat

Politechnika Gdańska

Aktualnie w kraju istnieje potrzeba restrukturyzacji i rozwoju gospodarki energetycznej. Priorytetowe wydają się lokalne przedsięwzięcia modernizacyjne i inwestycyjne, dotyczące źródeł wytwarzających energię dla potrzeb ciepłownictwa i przemysłu, a jednocześnie przyjaznych dla środowiska. Pojawienie się technologii produkcji ciepła, takich jak indywidualne kotły gazowe i olejowe, lokalne ciepłownie gazowe, małe bloki ciepłownicze, a także poprawa funkcjonowania sieci cieplnych ma duże znaczenie dla funkcjonowania sektora ciepłowniczego, szczególnie w warunkach pokrywania zapotrzebowania na ciepło ze scentralizowanych systemów zasilanych z ciepłowni/elektrociepłowni. Generalnie elektrociepłownie na lokalnym rynku energii będą musiały sprostać konkurencji ze strony alternatywnych rozwiązań techniczno-ekonomicznych, które pojawią się wraz z poszerzeniem zakresu podmiotowego i przedmiotowego rynku, zarówno w obszarze energii cieplnej, jak i elektrycznej. W przeciwnym wypadku opłacalność gospodarki skojarzonej może okazać się wątpliwa. Jednocześnie zarysowują się lepsze możliwości wykorzystania istniejących w go­spodarce skojarzonej atutów, związanych z produkcją dwóch/trzech nośników energii.

Z wielu prac badawczych z zakresu gospodarki skojarzonej wynika, że potencjalnym obszarem implementacji układów kogeneracyjnych są źródła wytwórcze małych i średnich mocy. Elementem podwyższającym opłacalność układów kogeneracyjnych jest możliwość efektywnego zagospodarowania energii elektrycznej na własne potrzeby i sprzedaż nadwyżek do sieci elektroenergetycznej lokalnego dystrybutora.

Istotne jest również zapewnienie gwarantowanej bazy paliwowej (głównie gazu ziemnego, ale i innych nośników, takich jak biomasa czy biogaz) dla projektowanego przedsięwzięcia.

Należy zauważyć, że dobór układów skojarzonych na gaz ziemny, biogaz czy olej w miejsce kotłów węglowych, wymaga także doinstalowania kotłów szczytowych, które mogą być opalane nie tylko gazem ziemnym, ale i paliwami alternatywnymi i odpadowymi, przy czym każdy konkretny projekt przedsięwzięcia modernizacyjnego należy rozważyć odrębnie.

Wynika to z istnienia tylko ogólnych zasad badania opłacalności, które stosuje się w formie ?case study?. Ponadto efekty ekologiczne w każdym przypadku mogą wpływać na ekonomiczną opłacalność modernizacji, a także na aspekt obniżki tzw. kosztów zewnętrznych, skutkujących globalnymi korzyściami w skali społecznej. Uwarunkowania ekonomiczne, a zwłaszcza nakłady inwestycyjne oraz jednostkowe koszty produkcji energii dowodzą, że obecnie najtańsze są źródła bazujące na paliwach węglowych, ponieważ ich opłacalność (w stosunku do technologii gazowych) zależy m.in. od relacji ceny węgla do ceny gazu ziemnego.

Reasumując, perspektywy rozwoju ciepłownictwa są powiązane z wykorzystaniem na szerszą skalę technologii kogeneracyjnych, które ewentualnie mogłyby być wprowadzane w przypadku budowy lub modernizacji przestarzałych kotłów węglowych, przy czym dobór układów skojarzonych należy uzależnić od maksymalnego czasu użytkowania układu, aby zapewnić opłacalność przedsięwzięcia. Wprowadzenie układu kogeneracyjnego musi być poprzedzone pełną analizą techniczno-ekonomiczną przy uwzględnieniu uwarunkowań formalno-prawnych, a także w odniesieniu do cen paliwa, urządzeń energetycznych i wymogów ochrony środowiska. Pojawienie się nowych technologii energetycznych powoduje zwiększenie możliwości wykorzystania atutów gospodarki skojarzonej, związanych z produkcją dwóch/trzech nośników energii. Zasadne wydaje się zatem stwierdzenie, że mimo istnienia barier ekonomicznych w implementacji układów skojarzonych na szerszą skalę, w niedalekiej przyszłości mogą być one racjonalną opcją w rozwoju lokalnej gospodarki energetycznej.

