Tani prąd czyli doraźna walka z objawami choroby, a nie z jej przyczyną

W ub. piątek, w czasie spotkania w Pałacu z przedstawicielami Kancelarii i zaproszonych organizacji pozarządowych, Prezydent podpisał inicjatywę ustawodawczą „Tani prąd –33%”. Tzw. „komentariat”  generalnie dobrze przyjął propozycję przeniesienia z rachunku za prąd do budżetu państwa większości tzw. „parapodatków” (wrzutek taryfowych) podnoszących koszty opłat za dystrybucję energii elektrycznej, które zrównały się, a czasami przekraczają cenę za samą energię (tzw. energię czynną). Czy nie za szybko?

Kancelaria Prezydenta zaproponowała (przypomnę):

1.      Przeniesienie finansowania systemów wsparcia OZE i kogeneracji oraz rynku mocy z rachunków odbiorców do środków z ETS.

2.      Wygaszenie systemu wsparcia w formie zielonych certyfikatów (świadectw pochodzenia)

3.      Obniżenie opłat dystrybucyjnych - ograniczenie nadmiernych zysków operatorów sieci poprzez obniżenie regulowanej stopy zwrotu (WACC).

4.      Stałą obniżkę VAT do 5% zamiast 23%

Za najmniej kontrowersyjną uważam propozycje nr 3, ale tylko w pierwszej części, gdyż manipulowanie przy WACC to temat bardziej złożony.  Lepszy efekt można byłoby uzyskać w tańszej i bardziej efektywnej formule tzw. unbundling (o czym dalej). 

Pozostałe „instrumenty” powinny budzić pytania o zgodność z prawem (np. podważanie zasady, że prawo nie działa wstecz, ignorowanie zasad wydatkowania środków z ETS) i z zasadami racjonalności gospodarczej (jednym ze skutków ubocznych, poza utratą zaufania do ustawodawcy, może być wzrost podatków, w szczególności przed odbiorców), a nie być popierane a’priori, („ideologicznie”), przynajmniej do czasu przedstawienia przez samego wnioskodawcę analizy oceny skutków regulacji (OSR), która póki co nie jest znana. 

Nie znając OSR nie chcę deprecjonować propozycji, ale wobec entuzjazmu, w szczególności znacznej części zielonych NGO -  co zdumiewa, chciałbym podzielić się kilkoma wątpliwościami. Nie widzą ich bowiem zbyt wiele, bodajże tylko Andrzej Sikora z Instytutu Studiów Energetycznych wyraził rozczarowanie w komentarzu dla Rzeczpospolitej, a reszta tzw. think-tanków najpierw propozycję poparła, a potem zaczęła się dopiero zastanawiać i szukać uzasadnienia.

Populizm to nic nowego, ale w energetyce nie rozwiąże żadnego problemu

Propozycja jest populistyczna, ale bynajmniej nie odbiega od innych wychodzących z Pałacu Prezydenckiego, zapoczątkowanych już trzy dekady temu słynnym hasłem „100 milionów dla każdego”, czy – też słowami klasyka - „Zbij pan termometr, a nie będziesz pan miał temperatury” oraz wieloma następcami w kraju i zagranicą. Pomysł nie jest wcale oryginalny także w przypadku cen energii. W PRL, jeszcze cztery dekady temu mieliśmy Państwową Komisję Cen  (działała przez trzy dekady dzielnie walcząc z drożyzną ręcznie ustalając ceny).

Ale idea ustalania cen dobrze się trzyma. Przypomnę, 7 lat temu w Sejmie (link do artykułów na blogu) podjęto takie ustalenia (nie patrząc na źródła problemu, tylko na słupki poparcie):

·         Zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną z 20 do 5 zł/MWh (koszt 1,85 mld zł

·         Manewry wokół stawki opłaty przejściowej (koszt dopłat do inwestycji węglowych w formule tzw. KDT na rachunkach za prąd skutkujące jej zmniejszeniem o 91-96% (koszt 2,24 mld zł), ale jednocześnie wydłużenie okresu jej obowiązywania

·         Utworzenie, celem zamrożenia cen energii i kosztów dystrybucji z 2018 roku,  Funduszu Wypłaty Różnicy Cen (o niejasnych źródłach przychodów (koszt 4 mld zł).

