Spis treści
Zgodnie ze zaktualizowaną unijną dyrektywą EED, od 1 stycznia 2028 r. wymóg udziału energii odnawialnej w cieple wprowadzanym do sieci będzie wynosił co najmniej 5 proc., by możliwe było spełnienie kryteriów efektywnego systemu ciepłowniczego.
Z biegiem lat kryteria związane z wykorzystaniem OZE, ciepła odpadowego i wysokosprawnej kogeneracji będą stopniowo zaostrzane. Jednocześnie zreformowany system handlu uprawnieniami do emisji CO2 będzie coraz mocniej obciążał emisyjne źródła wytwarzania energii – paliwa kopalne, biomasę, która nie będzie pozyskiwana w sposób zrównoważony, a z czasem prawdopodobnie także odpady komunalne.
Według statystyk prowadzonych przez Urząd Regulacji Energetyki, udział OZE w koncesjonowanym ciepłownictwie (systemy powyżej 5 MW) rośnie, ale dosyć powoli. Zgodnie z ostatnimi dostępnymi danymi, które obejmują 2022 r., źródła odnawialne miały w ogólnym miksie energetycznym branży udział wynoszący niespełna 13 proc. Dla porównania w 2002 r. było to blisko 3 proc.
Za OZE w ciepłownictwie odpowiada przede wszystkim biomasa, a do tego dochodzi biogaz oraz geotermia. O tej ostatniej pisaliśmy w artykule pt. Geotermia w Polsce powoli wchodzi do systemów ciepłowniczych. Wyzwaniem będzie natomiast elektryfikacja ciepła sieciowego, m.in. dzięki wykorzystaniu wielkoskalowych pomp ciepła.
Zobacz więcej: Pompy ciepła na ratunek ciepłownikom
W ostatnim czasie dobiegły też końca dwa projekty prowadzone przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju: „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” w Sokołowie Podlaskim oraz „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE” w Lidzbarku Warmińskim. Pierwszy z nich dotyczył biogazu, a drugi elektryfikacji. Szerzej o tych inwestycjach pisaliśmy niedawno w artykule pt. Zielone ciepłownictwo bez biomasy. Dwa projekty gotowe i będą następne.
Resort klimatu zapowiada zieloną strategię
Do projektów z Sokołowa i Lidzbarka odnosiła się również Urszula Zielińska, wiceminister klimatu odpowiedzialna za ciepłownictwo, podczas posiedzenia podkomisji stałej ds. transformacji energetycznej, OZE i energetyki jądrowej, które odbyło się 21 marca. Obrady dotyczyły prac nad aktualizacją dokumentów strategicznych, w tym „Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040”.
– Chcielibyśmy dla ciepłownictwa wyznaczyć ścieżkę transformacji w kierunku wykorzystania OZE bez wchodzenia w gaz – mówiła Zielińska, dodając, że obecnie samorządy są pozostawione same sobie w planowaniu transformacji systemów ciepłowniczych. Jednocześnie wciąż wiele programów wsparcia prowadzonych przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej dotyczy właśnie wykorzystania gazu.
Zielińska informowała, że w ciągu kilku tygodni NFOŚGW powinien ruszyć program „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa”, który jest finansowany kwotą 2 mld zł z Funduszu Modernizacyjnego. Z tej kwoty 570 mln zł mają stanowić dotacje, a reszta pożyczki. Jego uruchomienie jest wyczekiwane od dawna, a kolejne terminy rozpoczęcia naboru wniosków nie dochodziły do skutku. Możliwe, że wpływ na to miały ostatnie zmiany w zarządzie NFOŚGW, który dopiero w połowie marca w pełni obsadzono.
Program będzie mógł wspierać projekty, z których co najmniej 70 proc. ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce OZE w roku kalendarzowym zostanie wprowadzone do publicznej sieci ciepłowniczej. Wsparcie będzie można pozyskać na pompy ciepła, kolektory słoneczne, geotermię oraz magazyny energii i ciepła.