Bogusław Regulski

wiceprezes Zarządu, Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie

Tak, warto dyskutować o stanie technicznym polskich ciepłowni, ale opierając się na faktach, a nie na powielanych powszechnie opiniach, przynajmniej jeśli chodzi o te, którymi zarządzają przedsiębiorstwa ciepłownicze. Faktem jest, że z punktu widzenia zasad rachunkowości są one ekonomicznie zdekapitalizowane, ale pod względem technicznym niewiele można im zarzucić. Prowadzone są przez ich operatorów z dużą kulturą techniczną i z poszanowaniem wszelkich obecnych wymagań, w tym w zakresie ochrony środowiska. I to patrząc przez pryzmat zarówno obecnych standardów emisyjnych, jak i, o czym już się sporo mówi, tych przyszłych. Jedynym elementem, który może rzutować na dość powszechną, negatywną ocenę naszych źródeł ciepłowniczych, jest stosowana w nich technologia i rodzaj paliwa. Jeśli chodzi o paliwo, to prawie 75% stanowi w nich węgiel, jeśli zaś chodzi o technologie, to są to klasyczne kotły wodne. I ten właśnie fakt powoduje, że w konfrontacji z oczekiwaniami, jakie stawia się przed ciepłownictwem, w tym obszarze trzeba zacząć myśleć o modernizacji potencjału wytwórczego, a w konsekwencji sięgnąć po nowe technologie. Zmiany struktury wytwarzania ciepła wymagają od producentów ciepła dla potrzeb systemów ciepłowniczych uwarunkowania określające pozycję ?efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych? na obecnym i przyszłym rynku ciepła. Efektywny system ciepłowniczy, jak zapisano w unijnej dyrektywie o efektywności energetycznej 201/27/UE   to taki, ?(?) w którym do produkcji ciepła wykorzystuje się w co najmniej 50% energię ze źródeł odnawialnych lub w co najmniej 50% ciepło odpadowe, lub w co najmniej 75% ciepło pochodzące z kogeneracji, lub w co najmniej 50% wykorzystuje się połączenie takiej energii i ciepła? (to samo dotyczy systemu chłodniczego).

Jak łatwo zauważyć, aby system ciepłowniczy spełniał kryterium efektywności, musi posiadać odpowiedniej jakości potencjał wytwórczy, na który składać się mogą zarówno technologie kogeneracyjne, jak i technologie wykorzystujące odnawialne źródła energii czy ciepło odpadowe z przemysłu. Ten właśnie element staje się obecnie fundamentalnym bodźcem do stymulowania zmian w obszarze wytwarzania ciepła. I nie będzie tutaj mieć znaczenia wielkość źródła ciepła, gdyż konieczność transformacji w obszarze technologii wytwarzania ciepła dotyczy nie tylko dostawców ciepła dla systemów ciepłowniczych. W moim odczuciu jeszcze bardziej da się to zauważyć w grupie małych i bardzo małych (indywidualnych) źródeł ciepła, gdzie ograniczenia dotyczące wyboru efektywnych sposobów generowania energii cieplnej będą najbardziej odczuwalne. W tej właśnie grupie instalacji już niedługo powszechnie będą się pojawiać źródła OZE, pompy ciepła czy też mikrokogeneracja.

