Spis treści
Sytuacji polskiego ciepłownictwa, zwłaszcza tego samorządowego w małych i średnich miastach, nie trzeba diagnozować. Ta diagnoza jest znana od lat: uzależnienie od węgla, brak pieniędzy na inwestycje oraz domyślny kierunek transformacji energetycznej z gazem ziemnym jako paliwem przejściowym w roli głównej.
Ostatnie kilka kwartałów wywróciło całą energetykę do góry nogami, co postawiło komunalne ciepłownictwo w jeszcze trudniejszej sytuacji. Problemem stały się nie tylko ceny węgla, ale również jego dostępność. Do tego bardzo wysoki koszt uprawnień do emisji CO2 oraz kiepskie perspektywy gazu ziemnego, który ze swego rodzaju dźwigni transformacji transformacji stał się największym energetycznym problemem Unii Europejskiej.
O tych kwestiach pisaliśmy szeroko na łamach portalu WysokieNapiecie.pl w artykule pt. Biedne ciepłownie patrzą na rząd. Opisywaliśmy też m.in. przypadek ciepłowniczej spółki Energetyka Cieszyńska, która była bliska upadku.
Zobacz więcej: To może być pierwszy bankrut z powodu cen węgla i CO2
Nie będzie zimnych kaloryferów. Tauron uratuje ciepłowniczą spółkę
Transformacja w czasach kryzysu
Jak wobec tego przeprowadzić transformację ciepłownictwa w sytuacji, gdy przed tegorocznym sezonem grzewczym podstawowym problemem było przede wszystkim to, czy ciepło w ogóle popłynie do odbiorców? A jeśli popłynie, to czy ludzi będzie stać na jego zakup?
Zmasowana akcja importu węgla z innych kierunków niż Rosja przez PGE i Węglokoks, gwarancje państwowych banków dla spółek ciepłowniczych na zakup paliwa oraz rekompensaty dla wytwórców ciepła na pokrycie kosztów powyżej cen ustalonych w rządowej ustawie mrożącej ceny ciepła sieciowego dla gospodarstw domowych – to ratunkowe działania rządu na sezon grzewczy 2022/2023.
Co będzie dalej? Bez konsekwentnej strategii państwa i ogromnych pieniędzy na inwestycje w kolejnych latach będą pewnie potrzebne kolejne awaryjne i doraźne działania. Tymczasem zaprezentowany pod koniec maja przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska projekt „Strategii dla ciepłownictwa do roku 2030 z perspektywą do 2040 r.” podtrzymuje scenariusz transformacji opartej przede wszystkim na gazie.
Z kolei perspektywy dla finansów publicznych są mało optymistyczne, bo w obliczu gospodarczej recesji państwo bierze na siebie dźwiganie kosztów związanych z łagodzeniem kryzysu energetycznego, choć ledwo co zaciągało długi na ratowanie gospodarki w pandemicznych lockdownach. Do tego dochodzą koszty wprowadzonych w minionych latach transferów socjalnych i zablokowany dostęp do nowych środków unijnych z powodu sporu z Komisją Europejską o zasady praworządności.
Niemniej są tacy, którzy próbują przecierać alternatywne ścieżki transformacji polskiego ciepłownictwa. Wiosną tego roku ruszyły dwa ciepłownicze przedsięwzięcia w ramach programów prowadzonych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju (NCBR) – powstają w nich tzw. demonstratory technologii.
Pierwszy to „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE”, w ramach którego w liczącym ok. 16 tys. mieszkańców Lidzbarku Warmińskim – na terenie należącym do grupy Veolia – prace prowadzi spółka Euros Energy. Planowany do osiągnięcia udział energii z odnawialnych źródeł w nowej ciepłowni to ponad 90 proc.
Natomiast druga inwestycja, dotycząca programu „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”, powstaje w 19-tysięcznym Sokołowie Podlaskim. Tam na wykonawcę wybrano konsorcjum, które tworzą spółki ECN, warszawska Energotechnika, Instytut Certyfikacji Emisji Budynków, Biogas East oraz Przedsiębiorstwo Usług Inżynieryjno-Komunalnych. To ostatnie jest właścicielem tamtejszego systemu ciepłowniczego. Zakładany udział OZE w produkcji nowego obiektu to 95 proc.
