ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRE
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


SPONSORZY
ASSECO
PGNiG
ENEA

Polska Spółka Gazownictwa
CMS

PGE
CEZ Polska
ENERGA





MATERIAŁY PROBLEMOWE

Innowacyjne OZE w systemowym ciepłownictwie
12.03.2020r. 05:37

Dorota Gręda, Paweł Tokarczyk, Grzegorz Wiśniewski ("Energia i Recykling" - 3/2020)
Przyjmowane są kolejne unijne regulacje, potwierdzające konieczność prowadzenia konsekwentnej i proekologicznej reformacji systemów ciepłowniczych. Przedsiębiorstwa ciepłownicze zaczynają trudne i kosztowne procesy modernizacyjne, ale zazwyczaj wybierają rozwiązania znane, sprawdzone, oparte na wprowadzaniu kogeneracji (najczęściej gazowej), spalaniu biomasy czy odpadów. Stosunkowo rzadko natomiast sięgają po rozwiązania pozwalające w sposób trwały obniżyć zależność od paliw kopalnych i rosnących kosztów środowiskowych. Mowa tu o energii słonecznej i wiatrowej.

Tymczasem to właśnie te, niestosowane jeszcze na szerszą skalę w Polsce, technologie nie tylko są całkowicie bezemisyjne, ale też stają się najtańszym źródłem ciepła. Dzięki swej modularności pozwalają przedsiębiorstwom ciepłowniczym stopniowo, z roku na rok, podnosić udziały ciepła z OZE (od przyszłego roku wymagać tego będzie nowa dyrektywa unijna o odnawialnych źródłach energii), a z drugiej strony mogą razem z innymi technologiami OZE wspierać odpowiednio szybkie dojście do 50-procentowego udziału zielonego ciepła i uzyskania statusu efektywnego systemu ciepłowniczego (czego z kolei wymaga dyrektywa o efektywności energetycznej). Osiągnięcie statusu efektywnego systemu ciepłowniczego warunkuje natomiast dostęp do finansowania ze środków publicznych.

W planach transformacji polskiego ciepłownictwa pominięto ważną rolę technologii energetyki słonecznej i wiatrowej, które niesłusznie zostały uznane za jeszcze zbyt drogie lub niedostosowane do polskiej specyfiki. W wyniku polityki klimatyczno-energetycznej UE i wdrażania kolejnych przepisów unijnych niemalże w ciągu jednego roku zmieniły się relacje kosztowe. W przypadku nowych inwestycji koszty ciepła z węgla stały się wyższe niż koszty ciepła z OZE. Poza nieświadomością tych faktów istnieje jeszcze kilka innych obiektywnych powodów, które przeszkadzają w upowszechnieniu nowych, bezemisyjnych, lecz również pogodowo-zależnych źródeł energii w ciepłownictwie.

Bezemisyjne technologie z barierami

Jedną z barier jest zbyt powolny rozwój magazynów ciepła, które są konieczne przy wprowadzaniu na szerszą skalę źródeł pogodowo-zależnych do systemów ciepłowniczych, drugą zaś niewiara w możliwość współpracy OZE z istniejącymi kotłami na węgiel (taką kooperację ułatwiają magazyny ciepła). Niewątpliwie barierą jest też brak pełnowymiarowych instalacji demonstracyjnych, które pozwoliłyby na weryfikację nowych technologii i oswojenie się z nimi użytkowników. Aby zachęcić rynek i jego otoczenie do wdrażania innowacji, konieczne jest również pobudzenie krajowych producentów technologii oraz całego łańcucha dostaw. Zainteresowanie rozwojem nowych technologii służących wykorzystaniu energii słońca i wiatru dla ciepłownictwa wyrazili już tacy krajowi producenci urządzeń jak Rafako i Mostostal (magazyny ciepła długoterminowe), Galmet i Elektromet (magazyny ciepła krótkoterminowe), Ensol i Hewalex (kolektory słoneczne), Sunex i Skorut (magazyny ciepła z przemianą fazową) czy Sefako i Danstoker Poland (kotły elektrodowe zasilane tanią energią elektryczną z farm wiatrowych).