Wiceminister klimatu wskazała, że kolejne programy wsparcia będą dotyczyć przede wszystkim OZE, a przy konstruowaniu Strategii dla ciepłownictwa mają zostać wykorzystane doświadczenia z „bardzo zachęcających” i „robiących wrażenie” projektów NCBR w Lidzbarku i Sokołowie. Zielińska stwierdziła, że tam udało się przeprowadzić transformację, bo był na to odpowiedni plan oraz finansowanie.
To właśnie pieniądze są kluczowe, ponieważ koszty dekarbonizacji ciepłownictwa już od dłuższego czasu są szacowane nie w dziesiątkach, a setkach miliardów złotych. W programach badawczo-rozwojowych, takich jak Lidzbark i Sokołów, NCBR mogło w całości sfinansować projekty. Natomiast w choćby wskazanym wcześniej programie „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa” bezzwrotne dotacje będą obejmować tylko nieco ponad 1/4 środków z przewidzianych 2 mld zł.
Strategię dla ciepłownictwa resort klimatu ma przygotować do końca 2024 r. Wcześniej mają zostać przedstawione finalne wersje dwóch kluczowych dokumentów, z którymi ciepłownicza strategia ma być spójna, czyli Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu oraz Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. Mają one być gotowe kolejno do końca czerwca oraz września.
Zobacz także: Plan transformacji energetycznej Polski trafił do Brukseli
Najpierw diagnoza, potem inwestycje
Strategia dla ciepłownictwa jest zapowiadana już od kilku lat, a jej wstępny projekt do konsultacji publicznych przedstawiono blisko dwa lata temu. Było to parę miesięcy po agresji Rosji na Ukrainę, która mocno zmieniła postrzeganie gazu – również na poziomie polityki Unii Europejskiej.
W projekcie tego nie uwzględniono, więc transformacja sektora mieniła się tam przede wszystkim w błękitnym kolorze. Patrząc na zapowiedzi wiceminister Zielińskiej należy się zatem spodziewać, że teraz resort doda strategii zielonych barw. Terminy związane z efektywnymi systemami ciepłowniczymi są jednak nieubłagane, więc nawet jeśli resort przygotuje ciepłownikom strategię do końca tego roku, to czasu na inwestycje zostanie już niewiele. Dlatego wielu nie czeka już na rządowe dokumenty.
– Widzimy duże zainteresowanie OZE z strony przedsiębiorstw ciepłowniczych. Świadomość nieuchronności transformacji energetycznej wzrosła na tyle, że wiele firm nie odkłada już na później analiz co do możliwych ścieżek dekarbonizacji – chociażby do momentu uruchomienia kolejnych programów wsparcia – wskazuje Mariusz Twardawa, ekspert Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO).
W rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl podkreślił, że odciąganie w czasie przygotowań stwarza dodatkowe ryzyko kumulacji inwestycji w sektorze. To będzie natomiast skutkowało ograniczonym dostępem do wykonawców i dostawców, co z kolei ma wpływ na wzrost kosztów.
Co zatem mają zrobić przedsiębiorstwa ciepłownicze z małych i średnich miast, które stają przed koniecznością dekarbonizacji? Twardawa wyjaśnia, że najpierw powinny dokładnie zdiagnozować stan wyjściowy infrastruktury. Przede wszystkim chodzi o stan techniczny istniejących źródeł wytwórczych oraz sieci, ale również potencjalnie przyłączenia nowych odbiorców.
Wiele systemów ciepłowniczych jest przewymiarowanych w stosunku do obecnych potrzeb, gdyż powstawały w całkowicie odmiennych realiach demograficznych oraz technicznych. Jednocześnie zapotrzebowanie na ciepło spadło m.in. dzięki termomodernizacji oraz modernizacji sieci.
– Fakt, że sieci cieplne są przewymiarowane powoduje, że akumulują znaczne ilości ciepła, stając się również w pewnym sensie magazynem ciepła. Niestety, jeśli są to stare i nieefektywne sieci, powoduje to znaczne straty – podkreśla Twardawa.
Tłumaczy przy tym, że historycznie sieci ciepłownicze w Polsce były projektowane na wysokich parametrach – 130 stopni Celsjusza dla zasilania odbiorców oraz 70 stopni przy powrocie czynnika grzewczego. W magazynach ciepła można osiągnąć temperaturę 90 stopni, więc w nowoczesnych systemach, m.in. w Skandynawii, temperatury w sieciach nierzadko wynoszą 70 stopni lub mniej.