Te ciepłownicze programy to dwie z siedmiu inicjatyw NCBR, związanych z unijną strategią Zielonego Ładu. Są one współfinansowane ze środków Programu Inteligentny Rozwój 2014–2020. Pozostałe to: „Budownictwo efektywne energetycznie i procesowo”, „Oczyszczalnia przyszłości”, „Innowacyjna biogazownia”, „Magazynowanie energii elektrycznej”, „Magazynowanie Ciepła i Chłodu”, „Wentylacja dla szkół i domów” oraz „Technologie domowej retencji”.
Efekt uświęca finansowe środki
Wojciech Racięcki, dyrektor Dział Rozwoju Innowacyjnych Metod Zarządzania Programami w NCBR, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl podkreślił, że projekty ciepłownicze należą do grupy kilkunastu zadań, prowadzonych według metodologii innej niż standardowa.
– Zazwyczaj jest tak, że firmy zgłaszają swoje projekty w naborach w ramach tzw. szybkiej ścieżki lub innych programów i są one akceptowane lub odrzucane. My działamy w odwrotnej konwencji: wskazujemy to, jaki efekt chcemy uzyskać lub jaką technologię chcemy stworzyć. Ustalamy więc wyzwanie dla rynku – parametry konkursowe, a wykonawcy rywalizują między sobą, aby stworzyć najlepsze rozwiązanie. Oczekujemy, że wskazane pomysły przyniosą skokową zmianę. Płacimy natomiast za rzeczywiście zrealizowane zadania – opowiada Racięcki.
Zatem – jak podkreślił dyrektor – bez efektów nie ma pieniędzy. To sprawia, że do programów przystępują tylko ci wykonawcy, którzy mają realne możliwości wykonania projektów.
Paweł Zienowicz, ekspert operacyjny NCBR dodał, że projekty w Lidzbarku Warmińskim i Sokołowie Podlaskim to zadania integracyjne, w których nie wymagano od wykonawców, aby opracowali nowe, innowacyjne urządzenia czy technologie. W przypadku tych projektów nie było na to czasu.
– Wykonawcy mogą korzystać z dowolnych urządzeń i technologii, które są już sprawdzone przez rynek – zarówno polskich, jak i zagranicznych. Liczy się efekt, który uzyskają dzięki ich integracji i optymalizacji – powiedział nam Zienowicz.
Wojciech Racięcki podkreślił, że projekty ruszały na długo przed wojną na Ukrainie. Dlatego wówczas mogło budzić zdziwienie to, że NCBR chce na ich przykładzie pokazać możliwość pominięcia gazu ziemnego w transformacji ciepłownictwa na drodze do OZE. Do tego bez spalania biomasy.
– W realiach obecnego kryzysu energetycznego jeszcze bardziej widać, że te projekty mogą być nadzieją dla ciepłownictwa komunalnego – stwierdził Racięcki.
Harmonogram obu inwestycji jest napięty, ale Aneta Więcka – kierownik projektów z ramienia NCBR – zapewnia, że prace toczą się zgodnie z planem.
W Lidzbarku Warmińskim trwają już odwierty pod niskotemperaturowy magazyn ciepła typu BTES (Borehole Thermal Energy Storage). W Sokołowie Podlaskim – poza pracami na terenie elektrociepłowni – potrzebna jest jeszcze budowa biogazowni oraz bio-gazociągu i linii SN do elektrociepłowni.
– W zadaniach dotyczących ciepłowni i elektrociepłowni – podobnie jak we wszystkich projektach związanych z Zielonym Ładem – zwiększyliśmy budżety. Przyczyną jest wzrost kosztów wywołany skutkami pandemii i wojny w Ukrainie. Aktualny budżet dla elektrociepłowni wynosi 53,8 mln zł brutto, a ciepłowni 47,8 mln brutto – poinformowała Aneta Więcka portal WysokieNapiecie.pl.
– Projekty muszą zostać zrealizowane do końca 2023 r., ponieważ tego wymagają procedury dotyczące rozliczenia funduszy unijnych. Zatem oba demonstratory w kolejnym sezonie grzewczym 2023/2024 powinny już pracować i będą mogły sprawdzić się w praktyce – dodała.
