Zielona transformacja ciepła oznacza potężne wyzwania

Udostępnij

Sektor produkcji ciepła czekają radykalne i kosztowne zmiany. Nie wszyscy gracze je przetrwają. Sytuację monitoruje NFOŚiGW. Rozwiązaniem i wsparciem dla systemu mogą być lokalne sieci ciepłownicze oparte na modelu hybrydowym.

Jak przedstawia się zagadnienie zazieleniania ciepłownictwa w strategicznych dokumentach rządowych, takich jak Polityka energetyczna Polski do 2040 roku (PEP2040), Krajowy Plan Odbudowy czy Zielony Ład. Dekarbonizacja polskiego ciepłownictwa – jak skutecznie i szybko przeprowadzić ten proces? Uprawnienia do emisji CO2 uderzają w ciepłownie, jak uchronić te zakłady przed bankructwem? Finansowanie transformacji ciepłownictwa, czyli skąd pozyskać środki na zmiany? Najlepsze technologie dla ciepłownictwa: gaz, biomasa, wodór, OZE. A także decentralizacja produkcji ciepła, czyli co mogą zrobić wspólnoty mieszkaniowe, by uchronić się przed drastycznym wzrostem cen i jednocześnie zatroszczyć się o klimat?

To niektóre z zagadnień poruszanych w trakcie debaty „Zazielenianie ciepła”, która odbyła się w ramach cyklu „Rzeczpospolitej” „Walka o klimat – smog”.

Wyzwania przed ciepłem

Transformacja całego sektora wytwarzania energii to gigantyczny proces. Jak przebiega on w przypadku ciepłownictwa systemowego, czyli tego segmentu, który dostarcza ciepło do systemów ciepłowniczych, a przez to do odbiorców końcowych? Bogusław Regulski, wiceprezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie, wskazał, że jest to istotnie spory problem.

– Znaleźliśmy się w sytuacji, w której nałożyły się na siebie dwa sygnały. Z jednej strony musimy zacząć inwestować w zmianę struktury technologii produkcji ciepła, bo takie są wymogi polityczne, prawne i społeczne – redukcja emisji CO2, poprawa efektywności energetycznej, wzrostu udziału OZE i walka o czyste powietrze – mówił Bogusław Regulski.

– A z drugiej strony jest sytuacja na rynku uprawnień do emisji CO2, która w polskich warunkach w całym sektorze ciepłowniczym stanowi najważniejszy problem natury ekonomicznej, warunkujący możliwość utrzymania bieżącej działalności podmiotów ciepłowniczych. Wynika on z faktu, że w obszarze ciepłowni i elektrociepłowni zajmujących się dostarczaniem ciepła do systemów ciepłowniczych, według Urzędu Regulacji Energetyki, udział węgla praktycznie przekracza 80 proc. A emisja CO2 jest pochodną wykorzystywanych w procesie produkcji ciepła nośników energetycznych i węgiel jest pod tym względem nośnikiem najbardziej emisyjnym. To właśnie powoduje, że obsługa europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 stanowi w ciepłownictwie systemowym najważniejszy problem, powodujący drastyczny wzrost kosztów działalności. W konsekwencji doszło do kolizji między wyzwaniami finansowymi związanymi z koniecznością transformacji sektora ciepłowniczego a zdolnością do utrzymania płynności finansowej i w ogóle możliwości prowadzenia działalności gospodarczej w tym sektorze – dodał.

Wskazał, że ciepłownictwo systemowe nie czeka i już zaczęły się działania zmierzające do zmiany struktury produkcji ciepła, jednak „nie są one wystarczająco spektakularne, bo proces ten nie odbywa się lawinowo”. – Jak na razie dotyczy wąskiej grupy podmiotów, które znalazły już rozwiązanie pozwalające na zbilansowanie bieżącej działalnością oraz utrzymanie płynności finansowej i zdołały rozpocząć procesy inwestycyjne. Jednak ze wspomnianych powodów dla ogromnej części przedsiębiorstw ciepłowniczych podobna decyzja dzisiaj jest jeszcze ogromnym wyzwaniem – podkreślił ekspert. – Bez rozwiązania problemu wyjścia sektora z „dołka finansowego” wynikającego obecnie z rozbieżności pomiędzy przychodami a kosztami działalności, z których najważniejszy wynika z zależności od wartości uprawnień do emisji CO2, raczej ciężko będzie znaleźć rozwiązanie, które w perspektywie długoterminowej będzie dawało wystarczającą stabilizację ekonomiczną do inwestowania w proces transformacji, odnawialne źródła energii (OZE) i zmniejszania zależności od emisji dwutlenku węgla – akcentował.

