Jaką cenę zapłacą polskie gospodarstwa domowe za elektryfikację ciepła systemowego? Ekonomiczna analiza założeń projektu KPEiK

Krajowy Plan dla Energii i Klimatu, w skrócie KPEiK doczekał się aktualizacji w formie projektu oddanego do konsultacji. Plan zawiera analizę dwóch alternatywnych scenariuszy WAM i WEM, z których ten pierwszy scenariusz jest wskazany jako bardziej ambitny i odpowiadający oczekiwaniom polityki klimatycznej UE wyrażonej dyrektywami RED III, EED, ETS oraz nowej taksonomii. Ambicję autorów oraz Ministerstwa Klimatu i Środowiska ukierunkowaną na wyzwania wynikające z przyjętych założeń dynamicznej i radykalnej transformacji w ciągu kolejnych 15 lat należy pochwalić. Plany powinny być bowiem ambitne i motywujące. Należy w nich jednak także odnieść się do realnych możliwości ich realizacji, a przede wszystkim do efektów wyrażonych ceną energii dla odbiorcy końcowego.

Krajowy Plan dla Energii i Klimatu, w skrócie KPEiK doczekał się aktualizacji w formie projektu oddanego do konsultacji. Plan zawiera analizę dwóch alternatywnych scenariuszy WAM i WEM, z których ten pierwszy scenariusz jest wskazany jako bardziej ambitny i odpowiadający oczekiwaniom polityki klimatycznej UE wyrażonej dyrektywami RED III, EED, ETS oraz nowej taksonomii. Ambicję autorów oraz Ministerstwa Klimatu i Środowiska ukierunkowaną na wyzwania wynikające z przyjętych założeń dynamicznej i radykalnej transformacji w ciągu kolejnych 15 lat należy pochwalić. Plany powinny być bowiem ambitne i motywujące. Należy w nich jednak także odnieść się do realnych możliwości ich realizacji, a przede wszystkim do efektów wyrażonych ceną energii dla odbiorcy końcowego.

W poniższej analizie KPEiK skupię się na ciepłownictwie systemowym, które, co ważne dla branży, doczekało się tym razem odrębnej analizy oraz wytyczenia sektorowego kierunku transformacji. Oczekiwania branży zostały więc w tym aspekcie spełnione. Jednak jak to z życzeniami bywa – nie każde ich spełnienie nas uszczęśliwia.

Na wstępie analizy treści przedstawionych do konsultacji dokumentów wskażę kilka kwestii ogólnych, które w mojej ocenie powinny ulec poprawie, aby założenia oraz liczby zawarte w dokumentach były zrozumiałe, spójne i korelowały ze sobą oraz wnioskami.