Zielony gaz zamiast węgla
Adolf Mirowski, prezes Instytutu Certyfikacji Emisji Budynków, wchodzącego w skład konsorcjum w Sokołowie Podlaskim, w rozmowie z naszym portalem przyznał, że harmonogram inwestycji stanowi wyzwanie.
– Czas na budowę elektrociepłowni jest bardzo krótki. Niektóre z komponentów technologicznych obiektu będą stanowiły gotowe moduły, które zostaną dostarczone na plac budowy. Kluczowe urządzenia technologiczne to m.in. pompy ciepła, biogazownia oraz biogazowy moduł kogeneracyjny – powiedział Mirowski.
– Nadrzędnym celem projektu jest osiągnięcie wysokiego udziału OZE w rocznym, łącznym bilansie energii elektrycznej oraz ciepła wytwarzanych w elektrociepłowni. Wierzymy, że demonstrator udowodni słuszność naszego rozwiązania – dodał.
Na potrzeby demonstratora skonfigurowany zostanie wydzielony obieg, którego zapotrzebowanie na ciepło to ok. 40 proc. zapotrzebowania pełnej sieci miejskiej.
Mirowski podkreślił, że opracowany demonstrator cechuje się wysokim stopniem skalowalności i replikowalności. To oznacza, że wykonawca na potrzeby inwestora może optymalizować dobór i parametry komponentów, aby zachować walory funkcjonalne i eksploatacyjne całości rozwiązania w kontekście uwarunkowań lokalnych. Najważniejszym parametrem jest zapewnienie wysokiego udziału wykorzystania OZE przy niskim koszcie eksploatacji.
– Zakładaliśmy, że nasze rozwiązanie będzie tańsze w eksploatacji niż elektrociepłownia węglowa. Sytuacja na rynku paliw może tę opłacalność znacznie podnieść w stosunku do pierwotnych założeń. Niemniej układ technologiczny demonstratora przewiduje też możliwość wykorzystania w razie konieczności gazu ziemnego do awaryjnego opalania źródła szczytowego – wskazał Mirowski.
– Elektrociepłownia zostanie wybudowana i uruchomiona do końca 2023 r. Funkcjonalność, zarządzanie i opłacalność tego rozwiązania będzie można wstępnie ocenić po sezonie grzewczym w kwietniu 2024 r. Będzie można ją porównać wówczas z innymi tradycyjnymi technologiami stosowanymi w elektrociepłowniach pracujących na potrzeby lokalnych systemów ciepłowniczych – zaznaczył.
Rolnictwo energetyczne
Rozwiązanie opracowane dla Sokołowa Podlaskiego bazuje na bezpośrednim wykorzystaniu biogazu, ale obejmuje też wytwarzanie biometanu. Dzięki temu jest możliwe do zastosowania również w ciepłownictwie w regionach rolniczych, w których istnieje duży potencjał rozwoju produkcji biogazu i biometanu.
– Ta koncepcja dobrze wpisuje się w proces rozwoju energetyki rozproszonej, bazując na lokalnym paliwie, produkowanym z odpadów rolniczych, spożywczych oraz przemysłowych – w zależności od dostępnych substratów – powiedział Mirowski.
Zobacz też: Gaz z Rosji moglibyśmy łatwiej porzucić dzięki rolnikom
Zwrócił przy tym uwagę, że konkretna implementacja rozwiązania technicznego elektrociepłowni musi zostać dopasowana do uwarunkowań danej lokalizacji.
– Minęły już czasy, gdy w systemach ciepłowniczych stosowano szablonowe rozwiązania wymuszone dostępnością wyłącznie kilku typów kotłów węglowych. Teraz dla każdej elektrociepłowni trzeba indywidualnie analizować możliwości wykorzystania różnych źródeł OZE, pomp i magazynów ciepła oraz innych rozwiązań podnoszących efektywność układów technologicznych – stwierdził Mirowski.
Dotychczasowe sposoby budowania systemów ciepłowniczych spowodowały, że wiele z nich jest przewymiarowanych w stosunku do realnych potrzeb. Dlatego, jak podkreślił Mirowski, wyzwaniem jest obniżenie temperatury w sieciach ciepłowniczych, która w polskich systemach zazwyczaj wynosi ok. 100/70 stopni Celsjusza, podczas gdy dąży się do uzyskania nie więcej niż 70/30 stopni. Regulacja przepływu w polskich sieciach ciepłowniczych to kolejne wyzwanie.