W przypadku systemów ciepłowniczych kryteria oceny jego efektywności wskazują, że w palecie możliwości znajdzie się miejsce zarówno na biomasę (oczywiście ? najlepiej lokalną), jak i na wysoko sprawną kogenerację, opartą na przykład na gazie ziemnym, czy nawet na utrzymanie węglowych kotłów do pracy np. w warunkach szczytowych. O tym, co zrobić i w jakim pójść kierunku, zadecydują uwarunkowania lokalne. Trzeba sobie wyraźnie powiedzieć, że nie da się stworzyć powtarzalnego schematu dla wszystkich źródeł ciepła. Dla przykładu, przestrzegałbym przed generalizowaniem możliwości powszechnego wykorzystywania odpadów komunalnych do produkcji ciepła na małą skalę, np. przez tworzenie instalacji wielopaliwowych, tak na marginesie niezbyt pozytywnie postrzeganych w kręgach decyzyjnych i w naszym systemie legislacyjnym (przypomnę, że jest to instalacja utylizacji odpadów, a nie instalacja energetyczna). To, że rozwiązania techniczne w tym obszarze istnieją, nie oznacza, że da się je zastosować w każdym źródle ciepła w kraju. Na to wpływ będą miały przede wszystkim relacje lokalne, wynikające dla przykładu z przyjętego sposobu gospodarki odpadami.

Wybór, w jaki sposób źródło ciepła ma zmierzać do podniesienia jakości wytwarzanego ciepła, wymaga solidnej analizy technicznej i ekonomicznej, opartej m.in. na lokalnych uwarunkowaniach z obszaru dostępności nośników energetycznych, sytuacji społeczno-gospodarczej i możliwościach ekonomicznych.

Andrzej Rubczyński

dyrektor Departamentu Regulacji i Relacji Zewnętrznych, PGNiG TERMIKA

W Polsce w przedsiębiorstwach koncesjonowanych ciepło wytwarza się w 76% w jednostkach opalanych węglem (w gazowych 8%, biomasowych 7%, olejowych 4% i innych). Biorąc pod uwagę cele polityki klimatycznej i środowiskowej, struktura ta powinna ulec zmianie na korzyść zwiększenia zużycia biomasy, gazu oraz wykorzystania pomp ciepła. Czy ten postulat, wynikający z patrzenia z szerszej perspektywy na ciepłownictwo, przełoży się na działania na poziomie lokalnym? Raczej nie.

W lokalnym przedsiębiorstwie ciepłowniczym priorytetem jest rentowność każdego indywidualnego projektu oraz ceny ciepła dla odbiorcy. Przy wyborze technologii i rodzaju paliwa dla ciepłowni polityka środowiskowa i klimatyczna, o ile nie wiążą się z normami emisji, ma drugorzędne znaczenie. W dalszym ciągu kocioł wodny opalany węglem jest atrakcyjny finansowo, nawet w przypadku obiektów objętych systemem handlu emisjami CO2, bowiem prognozowana na 2030 r. wartość uprawnienia do emisji jednej tony CO2 w wysokości 30 euro przekłada się na wzrost ceny jednego GJ ciepła o 13 zł. Można powiedzieć aż 13 zł/GJ, ale przy cenie węgla na poziomie 14 zł/GJ i cenie ciepła z kotłowni węglowej wynoszącej 43 zl/GJ, nawet przy drastycznej zwyżce ceny pozostanie ona poniżej ceny ciepła ze źródeł alternatywnych. To, że te alternatywne źródła są bardziej przyjazne dla środowiska (czytaj zdrowsze dla ludzi), niekoniecznie musi dopingować lokalnych włodarzy do oferowania swoim mieszkańcom kosztowniejszych rozwiązań.

Brak podatku węglowego dla źródeł non-ETS, odroczenie w czasie wejścia w życie dyrektywy MCP, derogacje dla sektora ciepłowniczego w zakresie obowiązku zakupu pozwoleń na emisję CO2 powodują, że lokalny inwestor wybiera opcję najtańszą, czyli kotłownię opalaną węglem wyposażoną w kocioł tylko do podgrzewu wody, a nie droższą inwestycyjnie jednostkę kogeneracyjną.