Po pierwsze wszystkie wskaźniki ekonomiczne w raporcie wyrażone są w EUR₂₀₂₄, co utrudnia przełożenie założeń bezpośrednio na grunt polskiego rynku i odbiorcy energii i ciepła w Polsce. Pomimo, że kurs do przeliczeń został podany w założeniach makroekonomicznych jako stały od 2025 r. na poziomie 4,29 PLN/MWh, jednak w polskiej wersji dokumentu powinno się prezentować dane w PLN₂₀₂₄. Kolejna uwaga to potrzeba ujednolicenia jednostek stosowanych w analizach, w tym poprzez przeliczenie ich na jednostkę uniwersalną, np. MW i MWh. Tymczasem w analizach stosuje się toe, kWh, GJ i ich krotności – zarówno w odniesieniu do wyrażenia wartości ekonomicznych, jak i rzeczowych. Prawdopodobnie stąd wynika brak spójności w wartościach przedstawianych w poszczególnych załącznikach KPEiK. Przykładem może tu być tabela 2.16. Parametry techniczno-ekonomiczne technologii wytwarzania i przesyłowych prezentowana załączniku 3 KPEiK. W szczególności w części dotyczącej źródeł ciepła i kosztach zmiennych. Kolejna uwaga ogólna dotyczy tego, że analiza strategii transformacji energetycznej kraju powinna zawierać rachunek kosztów korzyści czytelny dla odbiorcy przekazu, tj. zarówno energetyka, jak i przeciętnego obywatela biorącego udział w publicznych konsultacjach dokumentu. Gdyż taka analiza jest podstawą uzasadnienia, że planowane zmiany niosą za sobą korzyści społeczne i gospodarcze dla kraju i gospodarstw domowych. Koszty transformacji energetyki wyrażone są szacunkiem nakładów dla poszczególnych scenariuszy. Brakuje natomiast w mojej ocenie wyrażenia korzyści w wartości pieniężnej, czyli analizy redukcji kosztów zewnętrznych. Autorzy przedstawili co prawda projekcję zmian emisji oraz ograniczenia przedwczesnych zgonów, co jest de facto podstawą do kalkulacji kosztów zewnętrznych, ale jako czytelna analiza kosztów i korzyści zostało to niedokończone. Tymczasem przyjmując 4,7 mln EUR₂₀₂₄, jako wartość VLS dla obszaru UE+UK i analizując zmiany we wskaźniku potencjalnie utraconych lat życia PYLL dzięki założonemu w modelach ograniczenia emisji, koszty zewnętrzne zostaną w efekcie scenariusza WAM ograniczone o 3 870 mld PLN w odniesieniu do 845 bln PLN szacowanych potrzebnych nakładów na transformację. Jest to więc konkretny argument społeczny w wymiarze ekonomicznym, przemawiający za realizacją tego preferowanego scenariusza. Do analizy kosztów i korzyści można też podejść poprzez wartościowanie kosztów zewnętrznych przypadających na ograniczenie poszczególnych emisji, które są dostępne w publikacjach unijnych instytucji.