– W Danii – w kraju uznawanym w sektorze ciepłownictwa za najbardziej zaawansowany – transformacja sieci wysokotemperaturowej do niskotemperaturowej, czyli 70/30 stopni Celsjusza, zajęła ponad 20 lat. Jednym z kluczowych czynników tej transformacji było i jest nadal uzależnienie ceny ciepła od temperatury powrotu u każdego odbiorcy przyłączonego do sieci ciepłowniczej – wskazał Mirowski.
Ciepłownictwo z pompą
W Lidzbarku Warmińskim nowa ciepłownia ogrzeje budynki na osiedlu Astronomów. Kamil Kwiatkowski, dyrektor ds. projektów badawczych w spółce EurosEnergy, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl wskazał, że w przygotowywanych przez spółkę rozwiązaniach dla ciepłownictwa zwykle występują pompy ciepła oraz gruntowy wymiennik ciepła.
W przypadku Ciepłowni Przyszłości powstanie też szczelny, izolowany basen nad gruntowym wymiennikiem ciepła. Oba pełnią funkcję sezonowych magazynów ciepła. Całość uzupełnią hybrydowe kolektory słoneczne PVT, produkujące jednocześnie energię elektryczną i cieplną.
– Jeszcze kilka lat temu nikt nie wierzył w wykorzystanie pomp ciepła w ciepłownictwie komunalnym. Wraz z ogłoszeniem programu przez NCBR pojawiła się szansa, aby udowodnić, że jest to wykonalne i sensowne. System ciepłowniczy Lidzbarka Warmińskiego stwarza bardzo dobre warunki, aby taki demonstrator powstał. W przeszłości opracowywaliśmy koncepcje dla grupy Veolia, co ułatwiło współpracę również w tym przypadku – skomentował Kwiatkowski.
Zobacz także: Pompy ciepła mają wielką przyszłość. Także w miejskich sieciach
Zaznaczył przy tym, że rozwiązanie powstające w ramach demonstratora nie jest tanie, co wiąże się też z bardzo wysokim udziałem wykorzystania OZE, na poziomie wynoszącym ponad 90 proc.
– Można jednak też przygotować rozwiązania z udziałem OZE na poziomie 70-80 proc. lub jeszcze mniej, które będą bardziej dopasowane do potrzeb i możliwości finansowych innych klientów. W praktyce jest tak, że to właśnie te ostatnie procenty OZE, bliskie 100 proc., są najdroższe w realizacji – wskazał Kwiatkowski.
– Takie pomysły jak zastosowane w Ciepłowni Przyszłości są też dobrym rozwiązaniem do lokowania na końcówkach sieci ciepłowniczych, gdzie efektywność systemu jest o wiele niższa z powodu strat przesyłowych – dodał.
Na etapie przygotowania projektu EurosEnergy założyło, że rozwiązanie spółki w eksploatacji nie będzie droższe niż źródło ciepła oparte na węglu czy gazie. Wzrost cen tych paliw sprawia, że korzyści z dużego poziomu wykorzystania OZE powinny być znacznie większe. Dokładne dane dotyczące kosztów operacyjnych będzie można poznać, gdy ciepłownia zacznie już działać.
– Trzeba też pamiętać, że choć źródła o mocy poniżej 20 MW są aktualnie zwolnione z opłat za emisję CO2, to regulacje unijne zmierzają w kierunku rozszerzania systemu ETS. Dlatego wykorzystanie OZE w ciepłownictwie zmniejsza ryzyko ponoszenia kosztów emisji CO2 w przyszłości – ocenił Kwiatkowski.
Dodał, że ważnym kierunkiem w rozwoju ciepłownictwa – zwłaszcza w większych miastach – jest także wykorzystanie ciepła odpadowego. Dotyczy to głównie zakładów przemysłowych, ale też takich obiektów jak serwerownie. Euros Energy pracuje już nad rozwiązaniami, które mają pozwolić wykorzystać potencjał ciepła odpadowego.
Pomysłów nie brakuje, ale czy będzie kasa?