– Z drugiej strony, gdy w 2023 r. badaliśmy wybrane sieci w Polsce, to okazało się, że w wielu lokalizacjach temperatury zasilania nie przekraczały 100 stopni w ciągu całego sezonu grzewczego. Granicą obniżania temperatury w sieci jest więc zapewnienie komfortu cieplnego odbiorcom, a nie historyczne założenia projektowe dla ciepłowni – stwierdza ekspert IEO.
Jak dodaje, ważna jest świadomość lokalnych uwarunkowań, gdyż racjonalne do zagospodarowania mogą być lokalnie dostępne paliwa jak biomasa, biogaz czy odpady komunalne, a przede wszystkim powszechnie dostępne zasoby energii słonecznej i wiatrowej.
Do tego dochodzą źródła ciepła odpadowego, a także już istniejące źródła OZE, posiadane przez inne spółki komunalne. Takie jak przykładowo instalacje fotowoltaiczne, czy biogazownia należąca do przedsiębiorstwa gospodarki odpadami czy miejskich wodociągów i kanalizacji. Mogą one dysponować nadwyżkami produkowanej energii ponad swoje potrzeby własne.
Kluczowa jest także dostępność gruntów, gdyż panele fotowoltaiczne, kolektory słoneczne, a także magazyny ciepła wymagają odpowiedniej powierzchni pod inwestycje.
– Na obecnym etapie rozwoju energetyki odnawialnej firmy ciepłownicze muszą zakładać posiadanie własnych źródeł OZE, gdyż dostępność niezbilansowanego, taniego pasma zielonej energii w sieci jest zbyt mała, aby zaspokoić całkowite zapotrzebowanie. Dlatego budowa magazynów ciepła jest konieczna – zarówno z uwagi na wykorzystanie energii z własnych źródeł, jak i nadwyżek energii z OZE, które okresowo pojawiają się w sieci – zaznacza Twardawa.
– Źródła OZE – fotowoltaiczne lub wiatrowe – nie muszą oczywiście być położone tuż obok istniejącego zakładu ciepłowniczego. Natomiast kolektory słoneczne powinny być ulokowane blisko magazynu ciepła, aby uniknąć konieczności rozbudowy sieci ciepłowniczej, co rodzi kolejne problemy z dostępnością gruntów w terenie miejskim – dodaje.
Ile tego OZE nam naprawdę potrzeba?
Po wstępnej diagnozie ciepłownicy powinny dokonać bilansu źródeł istniejących i planowanych pod kątem osiągnięcia wymogów efektywnego systemu ciepłowniczego. Na obecnym etapie transformacji nie jest konieczne całkowite wyeliminowanie istniejących źródeł opartych na paliwach kopalnych.
Oparcie się w 100 proc. na OZE byłoby niemożliwe do udźwignięcia pod względem kosztów, zwłaszcza biorąc pod uwagę ogólną kondycję finansową sektora ciepłowniczego. Poziom 90 proc. energii z OZE do produkcji ciepła, czyli taki jak osiągnięto dzięki NCBR w Lidzbarku i Sokołowie, to obecnie zbyt wysoki cel dla przedsiębiorstw ciepłowniczych.
– Dobry cel na początek to 50 proc. Zwiększanie udziału OZE powinno następować stopniowo wraz z rosnącymi wymaganiami dla efektywnych systemów ciepłowniczych. Wcześniej można przygotować odpowiednie grunty pod kolejne inwestycje w nowe moce wytwórcze – wskazuje Twardawa.
Dodaje przy tym, że z czasem należy też oczekiwać spadku cen technologii, co pozwoli taniej osiągnąć końcowe procenty udziału OZE w produkcji ciepła, które są najdroższe. Natomiast część dotychczasowych źródeł na paliwa kopalne jeszcze przez wiele lat może być potrzebna – nawet przy wysokim udziale OZE – jako źródła szczytowe.