Braku węgla raczej nie należy się obawiać. Jeżeli nawet zmniejszy się podaż surowca krajowego, to w to miejsce pojawi się atrakcyjny cenowo węgiel z importu. Świat wyhamowuje zużycie tego paliwa więc na globalnym rynku będzie go sporo. Alternatywą dla węgla w lokalnych ciepłowniach może być biomasa, ale jest to rozwiązanie droższe, stosowane w warunkach dostępności lokalnej biomasy w atrakcyjnej cenie i przy jednoczesnej zwiększonej świadomości ekologicznej inwestorów i odbiorców ciepła.

Co zatem począć z sektorem ciepłownictwa?

Skoro wprowadziliśmy system liberalny, oparty na rachunku ekonomicznym, powinniśmy spowodować, że projekty będą opłacalne dla inwestorów i jednocześnie przyniosą korzyści w większej, ogólnokrajowej skali. Musimy zacząć patrzeć na problem holistycznie i postrzegać Krajowy System Ciepłowniczy (KSC) nie jako odrębny, rozczłonkowany byt, podporządkowany jednemu produktowi (jakim jest ciepło), lecz jako byt ściśle zintegrowany z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym (KSE), stanowiący wręcz stabilizator pracy tego systemu w sytuacjach zakłóceń powodowanych niestabilnością dostaw energii ze źródeł OZE, produkujących energię z wiatru i słońca.

Jeżeli na nowoczesne ciepłownictwo popatrzymy jako na zespół urządzeń składających się z elastycznie pracujących jednostek kogeneracji gazowej, dużych akumulatorów ciepła oraz pomp ciepła, to dostrzeżemy, że taka konstrukcja pozwala nie tylko zaopatrywać mieszkańców w ciepło ale również pozwala na stabilizowanie pracy KSE. W chwilach deficytu energii (szczytowego jej zapotrzebowania) pracować będą jednostki kogeneracyjne, natomiast w chwilach nadpodaży i niskich cen energii na rynku, wywołanych zwiększoną produkcją w elektrowniach wiatrowych i fotowoltaicznych, uruchomione zostaną pompy ciepła. Jeżeli takie układy rozmieścimy w setkach miejsc w kraju, to, oprócz stabilizującego efektu opisanego wcześniej, uzyskamy poprawę jakości dostarczanej energii do odbiorców, a także zmniejszymy straty energii w przesyle i dystrybucji, dodatkowo także zmniejszymy wysokość nakładów na rozbudowę sieci energetycznych, nie wspominając już o poprawie jakości powietrza, wynikającej ze zmiany paliwa wykorzystywanego do produkcji ciepła.

Aby taka wizja rozwoju ciepłownictwa się urzeczywistniła, potrzebna jest jednak kompleksowa strategia rozwoju sektora energetycznego (ciepłownictwa i energetyki). Korzyści społeczne rozwoju nowoczesnych elektrociepłowni będą wymierne. Część tych zysków powinna zostać przeznaczona na zasilenie systemu wsparcia rozwoju sektora ciepłownictwa i kogeneracji w formie dopłat inwestycyjnych bądź operacyjnych do produkcji energii elektrycznej w kogeneracji.

Paweł Smoleń

członek Zarządu Erbud ds. Energetyki i Przemysłu

Ciepło sieciowe jest jednym z remediów na problem emisji z przestarzałych kotłowni.

Polskie powietrze należy do najbardziej zanieczyszczonych w Europie. Sześć z 10 najbardziej ?zadymionych? miast w Europie znajduje się w naszym kraju. W ostatnich latach narasta lawinowo opór społeczny przeciw takiej sytuacji.

Problemem jest ogrzewanie przez masowe spalanie niskiej jakości węgla, drewna i, niestety, odpadów w piecach najstarszych generacji. W ramach dyskusji publicznej mówi się w tym kontekście tylko o gospodarstwach domowych ? niesłusznie. Winne są także przestarzałe urządzenia w kotłowniach i ciepłowniach.

