Spis treści
Echa listopadowej „dunkelfalute”, zwanej również „zgniłym wyżem”, która zmusiła do uruchomienia po raz drugi w historii rynku mocy wciąż się odzywają w debacie publicznej. Nagle wszyscy podkreślają znaczenie stabilnych źródeł, będących wsparciem dla OZE, gdy nie wieje i nie świeci. Ale jakie mają to być źródła?
Niewiele chyba jest rzeczy, co do których w energetyce tak zgadzałby się poprzedni i obecny rząd jak rola ciepłownictwa sieciowego w transformacji energetycznej. W 2020 r. Michał Kurtyka, minister klimatu i środowiska w rządzie PiS mówił tak: Polska ma ogromny zasób w postaci 400 systemów ciepłowniczych w małych i większych miejscowościach. To „śpiące aktywa” naszej transformacji, które mogą posłużyć jako kręgosłup naszej transformacji. One będą musiały się rozwijać.
Cztery lata później prezes PSE Grzegorz Onichimowski też podkreślał możliwości jakie dają lokalne ciepłownie. – Krajowy system elektroenergetyczny musi się przygotować na nową rolę źródeł ciepła. W PSE uważamy, że kogeneracja i duża liczba sieci ciepłowniczych w Polsce jest zasobem nie problemem (…). Dojdzie do sytuacji gdy kogeneracja da nam to czego nie dają OZE, czyli moc dyspozycyjną – mówił w październiku szef PSE podczas konferencji Energy Days w Katowicach.
Niestety od wielu lat sytuacja wygląda jak w piosence „Elektrycznych Gitar” : „wszyscy zgadzają się ze sobą, a będzie nadal tak jak jest”.
Monosystem przechodzi do historii
Polskie ciepłownictwo systemowe liczy 412 firm i 21 tys. km. sieci. Z tego ponad 70 proc. nie spełnia wymogów „systemów efektywnych”. To ważna definicja wprowadzona unijną dyrektywą o efektywności energetycznej. Oznacza systemy, w których do produkcji ciepła lub chłodu wykorzystuje się co najmniej: 50 proc. energii z odnawialnych źródeł lub w 50 proc. ciepło odpadowe lub w 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji (czyli wytwarzające razem prąd i ciepło) lub w 50 proc wykorzystujące połączenie takiej energii i ciepła. Tylko takie systemy mogą korzystać z unijnych funduszy.
Unijne przepisy wymuszają modernizację starych, budowanych jeszcze w PRL kotłów węglowych, a wysokie ceny uprawnień do emisji CO2 pogarszają i tak niełatwą sytuację finansową ciepłowni.
Jeszcze w 2021 r. ówczesny dyrektor departamentu ciepłownictwa w Ministerstwie Klimatu i Środowiska Piotr Sprzączak mówił w debacie organizowanej przez WysokieNapiecie.pl koniecznym przyspieszeniu działań zarówno w zakresie ogrzewnictwa, jak i ciepłownictwa. W ciepłownictwie systemowym odpowiedzią na stojące przed nami wyzwania są małe jednostki rozproszone. Podkreślił przy tym, że nie chodzi o zastąpienie węgla przez gaz spalany lokalnie. – Monosystemy już przechodzą do historii, przyszłość należy do systemów hybrydowych, w którym gaz będzie wspomagał odnawialne źródła energii, będzie uzupełniony solarami i pompami ciepła.
Dyrektor podkreślał, że właśnie dlatego powinniśmy zastanowić się bardzo poważnie nadpreferencjami regulacyjnymi dla tego typu jednostek.
Ciepłownie zmieniają się, ale idzie to bardzo wolno. Pomiędzy ciepłownikami toczy się dyskusja na temat wad i zalet poszczególnych źródeł ciepła – czy węgiel ma być zastępowany biomasą, gazem, czy też technologiami wytwarzanie ciepła z energii elektrycznej – pompami ciepła czy kotłami elektrodowymi.
W Lidzbarku Warmińskim powstał modelowy system ciepłowniczy zbudowany za pieniądze Narodowego Centrum Badań i Rozwoju. System jest zbudowany całkowicie na źródłach OZE oraz magazynie ciepła. Jest teoretycznie doskonały, bo bezemisyjny. Ale jego udział w bilansowaniu systemu energetycznego będzie się ograniczał wyłącznie do zagospodarowania nadwyżek OZE.
W sytuacji braku mocy w systemie, np. w czasie zimowej dunkeflaute Krajowy System Energetyczny nie będzie miał z Lidzbarka pożytku.
Zarobić na huśtawce
Każdy lokalny MPEC kalkuluje sobie co mu się opłaca, ale jednego skalkulować nie może – roli jaką jego system ciepłowniczy będzie odgrywał w przyszłym systemie energetycznym.
Ta rola nie powinna polegać tylko na byciu odbiorcą energii elektrycznej do produkcji ciepła, zwłaszcza w trakcie zimy, ale także na produkcji energii, zwłaszcza gdy jest ona droga.