Wracając do ciepłownictwa – dyskusyjną dla mnie kwestią jest model zmian struktury wytwarzania ciepła w perspektywie lat 2030-2040. Priorytet elektryfikacji ciepłownictwa co hasłowo jest słusznym kierunkiem – o ile według mnie byłby rozumiany jako integracja sektorów energii elektrycznej i ciepła, jako kierunek rozwoju współpracy międzysystemowej i maksymalizacji wykorzystania potencjału ciepłownictwa dla bilansowania systemu elektroenergetycznego z optymalną efektywnością. Tymczasem wizja przedstawiona w scenariuszu WAM w KPEiK jest niestety inna. Ukierunkowana na istotne zwiększenie konsumpcji energii elektrycznej w ciepłownictwie poprzez zwiększenie udziału pomp ciepła oraz kotłów elektrodowych – przy jednoczesnym ograniczeniu wytwarzania energii elektrycznej w najbardziej efektywnym procesie kogeneracji z wykorzystaniem ciepła w sieci ciepłowniczej. Opisany wyżej pierwszy kierunek elektryfikacji, która nazwałbym zrównoważonym, jest obecnie powszechną w ciepłownictwie praktyką i występuje w większości strategii transformacji. Następuje bowiem dzięki niemu naturalny rozwój wysokoprawnej kogeneracji, realizowany z systemem wsparcia operacyjnego oraz wsparcia inwestycyjnego zgodnie z priorytetami określonymi przez politykę dekarbonizacji elektroenergetyki UE. Ten kierunek elektryfikacji pozwala wytwarzać ciepło taniej i poprawiać efektywność ekonomiczną systemów ciepłowniczych. Dlaczego? Ponieważ energia elektryczna wytwarzana lokalnie w systemie ciepłowniczym w skojarzeniu zaspokaja w pierwszej kolejności potrzeby własne systemu, a ponadto stanowi naturalne rozszerzenie działalności zwiększając przychody i poprawiając sytuację ekonomiczną przedsiębiorstw. Dzięki sprzedaży energii elektrycznej głównie zimą, gdy w systemie elektroenergetycznym brakuje OZE – wspomaga system elektroenergetyczny dodatkowymi elastycznymi mocami. Dodatkowe przychody z działalności rynkowej, nieregulowanej poprawiają sytuację ekonomiczną przedsiębiorstw i umożliwiają ich rozwój oraz realizację inwestycji. Energia elektryczna nie wykorzystana na potrzeby przedsiębiorstwa może być zbilansowana lokalnie w ramach tworzonych społeczności energetycznych, tj. klastry, czy spółdzielnie energetyczne, których roli i potencjału KPEiK nie dostrzega. Ani w kontekście ciepłownictwa ani poprawy efektywności. Autorzy KPEiK nie dostrzegają roli lokalnych przedsiębiorstw reprezentujących profesjonalną wiedzę o rynku energii jako wartości dodanej dla społeczności energetycznych. Nie dostrzega też roli kogeneracji w ciepłownictwie w kontekście bilansowania lokalnie wytworzonej energii elektrycznej bez obciążania sieci elektroenergetycznych. Najbardziej elastycznymi wśród źródeł kogeneracyjnych są instalacje wykorzystujące paliwo gazowe, ale równie dobrym rozwiązaniem są turbiny parowe, czy układy ORC poprawiające, jak wspomniano wyżej, efektywność ekonomiczną wytwarzania ciepła w kotłach wodnych. Dzięki kogeneracji możliwe jest zaspokojenie własnych potrzeb na energię elektryczną przedsiębiorstwa ciepłowniczego, co pozwala na istotne zmniejszenie kosztów wywarzania, przesyłu i dystrybucji ciepła w stosunku do kosztu ponoszonych w przypadku zakupu energii elektrycznej na potrzeby źródeł, sieci ciepłowniczej oraz cele administracyjne z sieci elektroenergetycznej. Można to zweryfikować w analizę kosztów zmiennych przedsiębiorstw. Pomimo tak ważnej roli kogeneracji we współpracy międzysystemowej oraz obniżaniu ceny ciepła w  symulacjach modelowych zawartych w KPEiK (tab. 2.10), autorzy co prawda wskazują wzrost udziału energii elektrycznej produkowanej w wysokosprawnej kogeneracji z 65% w 2020 r. do 66% w 2030 r., ale następnie następuje jej spadek do 43% w 2040 r. Tymczasem dla dużych systemów ciepłowniczych w aglomeracjach posiadających obecnie elektrociepłownie węglowe – kogeneracja gazowa będzie wiodącą, alternatywną technologią. Bo inna forma elektryfikacji będzie udziałowo marginalna, tak jak np. spalarnie odpadów. I po budowie będą one funkcjonować w okresie ich amortyzacji, a więc co najmniej 20 kolejnych lat. Spojrzenia z takiej praktycznej ekonomicznie perspektywy elektryfikacji poprzez rozwój kogeneracji brakuje w opracowaniu i założeniach KPEiK. Poza tym w analizie zmian struktury paliw dla kogeneracji bardzo optymistycznie i nierealnie założono, że wszystkie nowe elektrociepłownie na gaz ziemny, przystosowane będą również do spalania biometanu, który ma być wtłaczany do krajowych sieci gazowych. Brakuje przy tym jednak analizy prawnych i technicznych rozwiązań oraz analizy ekonomicznej kosztów. Według autorów opracowania paliwem „zazieleniającym” gaz w kolejnych dekadach będzie również wodór. Tymczasem ta technologia pozostaje z przyczyn ekonomicznych w stagnacji.