I co one dały? -Jest jeszcze drożej. Największy populista na świecie prezydent Wenezueli Nicolasie Maduro próbował zwalczać inflację (i „burżuazyjnych pasożytów”) wysyłając żołnierzy do sklepów RTV/AGD, by przyklejali etykiety z niższymi cenami na produktach. Dyktator Maduro wprowadził (odsyłam do innego artykułu na blogu) też piątki wolne od pracy w sektorze publicznym (parę tygodni później powiększył pulę dni wolnych również o środę i czwartki, itp.). W efekcie jego kraj zaczął się mierzyć z największym kryzysem ekonomicznym. Później sfałszował wybory prezydenckie i zacieśnił dyktaturę. W kraju zasobnym w paliwa kopalne (ropę, ale też węgiel),mający jeszcze siłę Wenezuelczycy wyemigrowali aby móc normalnie żyć, kraj zbankrutował.

Nie wiem z jakiego powodu chcemy iść tą samą drogą sprzed lat jak wiemy że to nie działa, tylko pogarsza naszą, i tak trudną, sytuację i zaprzepaszcza możliwość reformy. Pomysły reformy i trwałych rozwiązań zostały niedawno zgłoszone np. w raporcie „Zielona elektryfikacja ciepłownictwa”, gdzie w propozycji legislacyjnej umożliwia się obniżenie kosztów dystrybucji, ale tylko dla tych, którzy wykorzystają własne zdolności do elastyczności i swoim zachowaniem poprawiają stabilność systemu energetycznego oraz, ponosząc pewien wysiłek, przejmują nadwyżki energii z OZE, dzięki czemu obniżają lokalnie ceny ciepła oraz ceny energii elektrycznej dla wszystkich.

Do sztambucha zielonym NGO

Od pewnego czasu nie rozumiem zielonych NGO jeśli chodzi o elektryfikację. Przecież sprawą oczywistą jest konieczność wydawania środków z ETS na inwestycje służące transformacji energetycznej, czyli w OZE i efektywność energetyczną.  Rozdanie ich na dopłaty do taryf dystrybucyjnych „jak leci”, bez wymogów takich jak dystrybucyjne taryfy dynamiczne oznacza, że przychody z ETS zostaną "wyprzedzająco" skierowane na kompensowanie odbiorcom skutków zaniechania transformacji oraz na dopłaty do paliw kopalnych a nie prowadzenia transformacji. Jeszcze więcej chińskich samochodów i pomp ciepła na węgiel i gaz? Wóz przed koniem? 

Co więcej, wysokość stawki opłaty mocowej wynika z kwoty zobowiązań zaciągniętych przez PSE S.A. względem beneficjentów aukcji rynku mocy i ta kwota się nie zmieni w najbliższych 2-3 latach (prawa nabyte przez koncerny węglowe). A to oznacza, że – jeżeli finansowanie z ETS nie uzyska notyfikacji lub okaże się niewystarczające (przy wszystkich wadach takiego rozwiązania wskazanych powyżej) - niedobór będzie musiał być pokryty alternatywnie z podatków (w tym celu zwiększonych) lub opłat mocowych (odpowiednio zwiększonych ) pobieranych od odbiorców nie objętych mechanizmem proponowanego wyłączenia. Każdorazowo będzie to korzyść pozorna, także dla wskazanych przez Prezydenta beneficjentów proponowanego rozwiązania.

Obniżone, „płaskie” ceny energii nie będą zachęcać ani do DSR ani do efektywności energetycznej i bardziej pomogą bogatym niż potrzebującym biednym, którzy powinni dostać celowane wsparcie z budżetu w systemie pomocy społecznej, którego nie dostaną bo środki zostaną przejedzone nieuzasadnione cele.

Zamiast walczyć o rynek energii, który najbardziej efektywnie obniża ceny energii i zmniejszyłby presję na dynamikę dalszego wzrostu kosztów, w tym wysokości kluczowej na rachunkach i napompowanej (bynajmniej nie przez OZE, tylko przez węgiel i strukturę rynku) opłaty mocowej, propozycja wzmacnia siłę monopolu. Monopol w odbiorze społecznym pozbędzie się bowiem części kosztów, wykaże w statystykach UE, że polska ma niskie ceny energii i zacznie podnosić marże.