Nowy rynek model energii będzie „huśtał” cenami, różnice między miesiącami letnimi, gdy wysoka jest generacja z PV, a miesiącami zimowymi, gdy PV produkuje niewiele, a zapotrzebowanie jest wyższe, będą rosnąć. Rosnąć też będą różnice cen w poszczególnych porach dnia. To jest szansa dla ciepłowni, które na tych różnicach mogą zarabiać. O ile mają źródła energii.
Tymczasem o roli małych źródeł energii w stabilizacji systemu energetycznego praktycznie się nie mówi. PSE, choć werbalnie podkreśla znaczenie małych rozproszonej generacji, w praktyce zainteresowany jest głównie dużymi elektrowniami, którymi łatwiej zarządzać, także poprzez rynek mocy.
W trakcie współorganizowanej przez WysokieNapiecie.pl i produkującą silniki gazowe fińską firmę Wärtsilä, konferencji „Forum nowego ciepłownictwa: opłacalność, rozproszenie, dekarbonizacja”, Igor Petryk, dyrektor ds. rozwoju z Wärtsilä opisywał m.in. system ciepłowniczy w duńskim mieście Skagen.
W liczącym 7 tysięcy mieszkańców miasteczku system składa się z głównie ze źródeł odnawialnych – pomp ciepła, kotłów elektrodowych, instalacji wykorzystujących ciepło odpadowe.
Ale są też silniki gazowe wykorzystujące gaz i biometan. Dzięki nim lokalny system ciepłowniczy może zarabiać na nowym rynku energii. Kiedy produkcja z OZE spada, a giełdowe ceny energii rosną, silniki gazowe błyskawicznie zaczynają pracować, zarabiając na wysokich cenach.
W Polsce dodatkową motywacją do instalacji małej kogeneracji jest wparcie do każdej wyprodukowanej megawatogodziny. W 2024 r. ma to być ponad 160 zł za MWh, nie licząc tego co zarobią sprzedając energię na rynku.
Szpital z prądem
Potencjał małej kogeneracji jest olbrzymi – instalują ją mleczarnie, zakłady przemysłowe, a nawet szpitale. Robert Stelmaszczyk, prezes Stoen Operator, które jest właścicielem sieci w stolicy, trzy lata temu opowiadał w trakcie konferencji organizowanej przez portal WysokieNapiecie.pl, że dwa warszawskie szpitale dzięki gazowym silnikom kogeneracyjnym sprzedają prąd do warszawskiej sieci.
Te maleńkie źródła mogą odegrać olbrzymią rolę w stabilizacji systemu, ale system musiałby je najpierw „zobaczyć”. PSE widzi tylko źródła podłączone do sieci najwyższych napięć, w przypadku OSD to oznacza sieci 110 kV. Na niższych napięciach widzi tylko zbiorcze dane „postprodukcyjne” otrzymywane od OSD, ale nie ma możliwości „przywołania” ich do pracy, tak jak w elektrowniach systemowych. Taki efekt może przynieść tylko rynek, to znaczy różnice cen między pikami a dolinami muszą być na tyle duże, żeby opłacało się instalować małe jednostki, nie tylko te poniżej 1 MW, ale także większe.
Powinni też powstać agregatorzy, handlujący energią z wielu rozproszonych źródeł, tacy jak węgierska Alteo Group, która handluje energią z ponad 100 MW małej kogeneracji (z czego 67 MW należy do Alteo) oraz ponad 1600 MW elektrowni słonecznych (z czego tylko 19 MW to własność grupy).
Energetyka rozproszona mogłaby pomóc bilansować system, wiadomo, że jakiś potencjał jest, wiadomo, że największym źródłem elastyczności mogą być instalacje w transformujących się ciepłowniach.
Najlepszym rozwiązaniem dla nich byłby biometan, który w przeciwieństwie do gazu ziemnego nie emituje CO2. Taka elektrociepłownia ciepłownia powstała w Sokołowie Podlaskim, również za pieniądze NCBR.
Póki co biometanu jest za mało, ale nawet jeśli jednostki gazowe będą zasilane gazem ziemnym, to ciepło będzie dużo tańsze niż z węgla, bo gaz jest o połowę mniej emisyjny niż węgiel. Małe jednostki gazowe poniżej 20 MW nie wchodzą do systemu ETS, nie muszą więc kupować uprawnień do emisji, które „zabijają” ciepłownie węglowe. Wprawdzie za dwa lata wchodzi w życie ETS 2, który obejmie również małe źródła gazowe, ale jego koszt będzie znacznie mniejszy – przynajmniej na początku – niż obecnych uprawnień.
Ale najważniejsze jest to, że małe gazówki powinny pracować tylko wtedy gdy w systemie brakuje mocy, ceny są wysokie i elektrociepłownia może zarobić. Emisyjność całego systemu nie jest wówczas wielka.
W jaki sposób zaprząc małe źródła w służbę KSE, który zainteresowany jest przede wszystkim powstawaniem wielkich elektrowni systemowych? Jest to kolejne z pytań polskiej energetyki, które szuka swojej odpowiedzi. I pewnie jeszcze długo będzie szukać.