Rozwidlenie inwestycyjnych dróg

Na jaki rodzaj zasilania postawić w transformacji sektora? Gaz, który jednak także powoduje emisje? Andrzej Rubczyński, dyrektor ds. strategii ciepłownictwa, Forum Energii, uważa, że należy spojrzeć na dwa obszary ciepłownictwa systemowego. – Pierwszy to małe systemy ciepłownicze, zasilane jedynie przez jednostki do podgrzewu wody, drugi to duże systemy ciepłownicze, w których są jednostki kogeneracyjne, produkujące ciepło i prąd. Przewiduję, że w tych obszarach nastąpi rozwidlenie dróg inwestycyjnych – powiedział Andrzej Rubczyński.

– Trzeba pamiętać, że duże systemy ciepłownicze zwiększają bezpieczeństwo energetyczne na poziomie miast, dostarczając nie tylko ciepło, ale i prąd. W tym przypadku jednostki gazowe, które dzisiaj powstają, na pewno pozostaną. Tylko musimy pamiętać o tym, że zarówno one, jak i cała tworzona infrastruktura powinna być gotowa do spalania wodoru, który w niedalekiej przyszłości wyprze gaz ziemny. Ważnym kierunkiem, który można rozwijać zarówno w małych, jak i dużych systemach ciepłowniczych jest odzysk energii. Bardzo dużo tracimy jej w procesach przemysłowych, w systemach chłodniczych, oczyszczalniach ścieków w miastach i w wielu innych miejscach. A więc mówimy tutaj o pompach ciepła pozwalających przetransferować tę energię do systemów ciepłowniczych. Technologia pomp ciepła rozwija się bardzo dynamicznie, na razie na poziomie pojedynczych budynków, ale niebawem zaczną pojawiać się pompy większej mocy zasilające sieci ciepłownicze – mówił ekspert.

Trzeba przy tym pamiętać o jeszcze jednym bardzo ważnym elemencie, jakim jest obniżanie temperatury czynnika grzewczego w systemach ciepłowniczych i przechodzenie do sieci czwartej, piątej generacji. – Dzisiejsza maksymalna temperatura wody w systemie ciepłowniczym sięga 120 st. C, a w przyszłości będzie wynosić 50, a nawet 40 st., ponieważ dobrze ocieplone budynki nie będą potrzebowały więcej. Gdy to nastąpi, będzie można skorzystać z całej gamy dostępnych źródeł niskoenergetycznej energii odnawialnej. Popularne będą również farmy solarne, które mogą dostarczyć sporo energii. Przykłady duńskie pokazują, że na przestrzeni roku z energii słonecznej można dostarczyć do systemu ok. 50 proc. ciepła. Ale żeby to nastąpiło, musi z kolei istnieć duży akumulator ciepła, który energię z okresu letniego przechowa do okresu zimowego – zauważył Andrzej Rubczyński.

Jego zdaniem małe systemy ciepłownicze nieuchronnie czeka podział. Będzie to wynikać z rosnącej liczby budynków pasywnych i w efekcie spadku zapotrzebowania na energię – Te dzisiaj tzw. nieefektywne systemy ciepłownicze przestaną mieć rację bytu. Podzielą się na mniejsze, lokalne, a nawet mikrosieci osiedlowe, niskotemperaturowe. Wówczas wystarczy pompa ciepła w połączeniu z instalacją fotowoltaiczną – powiedział ekspert. – Warto o tym pamiętać, tworząc dziś nowe projekty inwestycyjne, aby się nie okazało, że za kilkanaście czy 20 lat te duże ciepłownie po prostu staną, a pieniądze zostaną zmarnowane.

Działania NFOŚiGW

Jakie rozwiązania będzie premiować Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW)? Mówił o tym jego prezes Maciej Chorowski.