Ograniczeniem średnioważonej stopy zwroty z kapitału WACC dla spółek przesyłowych i dystrybucyjnych z ok. 12% do np. 7%, to może być też pułapka, bo bez celowanych inwestycji w sieci (7% nie wystarczy) możemy doprowadzić do jeszcze większej katastrofy.  12% nie spadło z nieba. Gorzej, bo wbrew celowi PURE jest to, poprzez dywidendę koncernów,  ukryty rachunek za dofinnasowanie państwowego monopolu wytwórczego. 

Nowa rola Prezydenta RP?

Najprostszym sposobem zmniejszenia właścicielskiej roli państwa w elektroenergetyce jest wydzielenie OSD poza struktury koncernów energetycznych.

Nie jest to operacja zbytnio skomplikowana, poza przeszkodami czysto politycznymi. I tu dostrzegam wielką rolę Prezydenta RP, bo każdy nowy rząd, po obsadzeniu zarządów „swoimi”, przed kolejnymi wyborami może nie mieć interesu i nierzadko zapomina o swoich wcześniejszych obietnicach.  Wydzielenie OSD pozwoliłoby na zmniejszenie kosztów dystrybucji obciążanych daniną na koncerny, przy zachowaniu zdolności do inwestycji w bezpieczeństwo KSE.

Przyczyną choroby, która konsekwentnie od niemal dwu dekad niszczy konkurencyjność polskiego przemysłu i całej energetyki są praktyki monopolistycznie i postępująca centralizacja (w jakimś sensie historycznie uzasadniana)  oraz niedostatek generacji rozproszonej i niezależnych producentów energii (prosumenci niestety nie stanowią przeciwwagi, bo bezpośrednio nie są zainteresowani rynkiem).  Żaden z rządów i prezydentów nie miał siły lub woli walki z przyczynami. Prezydent Karol Nawrocki, zderzając się z problem już na początku swojej kadencji, zanim zostanie wkręcony w zastały system, ma duże możliwości aby podjąć walkę z przyczynami.

Dlaczego w KPEiK nie ma magazynów sezonowych ciepła?

 

Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK, wersja ambitniejsza WAM z lipca 2025) jest pierwszym dokumentem rządowym, który traktuje magazyny energii jako pełnoprawny element miksu energetycznego. W szczególności dotyczy to magazynów ciepła. Analiza zakładanego w KPEiK rozwoju magazynów energii elektrycznych (BESS)  i cieplnych (dobowych typu TTES lub sezonowych, np. PTES) prowadzi do ciekawych obserwacji.

W przypadku magazynów ciepła zastanawia brak wyraźnych wzmianek o tak potrzebnych magazynach sezonowych typu PTES (Pit Thermal Energy Storage), choć są to magazyny energii niezwykle tanie. Mogą przejmować duże ilości energii z OZE z okresu letniego i przechowywać ją z niewielkimi stratami dla dużych pojemności (10-15% to małe straty w relacji do ich zdolności długoterminowego magazynowania energii) na okres zimowy a to waśnie ten problem jest największą bolączką systemów ciepłowniczych. O ile magazyny dobowe TEST są dobrym rozwiązaniem dla kolektorów słonecznych czy wysokosprawnych silników kogeneracyjnych to największy problem w kontekście redysponowania mocy może póki co zostać rozwiązany tylko poprzez zastosowanie sezonowych magazynów ciepła. Po rozmowach z autorami KPEiK wnoszę, że przyczyną zmarginalizowania PTES mogą być niewłaściwie interpretowane wyniki projektu badawczego, o czym dalej.

Lektura KPEiK wskazuje, że magazynowanie sezonowe jest przez jego Autorów rozumiane głównie jako wielkoskalowe i długoterminowe magazynowanie energii w formie biometanu i wodoru.  Dokument wskazuje, że to głównie magazyny paliw płynnych ma stanowić szansę zrównoważenia sezonowych zmian zapotrzebowania na energię elektryczną, ale nie w krótkim horyzoncie czasowym (jak się można domyślać, głównie ze względu wysokie koszty i ograniczenia techniczne). Autorzy KPEiK podkreślają, że przewyższają one techniczne możliwości magazynowania oferowane przez systemy bateryjne pracujące w krótkich, kilkugodzinowych cyklach, z czym niestety trzeba się zgodzić. Uważają, że biometan ma być także paliwem w ciepłownictwie systemowym, służącym do zasilania elektrociepłowni pracujących w funkcji źródeł szczytowych dla systemu elektroenergetycznego. Jest to ciekawa teza, choć póki co słabo udokumentowana.