Jednocześnie przedsiębiorstwo ciepłownicze musi też analizować możliwość bilansowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
Posiadanie własnych źródeł OZE będzie pozwalało podejmować decyzje, czy w danym momencie bardziej opłaca się wykorzystać własną energię do ładowania magazynu ciepła, czy do sprzedawania energii na rynku. Z drugiej strony przedsiębiorstwo będzie miało możliwość zagospodarowania tanich nadwyżek zielonej energii, gdy takie będą się pojawiać w KSE.
Inna możliwość dostępna dzięki magazynowi ciepła – jak wyjaśnia ekspert IEO – to wykorzystanie ciepła z kogeneracji. Przedsiębiorstwa ciepłownicze, które produkują energię elektryczną w kogeneracji, zazwyczaj wykorzystują tylko małą część ciepła latem na potrzeby dostarczania ciepłej wody. Wówczas niewykorzystane ciepło może służyć do ładowania magazynu na sezon grzewczy.
– Mając wszelkie potrzebne dane wyjściowe musimy dokonać modelowania pracy systemu ciepłowniczego. W przypadku wykorzystania niestabilnych źródeł OZE wymaga to symulacji godzina po godzinie, gdyż nie możemy sobie pozwolić na brak energii przy braku słońca czy wiatru. Na to należy zwrócić szczególną uwagę na etapie opracowywania studiów wykonalności i projektowania całego systemu ciepłowniczego nowej generacji – podkreśla Twardawa.
– Nie są to proste analizy i wymagają symulacji komputerowych, pozwalających opracować odpowiednie algorytmy predykcji. Takich, które nie tylko zaplanują pracę instalacji w zależności od prognozy pogody, ale też będą decydowały o tym, w jaki sposób dokonywać zakupu i sprzedaży energii elektrycznej, aby w końcowym rozrachunku osiągnąć jak najlepszą sprawność i korzyść ekonomiczną – dodaje.
Elektrody rozwiązaniem na zimowe chłody
Zdaniem Twardawy przy systemach ciepłowniczych wykorzystujących energię z OZE powinno się dążyć do tego, aby podstawą był sezonowy magazyn ciepła wraz z rozwiązaniami greenPower2Heat.
– W przyszłości źródłem szczytowym będzie mógł być również kocioł elektrodowy, choć na razie jest rozwiązanie uzależnione od nadwyżek własnej lub kupionej energii. Występujące obecnie obniżenia produkcji energii z OZE mogłyby z powodzeniem magazynowane w postaci ciepła – mówi Twardawa.
Dla przykładu, według jego wyliczeń, ilość energii z OZE, jaka 10 marca nie została wyprodukowana ze względu na nierynkowe redysponowanie, wystarczyłaby na pełne naładowanie kilku sezonowych magazynów ciepła dla średniej wielkości miast, co z kolei wystarczyłoby na większość sezonu grzewczego.
Jako pierwsza w kotły elektrodowe w Polsce zainwestowała PGE w Gdańsku. W 2022 r. uruchomiono tam kotłownię rezerwowo-szczytową, w której obok dwóch kotłów olejowo-gazowych o mocy 30 MWt każdy znajdują się też dwa kotły elektrodowe o mocy 35 MWt każdy. Inwestycja kosztowała 80 mln zł.
W 2023 r. kotły elektrodowe przepracowały tam łącznie 1312 godzin, z czego przez 859 były zasilane z kogeneracji, a pozostałe 453 bilansując nadwyżki energii z KSE podczas dużej generacji źródeł OZE. Dzięki temu uniknięto spalenia 1500 ton węgla oraz emisji 3200 ton CO2. Mimo tego wytworzone w ten sposób ciepło nie może być zaliczone jako wyprodukowane z OZE.
W odpowiedzi na pytania portalu WysokieNapiecie.pl biuro prasowe PGE tłumaczy, że w aktualnym stanie prawnym takie ciepło nie jest zaliczane jako OZE, gdyż kotły nie są zasilane linią bezpośrednią ze źródła odnawialnego, np. morskiej farmy wiatrowej.
– Wraz z projektowanym na poziomie europejskim rozwojem elektryfikacji ciepłownictwa i wykorzystaniem kotłów elektrodowych w ciepłownictwie systemowym zakłada się konieczność wprowadzenia zmian w porządku prawnym, tak aby ciepło wytworzone z energii elektrycznej, posiadającej świadectwa pochodzenia, można było zaliczyć jako ciepło OZE – informuje spółka.