Dążenie do obowiązkowej zamiany urządzeń domowych na nowsze tylko częściowo poprawi sytuację. Spaliny pozostaną nieodsiarczone, nieodpylone i będą emitowane z niskich kominów domowych. Skorodowane, stare urządzenia i kominy, brak monitoringu czy dokumentacji technicznej to, niestety, częste przypadki. Zdarza się, że niekiedy brakuje koncesji w ogóle ? te kotłownie w istocie działają nielegalnie, a przede wszystkim zatruwają otoczenie w sposób nieakceptowalny.

Zakłady te często nie mogą być wyłączone z powodów uchybień prawnych czy technicznych, ponieważ w sezonie zimowym spowodowałby to pozbawienie ciepła całych osiedli czy dzielnic, które nie widzą one innej możliwości ogrzewania niż zakup ciepła od dotychczasowego lokalnego monopolisty, mimo że istnieje już alternatywne rozwiązanie.

Te problemy znikają niemal całkowicie, gdy ciepło produkowane jest przez nowoczesne, profesjonalnie wybudowane i eksploatowane ciepłownie oraz elektrociepłownie. W przeciwieństwie do palenisk domowych czy tych w przestarzałych kotłowniach, działają one zgodnie z coraz ostrzejszymi normami środowiskowymi, mają instalacje odsiarczania, filtry pyłu, wyższe kominy oraz skuteczny monitoring spalin, a emisja z tych urządzeń jest o rzędy wielkości niższa, a więc i mniej szkodliwa.

Technologia zapewnia coraz większe możliwości. Przykładem są urządzenia opalane gazem, węglem, biomasą, niektórymi odpadami czy wielopaliwowe. Zwłaszcza biomasa w urządzeniach małej i średniej skali powinna być naszą krajową specjalnością, ponieważ mamy wyjątkowo duże możliwości jej bezpośredniej produkcji oraz pozyskiwania z odpadów gospodarki rolnej i leśnej. Możliwe i stosowane są już urządzenia oraz instalacje hybrydowe, łączące nowoczesne technologie wytwarzania, wspomagane np. pompami ciepła, słonecznymi kolektorami ciepła. Istnieją też technologie dystrybucji ciepła i jego akumulacji (akumulatory ciepła to urządzenia bardzo powszechne w Skandynawii).

Nie do przecenienia jest także energooszczędność. Masowe ocieplenie budynków mieszkalnych w jednym z podwarszawskich miast umożliwiło podłączenie do sieci cieplnej nowych osiedli bez inwestycji w nowe moce wytwórcze ? produkowanego ciepła sieciowego wystarczyło dla większej ilości energooszczędnych mieszkań.

Dzisiejsze coraz szybciej rozwijające się technologie sprawiają, że inwestycje w rozbudowę profesjonalnych źródeł ciepła i sieci ciepłowniczych oraz rozwiązań hybrydowych są naprawdę skutecznym sposobem na prawie całkowitą eliminację pochodzących z przestarzałych kotłowni, wysoce szkodliwych dla zdrowia pyłów, benzo(a)pirenu czy dwutlenku siarki z polskiego powietrza. Dlatego zasługują na znaczące zwiększenie wsparcia ze strony państwa.