W KPEiK znajdziemy też wiele ciekawych informacji oraz konkretnych założeń i prognoz dotyczących magazynów ciepła.  Z kontekstu całego dokumentu wynika jednak, że chodzi raczej o magazyny dobowo-godzinowe w zastosowaniach nie tylko w ogrzewnictwie (to naturalne), ale też w ciepłownictwie (tak to zrozumiałem, choć nie jest to jedyna możliwa interpretacja). Autorzy słusznie piszą o szczególnym znaczeniu elektryfikacji systemów ciepłowniczych (P2H), integracji sektorów energii elektrycznej i ciepła (tzw. sector coupling), wspierającej bilansowanie systemu i efektywne wykorzystanie OZE, dzięki elastyczności ciepłownictwa. Nowy model dla ciepłownictwa w KPEiK zakłada przejście na technologie bezemisyjne, takie jak pompy ciepła oraz kotły elektrodowe zasilane energią z OZE. I m.in. dlatego ważnym elementem KPEiK jest rozwój magazynów ciepła, które pozwalają na skuteczne zarządzanie nadwyżkami energii i stabilizację pracy systemów ciepłowniczych.

Zgodnie z KPEiK rola magazynów ciepła ma rosnąć i na ich rozwój mają być skierowane istotne środki – tabela (dane zestawione na podstawie KPEiK, nakłady inwestycyjne dotyczą kolejnych pięciolatek, autorskie przeliczenie na jednostki).

 

Nie wiadomo jakie założenia za powyższą prognozą (bardziej scenariuszem) się kryją jeśli chodzi o konkretne rozwiązania technologiczne. KPEiK jest dokumentem strategicznym i nie podaje konkretnych rozwiązań, ale po wynikach modelowania (tabela) można próbować dociec założeń.  

Stosunkowo małe pojemności (potencjał techniczny magazynów ciepła typu PTES w ciepłownictwie jest 10-krotnie większy niż ich planowana w KPEiK pojemność na 2040 rok)  oraz zestawienie ze sobą danych o pojemnościach i kosztach magazynów ciepłą wskazuje, że chodzi o magazyny ciepła dobowe typu TTES.  Weryfikację powyższych danych przeprowadzono oparciu o wyniki analiz w raporcie IEO i PIME „Mapa drogowa dla rynku magazynów ciepła”, skąd zaczerpnąłem wskaźniki jednostkowe dotyczące np. średniej pojemności cieplnej dla magazynów budowanych w Polsce 1 m3 wody (60 kWh/m3), czy pojemności w odniesieniu do średniego czasu rozładowania (7 godzin). Wyniki przeliczenia danych z KPEiK w zakresie magazynów ciepła, z wykorzystanym danych rynkowych i przeliczeń jednostek przedstawia poniższa tabela. 

Wyliczone koszty jednostkowe potwierdzają, że chodzi wyłącznie o magazyn ciepła TTES. Średnie koszty jednostkowe TTES wynoszą ok. 4.000 zł/m³. Autorzy KPEiK założyli dość wysokie koszty na 2025  (7000 zł/m3) i ich silny spadek w latach 2030-2040, ale bynajmniej nie z powodu założeń, że będą one zastępowane przez PTES ; -obecny koszt to 300-400 zł/m3. W świetle rozmów z Autorami KPEiK powodem pominięcia PTES były wyniki projektu zrealizowanego w ramach programu „Ciepłownia przyszłości” (tzw. zamówienie przedkomercyjne NCBR), które doprowadziły do wniosku, że … PTES są droższe od TTES.

Jaka mogła być przyczyna nieporozumienia pomiędzy referencyjnym projektem badawczo-wdrożeniowym a strategią KPEiK?