– Dodatkowo, należy zwrócić uwagę na fakt, iż kotły elektrodowe na dzisiaj nie są ujęte w taksonomii, co również wpływa na potencjał rozwoju tej technologii. Brak ujęcia taksonomicznego może znacząco wpływać na możliwości pozyskania preferencyjnego finansowania dla inwestycji – podkreśla.
„Taksonomią” nazywa się popularnie unijną dyrektywę określającą pożądane z punktu widzenia klimatu projekty dla instytucji finansowych, które mają je kredytować. „Taksonomia” nie zakazuje jednak wprost kredytowania przedsięwzięć innych niż wymienione w dyrektywie.
Obecnie PGE buduje kotłownię szczytowo-rezerwową w Bydgoszczy o mocy ponad 70 MWt, z czego 25 MWt przypada na kocioł elektrodowy. Przedsięwzięcie ma być gotowe w 2025 r. Spółka analizuje też kolejne inwestycje w perspektywie do 2030 r., m.in. w Gdyni, Krakowie i Wrocławiu. Będzie to jednak uzależnione od dostępnych mocy przyłączeniowych do sieci dystrybucyjnej.
– Obecnie trwają prace analityczne związane z określeniem potencjału przyłączy energetycznych umożliwiających zabudowę kotłów elektrodowych we wszystkich lokalizacjach PGE Energia Ciepła – tłumaczy spółka.
Bez gazu na razie będzie trudno się obejść
Największe firmy ciepłownicze skupia Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych (PTEZ). Dorota Jeziorowska, dyrektor PTEZ, powiedziała w rozmowie z naszym portalem, że kotły elektrodowe to kluczowa technologia dla elektryfikacji dużych systemów ciepłowniczych.
– Aktualnie bywają one postrzegane jako sposób na zagospodarowanie nadwyżek energii elektrycznej w KSE, gdy dochodzi do dużej generacji ze źródeł OZE. Długoterminowo dla dużych systemów ciepłowniczych ważne będzie, aby kotły elektrodowe nie były wykorzystywane w sposób incydentalny w momencie wystąpienia nadwyżek energii w KSE, tylko pozwalały na dostarczenie określonego wolumenu ciepła z OZE. Takiego, który będzie potrzebny do spełnienia wymogów efektywnego systemu ciepłowniczego – wskazuje Jeziorowska.
– Wraz z budową kotłów elektrodowych, czy też pomp ciepła, w przyszłości będzie potrzebna też budowa wielkoskalowych magazynów ciepła. Można sobie wyobrazić, że będą one powstawać chociażby w miejscach, gdzie dawniej znajdowały się place składowe węgla. Z pewnością wyzwaniem będą koszty takich magazynów, które pozostają wysokie, a także możliwości pozyskania wsparcia na ich budowę – dodaje.
W dużych systemach ciepłowniczych inwestycje w kogenerację gazową są kontynuowane i PTEZ nie widzi możliwości, aby w nadchodzących latach prowadzić transformację bez wykorzystania gazu.
Jeziorowska zaznacza, że możliwości wykorzystania pomp ciepła czy ciepła odpadowego w dużej mierze zależą od lokalnych uwarunkowań. Przy dużym zapotrzebowaniu na stabilne dostawy ciepła, same pompy ciepła czy ciepło odpadowe mogą zatem stanowić tylko część miksu różnych technologii.
– Poziom produkcji ciepła z kogeneracji gazowej będzie się zmieniał, ale bezpieczeństwo dostaw ciepła będzie wymagało posiadania takich jednostek. Wraz z rosnącym źródeł OZE będzie oczywiście pojawiało się ryzyko dotyczące aktywów osieroconych, co też stawia pytania dotyczące stworzenia potencjalnego systemu wsparcia dla jednostek ciepłowniczych – zwraca uwagę dyrektor.
Zgodnie z raportem PTEZ z maja 2023 r. realizacja wymagań Pakietu Fit for 55 w polskim ciepłownictwie to koszt od 276 mld zł do nawet 418 mld zł. Jeziorowska informuje, że pod kątem otoczenia prawnego ten raport pozostaje aktualny.