– Przygotowujemy się do wsparcia i stymulacji kierunków transformacji ciepłownictwa. Mamy przy tym całościowy ogląd procesów transformacji naszego systemu elektroenergetycznego. A w ostatnim okresie ukazały się bądź są w trakcie konsultacji trzy strategiczne dokumenty. Pierwszym jest PEP2040, drugi to strategia wodorowa, a trzeci – strategia ciepłownictwa. Ramy zewnętrzne tych dokumentów stanowi z kolei unijny Zielony Ład, a więc pewna filozofia dekarbonizacji – powiedział Maciej Chorowski.

– Jakie pozostawia on pasmo dopuszczalnych rozwiązań? Otóż, po pierwsze, konieczne jest nasycenie systemu OZE, co już się dzieje. Mamy tu programy NFOŚiGW, chociażby takie jak „Mój prąd”, które spowodowały, że tylko w ciągu ostatniego roku pojawiło się w systemie ok. 1 GW w fotowoltaice. One z jednej strony dają zasilenie w energię elektryczną systemów, także ciepłowniczych, przy czym musimy pamiętać, że potrzebne byłyby wspomniane akumulatory, które potrafiłby przenieść energię na przykład lata o sześć miesięcy na okres zimowy. Z drugiej strony te systemy wymagają stabilizacji, dlatego że wprowadzają do systemu energię, która jest niesterowalna. Tutaj widzimy transformację sektora ciepłowniczego jako jego niezbędną modernizację, ale też jako system, który powinien umożliwić nam większą sterowalność źródeł sterowalnych, oraz jako miejsce, gdzie będą mogły być wprowadzane nowe technologie, chociażby dzięki temu, że system ten jest mocno rozproszony – tłumaczył prezes NFOŚiGW.

Jak mówił, w Polsce, pomijając bardzo duże jednostki, jest ok. 300 jednostek podlegających ETS (europejski system handlu emisjami), nazywanych ciepłowniami powiatowymi.

– Mamy świadomość, że przynajmniej nad niektórymi z nich na horyzoncie gromadzą się chmury. Dlatego chcielibyśmy do każdej z nich podejść indywidualnie. Dokonać analizy tych 300 jednostek i zaproponować rozwiązania, które byłyby dostosowane do konkretnego obiektu. Na przykład, jeżeli się da, podzielić daną instalację tak, by można było część jej mocy „wyjąć” spod ETS i doprowadzić tylko do ograniczenia emisji. Następnie dążyć do maksymalizacji kogeneracji gazowej, rozumianej także jako udział dodatkowego Gigawata, może nawet kilku, z ciepłownictwa w systemie podlegającym sterowaniu, a więc umożliwiającym sterowalność źródeł niesterowalnych, jakimi są OZE. Ciekawym konceptem byłaby taka synergia, gdzie na przykład kogeneracja dawałaby ciepło, a jednocześnie poprzez pompę ciepła część elektryczna także kontrybuowała do systemu ciepłowniczego. Tego typu rozwiązania też chcemy promować – wskazał Maciej Chorowski.

Fundusz zakłada, że z kilkuset instalacji w skali całego kraju uda się zmodernizować jedną, może dwie przy wykorzystaniu rozwiązań wodorowych, które są jednak trudne technologicznie. – Jako NFOŚiGW chcemy również stymulować rozwój technologii umożliwiających wykorzystanie wodoru, jak na przykład ogniwa paliwowe, tak żeby elektrociepłownie wodorowe działały nie poprzez spalanie, ale bardziej poprzez procesy elektrochemiczne. Myślimy również o stymulacji rozwiązań, które pozwalałyby zbierać nadwyżki z OZE i poprzez zbiorcze magazyny energii, połączone na przykład z elektrolizerami, tłoczyć do sieci wodór, który pozwalałby na zagospodarowanie nadmiarowej energii elektrycznej w lecie – wymieniał prezes NFOŚiGW.

Tak to się robi w Szczytnie

O konkretnych rozwiązaniach, związanych z kosztami i korzyściami z inwestycji w nowe rozwiązania, mówił Zbigniew Chrapkiewicz, prezes Wspólnoty Mieszkaniowej Śląska 12 w Szczytnie.