Konkurs „Ciepłownia przyszłości” wyłonił zwycięzcę – projekt w Lidzbarku Warmińskim. To urokliwe miasto znane jest z innowacji w ciepłownictwie, które jednak nie zawsze przekładają się na sukcesy komercyjne.  Dekadę temu postawiło na geotermię z dotacjami, które pokazały że nie każda dotacja, nawet rzędu 100 mln zł ma sens.  W przypadku ciepłowni przyszłości lokalna ciepłownia skorzystała z zamówień przedkomercyjnych z dotacjami rzędu 40 mln zł na pompy ciepła i zmultiplikowane magazyny ciepła. Idea ciepłowni przyszłości była sensowna, chodziło o pierwsze wdrożenie, które może być replikowane.  W konkursie z 2021 brał udział IEO (wówczas w konsorcjum z Rafako Innovation) i pamiętam jak nam zależało na zademonstrowaniu PTES w Końskich. Koncepcje które trafiły do finału są dostępne na portalu rządowym.  Aby PTES mógł mieć sens, konsorcjum IEO z Rafako zaproponowało odpowiednio duży demonstrator łączący elektryfikację (P2H) i kolektory słoneczne (7,6 MW przy 5,2 GWh zapotrzebowania na ciepło w enklawie systemu objętego demonstracją), aby PTES miał pojemność powyżej 50 tys.m3, bo wtedy ma swoje szczególne uzasadnienie.

W Lidzbarku, który został zwycięzcą konkursu zaproponowano – na małym, wydzielonym systemie o mocy 1,8 MW – mały magazyn PTES i pojemności zaledwie 15 tys m3, do którego dodano magazyn ciepła TES o pojemności 100 m3. Nie sposób również nie wspomnieć o parametrach samego magazynu PTES, który zaprojektowano na parametry magazynowanej wody o temperaturze nieprzekraczającej 70C, co oznacza, że pojemność cieplna która wynika z różnicy temperatury w magazynie, a temperaturą zasilania sieci nawet w okresie letnim jest właściwie pomijalna. Zarówno ten aspekt jak i poziom strat ciepła przy tak małej pojemności magazynu PTES jest niezgodne z jego ideą. Pomimo wyważonych już drzwi przez Skandynawów gdzie technologia jest znana i dopracowana można odnieść wrażenie, że „Polak potrafi lepiej”. Ponadto pojemności magazynowe zdublowano głęboki magazynem ciepła gruntowy -Borehole Thermal Energy Storage (BTES). Po dodaniu kosztownych pomp ciepła, koszt produkcji ciepła w całym systemie początkowo oszacowano na 216 zł/GJ (778 zł/MWh).

Niestety są to koszty 2 x wyższe od średnich kosztów ciepła systemowego, nieakceptowalne dla polskich PEC i samorządów oraz odbiorców ciepła, co wynika z zademonstrowania nadmiaru technologii, z których część (choć każda z nich jest ciekawym rozwiązaniem) w systemie były niepotrzebne. Nie ma dostępnych końcowych wyników badań systemu, ale w oparciu o dostępne dane można postawić tezę, że demonstracja się udała, ale program zamówień przedkomercyjnych nie zrealizował podstawowego celu – możliwości replikacji rozwiązania na zasadach rynkowych.  Wyniki które dotarły do opinii publicznej i branży przyniosły efekt odwrotny od zamierzonego, zniechęcają do replikacji, struktura kosztów inwestycji wskazała niesłusznie na winnego wysokich kosztów ciepła, czyli na PTES.    

Na czym mógł polegać błąd w założeniach koncepcji zrealizowanej w Lidzbarku Warmińskim jeśli chodzi o rolę PTES, który mógł doprowadzić do niewłaściwej interpretacji wyników w KPEiK? Łączne pojemności magazynów ciepła były za duże w stosunku do wielkości demonstratora (systemu ciepłowniczego), a PTES był za mały aby skorzystać z efektu skali- rysunek.

 

Nie bez znaczenia jest też dobór magazynów. TTES bardziej sprawdzają się w systemach do sterowania pracą nieelastycznych jednostek kogeneracyjnych (premie kogeneracyjne i gwarantowane) w funkcji cen energii elektrycznej  (do pojemność rzędu 2-3 tys. m3), a PTES w przypadkach korzystania z nadwyżek energii słonecznej w okresie letnim i z kolektorów słonecznych, ale przy pojemnościach powyżej 30 tys. m3 - rysunek. 