Natomiast pod względem nakładów finansowych w przyszłości możliwa jest korekta założeń z uwagi na aktualizację kosztów poszczególnych technologii, a także ich rozwoju i dostępności. Przede wszystkim dotyczy to modułowych reaktorów jądrowych, a także tzw. zielonych gazów, czyli biogazu, biometanu i wodoru odnawialnego.
PTEZ pracuje nad nowym raportem, który będzie dotyczył elektryfikacji ciepłownictwa systemowego, czyli technologii Power2Heat. Jego publikacja jest planowana w czerwcu.
– Ciepłownictwo musi osiągnąć neutralność klimatyczną do 2050 r. Aktualnie zakładamy, że dojście do tego statusu stanie się finalnie możliwe dzięki rozwiniętemu rynkowi gazów odnawialnych, co pozwoli na modernizację elektrociepłowni pod kątem ich wykorzystania. Jednocześnie istotne w tych założeniach jest to, że zapotrzebowanie na ciepło znacząco spadnie dzięki termodernizacji – konkluduje Jeziorowska.
Mariusz Twardawa przyznaje, że im większy system ciepłowniczy, tym większym wyzwaniem będzie odchodzenie od paliw kopalnych.
– Nie natrafiliśmy na problemy związane z brakiem możliwości uzyskania statusu efektywnego systemu ciepłowniczego dzięki OZE w analizowanych ciepłowniach o mocach do 100 MW. Jak na razie trudno wskazywać jednak rozwiązania technologiczne, które w racjonalny ekonomicznie sposób pozwolą osiągnąć 100 proc. OZE w dużych systemach ciepłowniczych w największych aglomeracjach. Trudno oceniać, czy w nadchodzących dekadach będzie to w ogóle możliwe – stwierdza ekspert IEO.
Przypomina przy tym, że bez programów wsparcia w praktyce nie jest możliwa żadne większe przedsięwzięcie w ciepłownictwie. Dlatego widać pewne fale inwestycji, gdy ciepłownicy podążają za dostępnymi publicznymi pieniędzmi – na kogenerację gazową, biomasę, a ostatnio spalarnie odpadów.
Zobacz więcej: Spalarnie zyskały miliardy wsparcia, ale czy to wystarczy?
Przemysł też potrzebuje zielonego ciepła
Obok ciepłownictwa systemowego dekarbonizację musi też przejść ciepłownictwo przemysłowe, które przy okazji dostarczania energii elektrycznej i pary technologicznej dla fabryk często – również w Polsce – realizuje dostawy ciepła do miejskich sieci ciepłowniczych.
W tym przypadku wyzwanie jest jednak bardziej skomplikowane, gdyż przemysł potrzebuje wysokich temperatur oraz stabilnych dostaw, które pozwolą fabryce produkować w trybie ciągłym. Dlatego odchodzenie od węgla najczęściej polega tam na wymianie źródeł na zasilane mniej emisyjnym gazem ziemnym.
Jednak dla energochłonnych branż przemysłu, obciążonych kosztami emisji CO2, paliwa kopalne będą stanowić coraz większy wydatek – również w związku ze stopniowym redukowaniem od 2026 r. przydziałów bezpłatnych uprawnień do emisji, aż do całkowitego ich wycofania w 2034 r.
– W ciepłownictwie przemysłowym można uzyskać parę technologiczną z kotłów elektrodowych. Jednak w fabrykach dostawy pary muszą być realizowane zazwyczaj w trybie ciągłym przez całą dobę, siedem dni w tygodniu. Dlatego w takim wypadku dla bezpieczeństwa dostaw zakład musiałby zostać wyposażony w duże wysokotemperaturowe magazyny energii, które pozwoliłyby zabezpieczyć dostęp do taniej energii z OZE w cyklu dobowym lub nawet dłuższym – mówi Mariusz Twardawa.
Wskazuje przy tym, że szybko rozwija się rynek magazynów ciepła wysokotemperaturowego, m.in. w ceramice czy stopionych solach. Wyzwaniem jest wciąż na dopracowanie tych technologii na tyle, aby były one ekonomicznie uzasadnione, bowiem większość z nich jest już na wysokim poziomie gotowości technicznej.