Dokumentacja projektów w Lidzbarku i Sokołowie oraz pozostałych kilkunastu rozwiązań, które uczestniczyły w pierwszych etapach programów, zostały niedawno opublikowane przez NCBR na stronach dotyczących ciepłowni oraz elektrociepłowni.
Jak zapewnił Wojciech Racięcki, firmy ciepłownicze będą mogły z nich bezpłatnie korzystać i wybrać taki model inwestycji, który będzie najlepiej odpowiadał specyfice ich działalności, czy też lokalnym uwarunkowaniom, np. możliwościom wykorzystania biogazu, biometanu, wodoru lub konkretnego źródła OZE.
– Projekty, które w każdym z konkursów zajęły czołowe miejsca, pod względem uzyskanych wyników były do siebie zbliżone. Realizujemy tylko po jednym demonstratorze w każdym z konkursów, ponieważ takie możliwości dawał nam budżet, choć bardzo dobre rezultaty osiągnęli prawie wszyscy wykonawcy. Być może w ramach nowej perspektywy finansowej UE uda się znaleźć środki dla sfinansowania dodatkowych kilku projektów – wyraził nadzieję Racięcki.
Ponadto – jak dodał – NCBR pracuje nad kolejnym programem, który tym razem będzie dotyczył ciepłownictwa rozproszonego, czyli przeznaczonego dla lokalizacji pozbawionych sieci ciepłowniczych. Chodzi zatem o wykorzystanie m.in. pomp ciepła i magazynów ciepła. Takie inwestycje mogą być później realizowane np. w modelu ESCO (Energy Service Company).
– Podpisaliśmy umowę o współpracy z NFOŚiGW, w ramach której Fundusz może przyjąć rezultaty naszych projektów jako benchmark do swoich reguł finansowania. Zatem, jeśli wskazujemy, że jest możliwe ciepłownictwo oparte wyłącznie o OZE, wtedy NFOŚiGW może np. przyjąć w swoich projektach wymaganie, aby wnioskodawcy osiągali pewien pułap OZE w inwestycjach, np. 80 proc. – wskazał Racięcki.
– Podpisaliśmy też umowę z Polskim Funduszem Rozwoju, której celem jest wspieranie zielonych technologii. Mamy nadzieję, że instytucje publiczne będą chętnie korzystały z rezultatów prowadzonych przez nas prac badawczo-rozwojowych – zaznaczył.
Również Kamil Kwiatkowski z EurosEnergy podkreślił, że kluczowe dla transformacji ciepłownictwa jest stworzenie finansowych mechanizmów wsparcia inwestycji.
– Jeśli chcemy zwiększać potencjał polskich dostawców rozwiązań OZE dla ciepłownictwa, to potrzebne jest także wsparcie dla rozwoju innowacyjnych polskich producentów, którzy obecnie prowadzą działalność na małą lub średnią skalę. Dotyczy to chociażby dynamicznie rosnącego rynku pomp ciepła – powiedział Kwiatkowski.
Zobacz więcej: Europejski wyścig o pompy ciepła. Czy Polska wykorzysta swoją szansę?
Natomiast Adolf Mirowski z Instytutu Certyfikacji Emisji Budynków stwierdził, że warto wzorce i doświadczenia z takich krajów jak Dania przenieść do Polski, bo to umożliwi masowe i efektywne wykorzystanie OZE w ciepłownictwie systemowym.
– Zmiany wymagają prowadzenia odpowiedniej polityki państwa oraz uruchomienia mechanizmów finansowych, które będą w wystarczającym stopniu wspierały transformację ciepłownictwa w kierunku OZE. W pierwszej kolejności mogą to być rozwiązania wytyczające kierunek transformacji, a zaprojektowane w ramach ciepłowniczych programów NCBR – podsumował Mirowski.
O tym, czy przedsięwzięcia w Sokołowie Podlaskim i Lidzbarku Warmińskim okażą się sukcesem, przekonamy się już za kilkanaście miesięcy. Czas pokaże, czy ten sukces państwo będzie w stanie wykorzystać. Przykład innego, zakończonego sukcesem programu NCBR, a mianowicie szeroko opisywanego niedawno na naszych łamach programu „Bloki 200+” dla dla elektrowni węglowych pokazuje, że niestety jest to takie oczywiste…
Zobacz więcej: Modernizacja elektrowni węglowych leży odłogiem