Powyższa analiza nie podważa sensowności prowadzenia badań naukowych i realizacji projektów demonstracyjnych, ale jest przestrogą przed wykorzystywaniem założeń tego typu projektów w praktyce biznesowej i przed prostym przenoszeniem wniosków (jeszcze nieugruntowanej wiedzy) z takich projektów do strategii firm, a tym bardziej strategii krajowych.

Porównanie projektów KPEiK z 8’2025 i z 10’2024 wskazuje na urealnienie założen w obszarach elektroenergetyka, ciepłownictwo, OZE i sector coupling

Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) zakończyło swoje prace nad Krajowym Planem na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK) i w sierpniu br., wraz z rekonstrukcją rządu, przekazało go do Ministerstwa Energii (ME), aby to ono - jako nowy spadkobierca naszego zobowiązania wobec UE - ostatecznie uzgodniło jego treść i w końcu doprowadziło do przyjęcia przez rząd.

Można dostrzec krytyczne uwagi do obecnej wersji KPEiK w niektórych szczegółach, ale nie widać poważnego uzasadnienia dla krytyki całości ani też powodów do tworzenia kolejnej nowej wersji. Na to nie ma ani czasu ani odpowiedniej wiedzy (rząd wyczerpał swoje możliwości analityczne w sprawach systemowych i jest ryzyko działania doraźnego pod dyktando dużych grup interesów) ani czasu.  Kolejna głęboka rewizja w istocie nic nie zmieni, a z pewnością -podobnie  jak rewizja KPO w 2024 roku - przyniesie kolejne opóźnienia w transformacji energetyki i gospodarki i utrzyma dryf.  Opóźniania w przyjęciu dokumentu są już kilkuletnie. Za kilka miesięcy Komisja Europejska (KE) zacznie ocenę śródokresową wdrożenia KPEiK (po pięciu latach obowiązywania) we wszystkich krajach członkowskich. Tymczasem Polska jako jedyny kraj nie złożyła jeszcze zatwierdzonej wersji KPEiK do KE. Nie ma też polityki energetycznej, bo ta która formalnie obowiązuje jest kuriozalna.

Dlatego wolę pokazać że w nowej wersji KPEiK z sierpnia br. jest postęp w stosunku do poprzedniej wersji z października (nie wspominając o poprzednich- sięgając aż do 2019 roku) , przynajmniej jeśli chodzi o elektroenergetykę i ciepłownictwo, czyli obszary gdzie powinien działać rynek energii (ciągnący ceny w dół) i gdzie dotacje mniej wypaczają jego istotę (jak to ma miejsce w np. budownictwie i elektromobilności). Proponowane obecnie rozwiązania są bardziej realne – uznają fakty w sensie aktualnych danych i trendów na krajowym rynku, w tym megatrendów oraz nakierowane są na powstrzymanie wzrostu kosztów energii elektrycznej - czyli najważniejszej choroby toczącej polską energetykę. Można się czepiać o szczegóły, jest np. brak pomysłów na odbudowę  zielonego przemysłu (zadanie nr 1 dla całej UE), ale tym ostatnim przypadku szanse na szybką i dobrą poprawę są znikome i lepiej temat podjąć od nowa w ramach nowej polityki przemysłowej państwa.

 Elektroenergetyka, w tym OZE

W nowej wersji KPEiK rosną moce źródeł które są tanie i tanieją. To wydaje się racjonalne w przypadku lądowej energetyki wiatrowej, fotowoltaiki, magazynów energii, turbin/silników szczytowych i DSR.  Dobrze że kosztowne inwestycje atom i wodór oraz w morskie farmy wiatrowe zostały przesunie na później i że - wobec realnej oceny braku szans dla węgla brunatnego pracującego w podstawie po tej dacie- przejściowo po 2030 roku zyskał węgiel kamienny ale tylko w sensie mocy - jako podszczytowy. Urealniono znaczenie biomasy (ograniczenie importu) i potencjał biogazu i wodoru przynajmniej do 2035 r. 

Szczegółowy obraz osiągalnych w KSE mocy źródeł wytwórczych zobrazowałem na wykresie (na bazie danych w KPEiK 8’2025). 

W tabeli poniżej pokazano różnice w mocach zainstalowanych pomiędzy wersjami KPEiK z 8’2025 i 2024. Łatwo zauważyć że w nowej wersji KPEiK zyskują źródła tańsze o realnie dużym potencjale (wiatr, PV),  a tracą źródła przereklamowane, które od 20-30 lat nie chcą tanieć.  W miksie wytwórczym nie ma źródeł pozornych (geotermia, biomasa z CCS, SMR-y itp.) bo na nich do 2030/2040 nie można polegać.