Jak przyjęty w WAM scenariusz elektryfikacji poprzez zwiększenie konsumpcji energii elektrycznej z sieci wpłynie na cenę ciepła? Takiej analizy brakuje w opracowaniu. Analiza powinna pokazać projekcję cen ciepła w kolejnych latach przy założonej strukturze wytwarzania oraz w odniesieniu na standard siły nabywczej. Brakuje też analizy Polski na tle innych krajów w kontekście cen ciepła dla gospodarstw domowych oraz udziału lub wysokości podatków w tej cenie. Brakuje też analizy problemu rozliczeń ciepła w budynkach wielolokalowych i wpływu tego czynnika na motywację do poprawy efektywności wykorzystania ciepła.

Transformacja w przedstawionych w KPEiK modelach i analizach przedstawia pomysł na elektryfikację ciepła poprzez zastosowanie pomp ciepła oraz kotłów elektrodowych z założeniem wykorzystania energii elektrycznej kupowanego z sieci elektroenergetycznej. Spróbowałam więc oszacować efekt takiej wizji, przyjmując zakładane w dokumencie ceny energii elektrycznej w kolejnych latach. Uwzględniając te modele oraz charakter wykorzystania tej energii elektrycznej w proponowanych dla ciepłownictwa źródłach wytwarzania ciepła – skalkuluję poziom kosztów  wytworzenia ciepła w porównaniu z innymi technologiami i paliwami. W tabeli 4.3. załącznika 1 KPEiK autorzy przedstawili zestawienie cen energii elektrycznej z podziałem na sektory [EUR’2024/kWh] – scenariusz WAM. Tabela 1 zawiera przeliczenie wartości z tabeli na PLN₂₀₂₄/kWh, przyjmując kurs 4,29 PLN/kWh oraz przeliczenie dynamiki zmian poziomu cen w perspektywie prognozy 2025-2040. Autorzy dokumentu zakładają spadki ceny energii elektrycznej, co ma uzasadniać kierunek elektryfikacji ciepła, w tym w szczególności w celu maksymalizacji wykorzystania potencjału przewidzianych nowych mocy OZE reprezentujących słońce i wiatr. Do 2040 r. autorzy KPEiK przewidują obniżenie cen o ponad 30%.

Tab. 1. Prognoza cen energii elektrycznej dla wybranych sektorów gospodarki [PLN₂₀₂₄/kWh]

Źródło: Opracowanie własne na podstawie KPEiK

Przyjmując powyższe, bardzo optymistyczne co spadku cen założenia, przeanalizujmy efekt elektryfikacji wytwarzania ciepła. Zestawienie w tabeli 2 prezentuje projekcję kosztu energii elektrycznej, która stanowi koszt zmienny dla technologii, tj. pompy ciepła i kotły elektrodowe analogicznie jak koszt zmienny paliwa dla technologii konwencjonalnych.

Tab. 2.  Kalkulacja kosztów zmiennych energii elektrycznej dla wybranych źródeł ciepła (energia elektryczna z sieci elektroenergetycznej dla sektora Przemysł)

Źródło: Opracowanie własne na podstawie KPEiK

Dla porównania kosztów zmiennych paliw w innych technologiach, tj. kotły na węgiel, czy kotły gaz – przyjmijmy założenia KPEiK z tabel 4.5 do 4.7 zał. 1 zawierające krajowe ceny detaliczne paliw dla energetyki i przemysłu oraz prognozę cen EUA z tabeli 6.2 zał. 1.

Tab. 3. Prognoza cen wybranych paliw

Źródło: Opracowanie własne na podstawie KPEiK

Jeśli porównamy sobie koszt paliwa i to z uwzględnieniem EUA na zawyżonych poziomach (za dobiegający końca średnia cena to ok. 70 EUR/ EUA, natomiast autorzy KPEiK założyli w 2025 r. cenę 108,5 EUR/EUA) z kosztem zmiennym energii elektrycznej dla pomp ciepła (dla przemysłu) i kotła elektrodowego to widać, że tylko w przypadku pomp ciepła i to dopiero po 2035 r. stają się one konkurencyjną kosztowo opcją. Przy czym kocioł elektrodowy konkuruje tylko z opcją oleju opałowego.

Wykres 1. Prognoza podstawowych  zmiennych kosztów wytwarzania ciepła w wybranych technologiach z kosztem EU ETS fazy I [PLN₂₀₂₄/GJ]

Źródło: Opracowanie własne na podstawie KPEiK

Jakiego więc skutku można oczekiwać przy prognozowanych zmianach wzrostu udziału pomp ciepła i kotłów elektrodowych w systemach ciepłowniczych w efekcie elektryfikacji w kolejnych latach? Wzrostu cen ciepła dla odbiorcy. Co niestety w dobie aktualnej dyskusji o cenach ciepła po ich odmrożeniu nie brzmi zachęcająco dla realizacji KPEiK. Autorzy mogą bronić się, że przyjmowali założenie korzystania z taniej energii elektrycznej w okresach nadpodaży energii elektrycznej z OZE w systemie elektroenergetycznym. Jednak nie ma takich analiz w opracowaniu. Wymagałoby to analizy potencjału takich możliwości w skali roku, w sezonie zimowym i dzień/noc. Z praktyki bowiem wynika, że wtedy kiedy potrzebujemy największych mocy ciepła, czyli zimą i nocą brakuje OZE.