Przełomem w rozwoju krajowych zeroemisyjnych technologii i wdrażaniu innowacji do polskiego ciepłownictwa będzie konkurs Narodowego Centrum Badań i Rozwoju (NCBR) - "Szybka ścieżka - urządzenia grzewcze". W obszarze badawczym "Urządzenia dla ciepłownictwa" ogłoszonego niedawno projektu przewidziano składanie wniosków (do 31 marca br.) na następujące tematy:

- konstrukcja sezonowego magazynu ciepła - wnioskodawcy w tym obszarze mogą ubiegać się o wsparcie na konstrukcje wodnego magazynu ciepła przeznaczonego do współpracy z kolektorami słonecznymi, cechującego się niskimi stratami ciepła,
- system zarządzania energią, obejmujący przynamniej takie technologie jak kocioł elektrodowy o mocy minimum 1 MW, z uwzględnieniem dobowego magazynu ciepła, oraz generację pogodowo-zależną OZE (tzw. green power to heat - gP2H) - wnioskodawcy mogą ubiegać się tu o wsparcie na wdrożenie technologii gP2H z opcją automatycznego zakupu energii niezbilansowanej w momencie, gdy jej cena będzie niższa niż bieżące koszty produkcji ciepła, wraz z zastosowaniem kotła elektrodowego o mocy co najmniej 1 MW i dobowego magazynu ciepła.

Wyzwania transformacji polskiego ciepłownictwa i szansa, jaką jest współpraca stopniowo wycofywanych, wysokoemisyjnych źródeł węglowych, zapewniających ciągłość dostaw i wymaganą temperaturę czynnika grzewczego ze źródłami zeroemisyjnymi, będą stopniowo obniżać koszty ciepła dla odbiorców i radykalnie zmniejszać emisyjność systemów ciepłowniczych. W 2017 r. udział węgla w polskim ciepłownictwie wyniósł 73,8%. W porównaniu do 2016 r. wystąpił spadek o 1,2%. Choć zużycie energii z najnowocześniejszych OZE (energia słoneczna, wiatrowa, geotermalna, biogaz) wzrosło w latach 2016-2017 o 0,7%, nadal jest bardzo niskie. Zużycie biomasy jest obecnie pięciokrotnie wyższe niż pozostałych OZE, ale stabilne. Rośnie wykorzystanie gazu ziemnego (o 1,4% w latach 2016-2017). Dynamika zmian struktury paliwowej w polskim ciepłownictwie na przestrzeni ostatnich lat jest więc niewielka.

Polska ma zdecydowanie najwyższy udział węgla ze wszystkich krajów UE (trzykrotnie wyższy niż średnia w UE-28) i niemalże trzykrotnie niższy udział OZE. Z uwagi na olbrzymie, wciąż rosnące potrzeby paliwowe (w 2017 r. zużycie paliw wyniosło 452 Petadżuli) nie jest możliwe szybkie odchodzenie ciepłownictwa od węgla (wraz z jednoczesnym ograniczaniem jego importu) na rzecz biomasy, której krajowe zasoby, pozwalające na zrównoważone wykorzystanie zgodne z wymogami nowej dyrektywy o OZE (oraz bez kolizji z potrzebami przemysłu drzewnego), są jednak ograniczone.

Trudności z osiąganiem poziomów OZE

Ciepłownictwo jest podstawą realizacji przez Polskę zobowiązania w postaci uzyskania 15% udziałów energii z OZE w 2020 r. (sumując udziały OZE w ciepłownictwie, elektroenergetyce i transporcie). Niestety, nasz kraj nie zrealizuje swoich końcowych zobowiązań w tym zakresie, co będzie miało wielorakie konsekwencje. Dodatkowo schodzimy z planowanej ścieżki realizacji celów także w sektorze ciepłownictwa, czego główną przyczyną jest zbyt wolny wzrost udziału w nim OZE. W 2017 r. wynosił on w polskim sektorze ciepłowniczym 14,5%, podczas gdy w ciepłownictwie systemowym - zaledwie 9%. Ciepłownictwo zeszło poniżej zakładanego na 2017 r. poziomu 15,7%, a trend wskazuje, że w 2020 r. nie osiągniemy zakładanych poziomów. Obecnie udział OZE to głównie biomasa, a w proces transformacji, oprócz niej oraz organicznej frakcji odpadów, muszą być włączone wszystkie rodzaje OZE wraz z najnowszymi technologiami.

Pierwszym i najważniejszym czynnikiem kosztotwórczym dla krajowego ciepłownictwa systemowego stają się koszty uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Na rys. 3 zobrazowano ceny uprawnień do emisji CO2 z lat 2015-2019, wg indeksów ceny na giełdzie EEX, oraz oficjalną prognozę dalszego wzrostu cen uprawnień do 2040 r. wg dawnego Ministerstwa Energii i Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK). Prognoza (ceny podano w euro i nie uwzględniono inflacji) wskazuje na ciągły wzrost - aż do przekroczenia 40 euro za tonę CO2 w 2040 r. Jednocześnie widać, że bieżące trendy już przewyższają zakładane wcześniej prognozy.