– W latach 2014 i 2017 przeprowadziliśmy dwie inwestycje mające na celu obniżenie kosztów ogrzewania. Mamy system hybrydowy. Przy pierwszej inwestycji powstało 40 KW mocy fotowoltaiki na dachu oraz 120 KW mocy cieplnej w gruntowych pompach ciepła. Dofinansował ją kwotą 500 tys. zł Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Olsztynie. Drugą inwestycję stanowiła budowa instalacji ciepłej wody użytkowej (c.w.u.) w oparciu o pompy ciepła powietrze–woda i kolektory słoneczne. Mamy dwie pompy ciepła o mocy 40 KW. Dzięki temu rozwiązaniu we wszystkich mieszkaniach w budynku zostały zlikwidowane piece węglowe – opowiadał Zbigniew Chrapkiewicz.

Jak mówił, inwestycje pozwoliły na zmniejszenie eksploatacji mieszkań. – Kiedy mieliśmy kotłownię węglową, koszty wynosiły rocznie 80–105 tys. zł. Dziś byłoby to pewnie ok. 120 tys. zł. Obecnie przy dwóch instalacjach hybrydowych dokupujemy od zewnętrznego dostawcy energię elektryczną za 35–40 tys. zł rocznie. A koszt ogrzania 1 mkw. w naszej wspólnocie wynosi 3,6 zł, w tym wliczona jest c.w.u. – powiedział. Dodatkowo wspólnota jest bardziej ekologiczna, a działania te wpłynęły też na istotny wzrost wartości mieszkań.

Ale to nie wszystko. – Opracowujemy właśnie dokumentację budowy hybrydowej instalacji fotowoltaicznej o mocy 33 KW, która będzie umieszczona na balkonach – zapowiedział Zbigniew Chrapkiewicz.

Jakie kryteria wsparcia

Zdaniem Janusza Starościka, prezesa Stowarzyszenia Producentów i Importerów Urządzeń Grzewczych, przykładów takich działań wspólnot mieszkaniowych i wykorzystania układów hybrydowych może być w całym kraju coraz więcej, gdyż rozwój technologii OZE powoduje zarówno wzrost ich dostępności, jak i spadek cen.

– Rosnący udział OZE w systemie ogrzewnictwa lokalnego oznacza obniżenie kosztów eksploatacji. Przykładem jest to, co się dzieje w ostatnich latach w Europie Zachodniej, a coraz częściej jest widoczne także w Polsce przy ogrzewaniu indywidualnym, to układy hybrydowe w postaci właśnie kolektora słonecznego, bufora cieplnego i dodatkowego źródła ciepła. Może to być kocioł gazowy, na biomasę, elektryczny bądź pompa ciepła. Wykorzystanie ciepła słonecznego daje możliwość, różną zależnie od lokalizacji, obniżenia rachunków – mówił Janusz Starościk.

Podkreślił walor użyteczności kotłów gazowych w związku z perspektywą przechodzenia w niedalekiej przyszłości od gazu ziemnego do wodoru, tym bardziej że, jak mówił, obecne urządzenia grzewcze są już dostosowane do spalania mieszanki gazowej w udziałem do 20 proc. wodoru, a po 2030 roku powinny być dostosowane do spalania 100 proc. wodoru

Jego zdaniem nie ma jednego uniwersalnego źródła ciepła. Gdyż przy bilansowaniu energii z OZE trzeba podchodzić nieco inaczej niż w przypadku energetyki konwencjonalnej. – Dlatego że dostepność zasobów OZE jest właśnie różna w różnych miejscach. Stąd wszelkie instrumenty wsparcia powinny być kierowane na cały sektor zazielenienia ciepła, a nie tylko na wybrane technologie. Takie rozwiązanie spowodowałoby, że dobór źródła ciepła przez beneficjentów odbywałby się w oparciu o kryteria jego efektywności w przyszłości w danej lokalizacji, a nie, jak to się przyjęło robić, według kryteriów dostępności dotacji. Taka dywersyfikacja miałaby także pozytywny wpływ na wsparcie firm produkujących urządzenia grzewcze i dla samych beneficjentów – podsumował Janusz Starościk.


Udostępnij
Zamknij
© Licencja na publikację © ℗ Wszystkie prawa zastrzeżone Źródło: Rzeczpospolita
Zamknij