Różnice w mocach zainstalowanych w MW w nowej wersji KPEiK zestawiono w tabeli:

 

Szkoda, że dokument nie zawiera analizy współczynników wykorzystania mocy (tzw. CF) poszczególnych źródeł, co zobrazowałoby szczegółowy charakter ich pracy w KSE. Proste przeliczenia (na podstawie danych podanych w KPEiK) prowadzą w paru przypadkach do wątpliwości zwłaszcza w przypadku biomasy (źródła nie nadają się do pracy szczytowej) oraz biogazu i wodoru  (źródła uznane za stabilne są jednak drogie i mogą nie utrzymają się na rynku przy pracy szczytowej).

Ciepłownictwo systemowe, w tym OZE

Trendy w produkcji ciepła,  podziale  na elektrociepłownie i ciepłownie pokazano na rysunku. Trendy wyglądają racjonalnie. 

Są zauważalne zmiany w produkcji ciepła systemowego w stosunku do KPEiK z 10’2024) - tabela. 

 

Mniejsze zapotrzebowanie na ciepło w aktualnej wersji KPEiK można wyjaśnić postępująca termomodernizacją istniejących budynków i rosnącymi standardami energetycznymi (dyrektywa EED) dla nowych budynków (najpierw publicznych, potem prywatnych.

Postępem w stosunku do poprzedniej wersji KPEiK jest wprowadzenie do miksu ciepłowniczego kotłów elektrodowych (choć moim zdaniem w zbyt małym udziałem w stosunku do potrzeb sector coupling i bilansowania mocy OZE) oraz podniesienie udziałów źródeł bezemisyjnych, poza kotłami elektrodowymi zasilanymi energią elektryczną z OZE, pomp ciepła i kolektorów słonecznych oraz uznanie roli (w części finansowej) magazynów ciepła. Tabela obrazuje produkcję ciepła w TJ w elektrowniach, elektrociepłowniach i ciepłowniach (ciepłownictwie systemowym) w podziale na paliwa. 

Realnie wygląda rola biomasy, geotermii odpadów, biomasy. Można zrozumieć skokowy wzrost wytwarzania ciepła z źródłach gazowych w latach 2026-2030 z uwagi na projekty inwestycyjne w toku, ale prawdziwy boom biometanowy w latach 2035-2040 trudno byłoby uzasadnić. 

To czego w tabeli nie widać to roli ciepła odpadowego bez którego przemysłowe pompy ciepła tracą racje bytu o ile nie pracują z magazynami ciepła (na pompy ciepła powietrze-woda nie stać odbiorców ciepła systemowego). Przyjmując ratalne współczynniki wykorzystania mocy ciepłowniczych (CF), niestety tu tez nie podane wprost w KPEiK, można się liczyć umiarkowanymi inwestycjami w elektryfikację ciepłownictwa systemowego; 2 GW mocy power-to-heat w 2035 roku i 4 GW w 2040 wydają się za małe i byłyby zrealizowane za późno w stosunku do nadwyżek mocy OZE w KSE. 

Powyższy wariant sector coupling uznać za minimalny (w poprzedniej wersji w ogóle opcja zielonej elektryfikacji ciepłownictwa nie była poważnie rozważana), w sytuacji gdyby nie uwzględniono żadnych instrumentów wsparcia dla zielonej elektryfikacji ciepłownictwa i gdy byłyby inne efektywne ekonomicznie i realne pomysły (takich na dzisiaj nie ma) na zagospodarowanie  dużych mocy elektrycznych OZE (pierwszy wykres).

Ogólnie jednak obecny projekt KPEiK należy uznać za dobry dokument ze zmianami idącymi w dobrym kierunku. Uznaje rzeczywistość taką jaka jest i nieśmiało wprowadza potrzebne rozwiązania. Pod tym względem widać poprawę w stosunku do poprzednich wersji KPEiK, nie wspominając o wręcz kuriozalnych założeniach (jeśli chodzi o miks energetyczny) polityki energetycznej PEP2040 z 2021 roku (jej poprawa z 2022 roku w istocie nic nie poprawiła)