Analizując dalej proponowaną w KPEiK strukturę wytwarzania ciepła systemowego w latach 2030-2040 przedstawioną w tabeli 2.8 zał. 1 z uwzględnieniem powyższych założeń kosztów zmiennych – wzrost ceny ciepła do 2030 r. mogą osiągnąć ok. 20% i to przy założeniu niskiej dynamiki elektryfikacji w tych latach. Oczywiście w kolejnych latach spada cena energii elektrycznej, co hamuje dynamikę wzrostu do 10% w kolejnych okresach. Taniej niestety nie wychodzi zakładając grafikową pracę tych źródeł alternatywnie do mocy gazowych, spalarni odpadów, czy ciepłowni i elektrociepłowni na biomasę. Jeśli jednak połączyć wytwarzanie własne energii elektrycznej w kogeneracji, w OZE – to koszt energii elektrycznej w ramach samobilansowania się na pewno wyszedł by korzystniej. To wymaga jednak rewizji założeń. W tym w wymiarze sezonowym. Kolejna kwestia to fakt, że kotły elektrodowe nie są zaliczane do źródeł OZE, nawet jeśli są zasilane bezpośrednio energią elektryczną z OZE i tym samym ich udział nie daje statusu efektywnej sieci ciepłowniczej.

W KPEiK założono także dość spektakularny rozwój magazynów, w tym magazynów sezonowych. Co jest słuszne, jednak brakuje głębszej analizy skutków tych założeń, w szczególności ekonomicznej, w kontekście bezpieczeństwa systemowego i wymaganej powierzchni. Czy magazyny sezonowe naładowane w sierpniu lub wrześniu będą zasilały system w styczniu, czy lutym? Takiej analizy również niestety brak. Analiza potrzeb rozwoju magazynów zakłada ich budowę w ponad 100 lokalizacjach. Brakuje także analizy ekonomicznej zwrotu z takiej przykładowej inwestycji w skali założonych mocy magazynowych. Brakuje prognozy analizy realnej dyspozycyjności magazynów sezonowych.

Biomasa jest kolejnym zaskakującym aspektem założeń KPEiK. Autorzy dokumentu zakładają brak wsparcia dla instalacji na biomasę i sukcesywny spadek mocy ciepłowniczych w biomasie począwszy od 2030 r. Pomimo, że aktualnie budowane są jeszcze nowe moce elektrociepłowni i ciepłowni na biomasę i ich amortyzacja to okres ponad 15 lat. Takie podejście jest niezrozumiałe z ekonomicznego punktu widzenia, ponieważ jeśli spojrzymy na dane publikowane przez URE w raportach o średnich cenach sprzedaży ciepła (tab. 4), to właśnie ciepło wytwarzane m.in. z biomasy zaliczanej do odnawialnych źródeł energii cechuje się najniższym poziomem cen. Co więcej, stabilnym  bo mniej narażonym na wpływy geopolityczne. Koszt paliwa biomasowego w formie zrębki leśnej w 2025 r. waha się pomiędzy 18 zł/GJ, a 42 zł/GJ, a więc radykalnie mniej niż analizowane wyżej koszty zmienne paliw i energii elektrycznej i nawet uwzględniając sprawność średnią instalacji na poziomie ok. 90% nadal ciepło z biomasy jest jedną z najtańszych opcji wytwarzania ciepła w Polsce, a zwłaszcza w połączeniu z kondensacją poprawiającą sprawność do 100% i kogeneracją poprawiającą ekonomikę wytwarzania. Potwierdza to praktyka. W Elektrociepłowni Ciechanów mam porównanie instalacji kotłów węglowych, kogeneracji gazowej, ciepła odpadowego z przemysłu i kogeneracji na biomasę i koszty zmienne wytwarzania z instalacji na biomasę są najniższe. Należy też podkreślić, że biomasa jako OZE i ciepło odpadowe nie jest obciążone kosztami ETS 1 ani ETS 2 i jest istotne dla struktury wywarzania z punktu widzenia spełnienia definicji efektywnego systemu ciepłowniczego.

Tab. 4. Średnie ceny sprzedaży ciepła wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji

Źródło: URE, https://www.ure.gov.pl/pl/cieplo/ceny-wskazniki/7904,Srednie-ceny-sprzedazy-ciepla-wytworzonego-w-nalezacych-do-przedsiebiorstw-posia.html, data dostępu: 26.08.2025 r.