Janusz Starościk

prezes Zarządu, Stowarzyszenie Producentów i Importerów Urządzeń Grzewczych

Poruszenie tych zagadnień to w istocie pytanie o przyszłość ciepła sieciowego w Polsce, a to kwestia strategiczna z uwagi na udział ciepła sieciowego w Polsce w ogrzewaniu mieszkań i obiektów publicznych. Ciepło sieciowe w Polsce było rozwijanie dziesiątki lat. Dzięki temu mamy bardzo bogatą infrastrukturę, o którą trzeba dbać żeby nie uległa dekapitalizacji. Problemem ciepła sieciowego jest sposób pozyskiwania ciepła przesyłowego. Ogromną większość instalacji podłączono do elektrociepłowni bądź ciepłowni opalanych węglem. W latach dziewięćdziesiątych i na przełomie XX i XXI w. wiele lokalnych ciepłowni zostało zamkniętych, kiedy po termomodernizacji budynków okazało się że nie ma zapotrzebowania na taką ilość ciepła, jaka mogła być wyprodukowana. Warto przypomnieć, że praktycznie wszystkie lokalne ciepłownie były budowane w latach, kiedy problem strat ciepła, zarówno na przesyle, jak i u odbiorcy z powodu niskiej jakości prac wykończeniowych w budynkach, praktycznie nie istniał. To był temat tabu i nikt o tym nie dyskutował. Obecnie w Polsce toczy się dyskusja odnośnie węgla. Kraje Unii Europejskiej zapowiadają dekarbonizację gospodarki, włączając się w realizację polityki klimatycznej. Posiadana infrastruktura do przesyłu ciepła jest zbyt cenna, żeby ją stracić. Bez nakładów inwestycyjnych będzie ulegała szybkiej dekapitalizacji i branża winna starać się temu zapobiec. Należy też pamiętać, że po 2020 r. wszystkie budynki będą musiały być okołozeroenergetyczne.

Zdecydowanie należy wykorzystać szanse, jakie zapewnia modernizacja i zrezygnować z opalania węglem. W ten sposób unikniemy problemów związanych z nadmierną emisją szkodliwych gazów do atmosfery i grożących z tego tytułu kar. Wiadomo, że nie od razu uda się wyeliminować węgiel jako nośnik energii do wytwarzania ciepła w takich instalacjach, ale im wcześniej zaczniemy, tym lepiej. Źródłami ciepła dla sieci mogą być oczywiście kotły biomasowe. Należy tylko pamiętać o lokalnym dostępie do biomasy, żeby koszty jej transportu nie spowodowały, że ciepło z takiego źródła okaże się bardzo drogie. To może być ciepło wytwarzane w specjalnych kotłowniach spalających odpady komunalne. Tego typu rozwiązania funkcjonują z powodzeniem np. w Skandynawii, gdzie dzięki temu wyeliminowano dwa problemy naraz ? produkcji ciepła i zagospodarowania odpadów. W gminach i miastach o rozwiniętej sieci ciepłowniczej, byłoby to idealne rozwiązanie. Można także podłączyć instalacje małej kogeneracji (wykorzystujące gaz jako nośnik energii) lub wręcz kotły gazowe. Pamiętajmy, że ponad 30% gazu zużywanego w Polsce pochodzi z własnych złóż, więc działamy na rzecz bezpieczeństwa energetycznego Państwa, czego w krótkim czasie nie będzie można powiedzieć o wykorzystaniu węgla. W końcu możemy też podłączyć instalacje OZE inne niż kotły biomasowe. Mówimy tutaj o instalacjach kolektorów słonecznych, także w kombinacji z konwencjonalnymi kotłami grzewczymi czy dużymi pompami ciepła. W tych przypadkach do magazynowania ciepła do dalszego przesyły należałoby zastosować sezonowe zasobniki ciepła. Oczywiście jest to zależne od wielkości instalacji i ilości odbiorców.

Grzegorz Wiśniewski, prezes Zarządu Instytut Energetyki Odnawialnej

Ostatnie lata nie przyniosły bardziej radyklanych zmian w ciepłownictwie. System dostosowuje się ewolucyjnie do otoczenia, ale zmiany są zbyt wolne, przede wszystkich pod względem struktury paliwowej wytwarzania energii. Bardzo szybko zmalało zainteresowanie wprowadzaniem nawet mniej przełomowych zmian w postaci kogeneracji gazowej czy spalania biomasy lub jej współspalania z węglem. Metoda ewolucyjna nie pozwoli polskiemu ciepłownictwu bezkolizyjnie funkcjonować w warunkach unijnej polityki energetycznej (deregulacja) i klimatycznej.