– Firmy czy zakłady produkcyjne cechują się wysoką świadomością wyzwań związanych z dekarbonizacją, gdyż dla nich ma to bezpośrednie przełożenie na ślad węglowy i konkurencyjność produktów. Brak dekarbonizacji będzie oznaczał dla nich ryzyko wypadnięcia z łańcuchów dostaw – podsumowuje Twardawa.
Czyste ciepło w fabryce
Jednym z pomysłów na skuteczną dekarbonizację ciepłownictwa przemysłowego ma być rozwiązanie, które chce wdrażać EDP.
Podczas marcowej konferencji EDP Business Summit ogłoszono, że ta wywodząca się z Portugalii grupa energetyczna wybuduje w Europie magazyny ciepła o pojemności 2 GWh, a także zasilające je farmy wiatrowe i fotowoltaiczne o mocy 400 MW. W tym celu będzie współpracować ze startupem Rondo Energy, w którego rozwój dotychczas zainwestowały m.in. takie koncerny jak Microsoft, Saudi Aramco czy Rio Tinto.
Amerykańska spółka opracowała rozwiązanie dla magazynów ciepła, bazujące ogniotrwałych cegłach, które dotychczas stosowano m.in. w instalacjach do odzysku ciepła w hutniczych wielkich piecach. Do budowy tego typu magazynów można więc wykorzystać lokalne surowce. Sama technologia dzięki swojej modułowej budowie ma być łatwa do skalowania, a także integracji z istniejącą infrastrukturą ciepłowniczą fabryki.
Miguel Fonseca, członek zespołu zarządzającego EDP Client Solutions, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl podkreślił, że magazyny te będą w stanie zapewnić stabilny profil dostaw energii cieplnej z OZE w cyklu dobowym.
– Dzięki temu to rozwiązanie jest atrakcyjne w stosunku do wykorzystania gazu – zwłaszcza, jeśli weźmiemy pod uwagę koszty uprawnień do emisji CO2, a także zobowiązania dotyczące redukcji śladu węglowego produktów – zaznacza Fonseca.
Przypomina przy tym, że konkurencyjność przemysłu energochłonnego jest mocno zależna od cen paliw kopalnych, co pokazał w ostatnich latach kryzys energetyczny w Europie. Przejście na ciepło z OZE pozwala przemysłowi zabezpieczyć się przed ryzykiem wstrząsów cenowych na rynku gazu i innych paliw, a także pomaga zaplanować długoterminowe koszty produkcji.
Opłacalność inwestycji w „zielone ciepło” dodatkowo rośnie, jeśli magazyn będą zasilać źródła wybudowane w modelu on site, z których energia nie będzie obciążona opłatami sieciowymi.
Zobacz też: EDP zwiększyła zakontraktowanie mocy solarnych w 2023 roku
Jak wskazuje Fonseca, technologia magazynów Rondo Energy pozwala na uzyskanie temperatur od 200 do 600 stopni Celsjusza, co zaspokaja potrzeby firm z takich sektorów jak chemia, tekstylia czy produkcja żywności i napojów. Pierwsze projekty mają ruszyć w 2025 r.
– Rozmawiamy obecnie z 30-40 potencjalnymi klientami w całej Europie, m.in. we Francji, Niemczech, Włoszech, Hiszpanii, Portugalii, a także Polsce – informuje menadżer EDP.
Ponadto w Rondo Energy trwają prace nad tym, aby dostosować technologię magazynów do potrzeb sektorów, które wymagają wyższych parametrów ciepła, czyli m.in. przemysłu stalowego, szklarskiego czy ceramicznego. Samo EDP nie ma natomiast aktualnie planów oferowania tego rozwiązania ciepłownictwu systemowemu.
– To sektor, który działa na rynku regulowanym, przez co ma inną specyfikę. Najpierw chcemy rozwinąć tę działalność wspólnie z firmami przemysłowymi, korzystając też relacji z klientami, którym już dostarczamy energię lub gaz. Gdy zbierzemy odpowiednie doświadczenia, to być może w przyszłości spróbujemy je wykorzystać także w innych sektorach – podsumował Miguel Fonseca.
Zobacz także: EDP Renewables otworzyło farmę fotowoltaiczną Przykona o mocy 200 MWp