Należy zauważyć, że kontrowersje dotąd budziła tylko biomasa leśna w kontekście jej potencjału krajowego. A ciepłownictwo wykorzystuje przecież różnorodną biomasę: zrębkę drzewną, pellet, biomasę agro – co opisano w KPEiK. Potencjał zrównoważony krajowej biomasy stałej (leśnej i agro) oszacowano rosnąco na poziomie 277 PJ w 2030 r. i 279 PJ w 2040 r. Dlaczego więc kierując się nadmiarową ostrożnością przewidziano wykorzystanie tego potencjału w ciepłownictwie na poziomie mniejszym niż 10%, bo 24 PJ w 2030 r. i 19 PJ w 2040 r. Kto zatem zużyje te pozostałe ponad 90% potencjału krajowej biomasy zrównoważonej? No i co z obszarami potencjału zasobów biomasy pokazanych na mapach zamieszczonych w KPEiK? Czy miało to jakiś cel i sens w kontekście zapewnienia stabilnych cen ciepła?

Tab. 5. Krajowy potencjał zrównoważony biomasy stałej dla scenariusza WAM (tabela 3.1. Zał. 1)

Źródło: KPEiK

Weryfikacji w KPEiK wymaga także, podobnie jak spadek udziału biomasy w strukturze wytwarzania ciepła, założony spadek udziału kogeneracji gazowej po 2030 r. Co prawda jest uzasadnione zapisami taksonomii wymagającej od 2035 r. wykorzystania niskoemisyjnych biopaliw w wysokosprawnej kogeneracji gazowej, jednak powinno się raczej założyć rewizję zapisów taksonomii w tym zakresie, aby zachować bezpieczeństwo pracy systemów ciepłowniczych oraz elektroenergetycznego do 2040 r.

Kolejnym zaskoczeniem projekcji struktury wytwarzania ciepła jest założenie zerowego wykorzystania ciepła odpadowego. Jest to prawdopodobnie efektem braku danych o potencjale ciepła odpadowego, natomiast jest to istotnym elementem budowania efektywnych systemów ciepłowniczych, idei „nie marnowania energii” dostępnej lokalnie i zwykle taniej. Aczkolwiek z ograniczoną dyspozycyjnością analogicznie jak źródła OZE. Jest to istotne zwłaszcza z punktu widzenia założenia rozwoju pomp ciepła i odzysku ciepła z otoczenia, z centrów baz danych i ciepła technologicznego z przemysłu. Co wymaga nowych rozwiązań praktyki taryfowania niezbędnej też dla rozwoju magazynów. Opracowanie generalnie nie zawiera analizy obecnych barier prawnych, nie wskazuje kierunków zmian prawa umożliwiającego realizację transformacji lub ja usprawniających. Koszty zakupu ciepła odpadowego oscylują wokół najniższych, alternatywnych zmiennych kosztów wytwarzania z alternatywnego paliwa kopalnego i pozytywie wpływają na cenę ciepła.

Wskazywany cel bilansowania systemów na korzyść systemu elektroenergetycznego i absorpcja nadpodaży energii elektrycznej pojawiający się w systemie elektroenergetycznym głównie latem w ciągu dnia oraz w dni wolne, przy spadku zapotrzebowania w święta i dni wolne, ma charakter epizodyczny i wymaga zabezpieczania tych mocy ze źródła dyspozycyjnego. Założenie wykorzystania nadmiaru energii elektrycznej z OZE w systemie elektroenergetycznym nic nie zmienia w odniesieniu do skali nakładów na moce zainstalowane sterowalne, zabezpieczające całodobowo i całorocznie ciepło dla odbiorców. Nie zmieni także kosztów operacyjnych utrzymania tych niezbędnych dyspozycyjnych mocy ciepła systemowego. I to powinno wybrzmieć w analizach pokazujących rozkład miesięczny i dobowy mocy systemowych i sezonowego zużycia ciepła.