W planie dalszej modernizacji ciepłownictwa trzeba jednocześnie uwzględnić: skutki działań poprawiających efektywność energetyczną, ograniczenia związane z wymogami ochrony środowiska (koniec derogacji na emisję CO2 w systemie ETS i jednoczesne cele redukcyjne w systemie non-ETS liczone już od 2005 r.), nieunikniony trend technologiczny zwiększania udziału produkcji ciepła z OZE, tendencje migracyjne (pomimo że miasta się rozrastają, to corocznie z centrów miast na obszary podmiejskie przenosi się 40-50 tysięcy mieszkańców, zwiększając udział Polaków mieszkających w domach jednorodzinnych, obecnie ok. 54%).

Dogłębnej weryfikacji wymaga prognoza z aktualnej jeszcze polityki energetycznej, która zakłada, że wzrost zapotrzebowania na ciepło systemowe wzrośnie o ok. 17% do 2030 r. O ile można się zgodzić z możliwym wzrostem zapotrzebowania na ciepło (i chłód) w sektorze handlu oraz usług, o tyle prognoza w zakresie wzrostu zapotrzebowania na ciepło w gospodarstwach domowych nie uwzględnia efektów działań termomodernizacyjnych i instrumentów efektywności energetycznej w nowym budownictwie.

Polityki energetyczna i klimatyczna UE w Polsce są realizowane zasadniczo przez instrumenty regulacyjne w ciepłownictwie systemowym oraz dotacyjne i standardy w ciepłownictwie rozproszonym, co z pewnością wpłynie na relacje na rynku ciepła do 2020 r. Zasadniczą zmianę wywoła nieuchronne wdrożenie obowiązku z dyrektywy 2009/28/WE, dotyczącego ustanowienia minimalnego udziału energii z OZE w cieple systemowym dostarczanym do budynków nowo budowanych i remontowanych. W praktyce brak zdolności dostawców ciepła w tym zakresie oznacza wypadnięcie z rynku. Na ciepło systemowe silnie wpłynie sposób wdrażana ustawy o OZE. Oczekiwane nowe możliwości związane z wykorzystaniem części odpadów, zaliczanych do niejasnej kategorii ?ciepła z OZE?, to dla tradycyjnych przedsiębiorstw ciepłowniczych, przede wszystkim wyzwanie techniczne i ryzyko gospodarcze.

Kończą się czasy, kiedy o powadzeniu w branży ciepłowniczej decydował skuteczny lobbing w Komisji Europejskiej i w Parlamencie. Skończył się czas działań pozorowanych i kurczowego trzymania się węgla jako zasadniczego paliwa. O modernizacji ciepłownictwa i jego kondycji, a może nawet przetrwaniu, zadecydują nowe technologie, rozwiązania organizacyjne i śmiałe działania biznesowe. Postęp w zakresie technologii ciepła rozproszonego z OZE, budynków prawie zeroenergetycznych i budynków inteligentnych oraz mikrosieci oferuje znacznie więcej niż tradycyjne ciepłownictwo, które nie może nadal ze sceptycyzmem postrzegać technologii kolektorów słonecznych w sytuacji, gdy duże systemy słoneczne w setkach instalacji w 20 krajach UE dysponują już mocą ponad 500 MW i instalacje te w naszej szerokości geograficznej generują niższe koszty krańcowe niż pracujące latem z niskim obciążeniem konwencjonalne systemy do podgrzewania wody. Swoje szanse powinno wykorzystać w pierwszej kolejności ponad 60 przedsiębiorstw ciepłowniczych o korzystnej lokalizacji w kontekście basenów geotermalnych. Dysponują łączną mocą cieplną ok. 2 GW i mogłyby bezpiecznie pozyskać ok. 200-300 MW ciepła geotermalnego do pokrycia potrzeb w zakresie przygotowania CWU. Ciepłownictwo powinno wykorzystać możliwości integrowania branż energii elektrycznej i ciepła oraz chłodu i zapewnienia zdolności magazynowania niezbilansowanych nadwyżek energii elektrycznej.