Autorzy KPEiK zakładają bardzo ambitne cele ograniczenia zużycia energii pierwotnej o 14,7%, w porównaniu ze scenariuszem referencyjnym PRIMES 2020 już w 2030 r., co przekracza cel wyznaczony w dyrektywie EED. Ma to być możliwe według założeń scenariusza WAM dzięki zmniejszeniu zużycia energii finalnej i pierwotnej poprzez zwiększenie zakresu termomodernizacji budynków. Założono także przyspieszenie procesu cyfryzacji i zaawansowanej optymalizacji instalacji grzewczych w gospodarstwach domowych oraz budynkach usługowych. Tymczasem jak zauważają autorzy KPEiK aktualnie jedynie „47% gospodarstw domowych ma termostaty grzejnikowe dla podstawowej kontroli temperatury, tylko 3% wykorzystuje zaawansowane termostaty do regulacji w różnych pomieszczeniach, odbiorcy ciepła systemowego tylko w 14% rozliczają zużycie energii na podstawie rzeczywistych pomiarów, 37% używa przybliżonych metod, głównie podzielników ciepła, a 47% stosuje inne metody, najczęściej oparte na powierzchni mieszkania.” Założono, że minimum 50% polskich gospodarstw domowych obniży swoje zużycie energii o 10%. W szczególności energii wyrażonej ciepłem. Dodatkowe efekty oszczędnościowe ok. 0,53 Mtoe w perspektywie 2030 r. ma przynieść w porównaniu ze termomodernizacją budynków użyteczności publicznej i w budynków niekomercyjnych. Są to bardzo ambitne cele mając na uwadze dotychczasową stagnację w tym zakresie i fakt, że aby je osiągnąć trzeba dotrzeć do odbiorców końcowych płacących często za ciepo w przeliczeniu na m² mieszkania w systemie zaliczkowym oraz za m³ ciepłej wody  i nie widzących rozliczeń z dostawcą ciepła. Rozliczenia w GJ są większości odbiorców końcowych obce. Autorzy opracowania zauważają, że elektryfikację z wykorzystaniem pomp ciepła warunkuje rozwój niskotemperaturowych sieci ciepłowniczych. Tego typu sieci przesyłowych w ciepłownictwie systemowym w Polsce aktualnie w praktyce nie ma. Powodem tego jest sytuacja na rynku nieruchomości. Aby więc elektryfikacja ciepła była racjonalna ekonomicznie – najpierw musi nastąpić fala renowacji. Warunkiem jest tu aktywność zarządców nieruchomości i możliwości finansowe. Elektryfikacja sieci wysokoparametrowych byłaby karkołomna technicznie i ekonomicznie. Zwłaszcza mając na uwadze wzrost kosztów węzłów poprzez potrzebę ich doposażenia według propozycji zawartych w KPEiK. Mogłoby to w wielu przypadkach spowodować brak ekonomicznego uzasadnienia realizacji przyłącza budynku. Czy poleganie na motywacji i świadomości zarządców budynków wielolokalowych wystarczy? Opracowanie nie zawiera pomysłu na akcje edukacyjne, czy programy motywujące do działań w tym zakresie.

Podsumowując KPEiK wymaga uzupełnienia, poprawek kalkulacji oraz weryfikacji niespójnych danych, niespójnych założeń co do kluczowych dla oceny efektu proponowanych zmian wartości. W tym ceny ciepła dla gospodarstwa domowego w proponowanym modelu struktury wytwarzania scenariuszy WAM i WEM. Pogłębiona analiza i rewizja modelu struktury wytwarzania ciepła do 2040 powinna zapewnić stabilną cenę ciepła dla odbiorcy końcowego z uwzględnieniem zmian jego siły nabywczej. Koszty energii powinny stanowić akceptowalny udział w wydatkach gospodarstwa domowego z uwzględnieniem realiów 2025 r. Zbyt hurra optymistyczna elektryfikacja konsumpcyjna ciepłownictwa systemowego może bowiem doprowadzić nie tylko do powstania kosztów utopionych w inwestycje odrzucane społecznie, jako generujące nieakceptowalny wzrost cen ciepła, ale także pogłębić problem ubóstwa energetycznego. Brak rzetelnych analiz ekonomicznych skutków wdrażanych polityk może się bowiem skończyć powtórzeniem przykładu dwóch wież w Ostrołęce.

Źródło: Dr inż. Małgorzata Niestępska, Prezes Zarządu, Elektrociepłownia Ciechanów Sp. z o.o., Państwowa Akademia Nauk Stosowanych im. I. Mościckiego w Ciechanowie

Artykuł pochodzi z wydania 4/2025 “Nowa Energia”