W sprawozdaniu z działalności prezesa URE za 2018 r. podsumowano skutki utrzymywania niezwykle wysokiej zależności ciepłownictwa od węgla, przy jednocześnie rosnących cenach tego paliwa dla ciepłownictwa, kosztach dostosowania branży do standardów emisyjności (dyrektywa IED), a przede wszystkim wzroście cen uprawnień do emisji CO2, który realnie zaczął wpływać na koszty ciepła od połowy 2018 r. Zatwierdzone na początku 2019 r. zmiany przewyższały niekiedy 10% wzrostu planowanych przychodów z wytwarzania. W skali całego kraju zmiana ceny wyniosła średnio 4,88% (zmiana z 43,26 zł/GJ na 45,37 zł/GJ). Średnioważone ceny wytwarzania ciepła (bez dystrybucji) wzrosły z 37,9 zł/GJ w 2017 r. do 39,7 zł/GJ w 2018 r. Trwanie ciepłownictwa przy węglowej strukturze wytwarzania oraz dalszej modernizacji kotłów węglowych pod kątem ich bieżącego dostosowania do standardów emisyjnych (innych niż CO2) czy ponoszenie nakładów na kogenerację opartą na węglu grozi narastaniem w przyszłości "kosztów osieroconych" i pojawieniem się zjawiska opisanego w literaturze jako "kosztowa spirala śmierci".

Coraz większe wymagania w stosunku do ciepłownictwa pod względem standardów emisyjności oraz udziału OZE nie będą mogły być zrealizowane jedną technologią (spalanie) i dwoma lub trzema paliwami (węgiel, gaz, odpady oraz biomasa uznawana za OZE). Spodziewać należy się natomiast dywersyfikacji źródeł wytwórczych w różnych przedsiębiorstwach i poszerzenia palety technologii ciepłowniczych o różne rodzaje OZE, a także innowacji w kwestii ich integracji w systemach ciepłowniczych.

Słońce, wiatr i magazyny ciepła

Kolektory słoneczne dla ciepłownictwa systemowego to jedno z najbardziej innowacyjnych, a jednocześnie najtańszych rozwiązań. Budowane są zarówno w rozproszeniu na obiektach (lub w ich pobliżu) odbiorców, jak i w układach scentralizowanych - jako wielkowymiarowe pola. Te ostatnie, zgodnie z klasyfikacją UE, mają powierzchnię od 500 do 50 tys. m2 i moc od 0,35 do 35 MW. W Polsce największe pola kolektorów słonecznych pracują w systemach ciepłowniczych w Olsztynie oraz Iłży (zaledwie po ok. 500 m2). Tymczasem większość krajowych przedsiębiorstw ciepłowniczych posiada dobre warunki do wykorzystania znacznie większych powierzchni pod kolektory słoneczne (dostęp do niezagospodarowanych obszarów miasta, w tym terenów należących do przedsiębiorstw energetyki cieplnej lub powierzchni dachów odbiorców ciepła). Nie ma więc ograniczeń, aby przedsiębiorstwa ciepłownicze inwestowały w systemy fotowoltaiczne, zarówno na pokrycie potrzeb własnych w zakresie energii elektrycznej, jak i do wykorzystania nadwyżek energii na cele chłodzenia lub ogrzewania. W UE już w 2012 r. energia słońca stanowiła powyżej 1% wszystkich paliw w ciepłownictwie systemowym.

Ciepłownictwo może korzystać także z niezbilansowanej energii elektrycznej z OZE, a w szczególności z elektrowni wiatrowych (w tzw. opcji technologicznej "Power to Heat"), których profil generacji zbliżony jest do profilu ciepłowniczego. Moce najtańszych źródeł energii elektrycznej z farm wiatrowych wzrosną z obecnych 6 GW do ponad 9 GW - w wyniku aukcji na energię z OZE. Do tej pory tania, niezbilansowana (ceny nawet poniżej 20 zł/GJ) energia z farm wiatrowych nie była wykorzystywana na cele ciepłownicze.

Potencjał OZE w ciepłownictwie oraz ich efektywność szybko rosną wraz z rozwojem technologii magazynowania ciepła, w cyklach zarówno kilkudniowych, jak i sezonowych (tu magazyny ciepła mają olbrzymią przewagę nad magazynami energii elektrycznej, które mogą magazynować energię jedynie w cyklach godzinowych i są około trzy razy droższe). Kluczowym elementem, warunkującym szerokie wprowadzenie OZE do ciepłownictwa (powyżej 50%), jest sezonowy magazyn ciepła, który pozwala na wyrównywanie podaży i zapotrzebowania na ciepło w okresie letnim i zimowym. Dzięki magazynom można w pełni wykorzystywać energię z tzw. pogodowo-zależnych OZE oraz ułatwiać eksploatację źródeł geotermalnych i podnosić sprawność (zmniejszać emisyjność) kotłów na biomasę czy węgiel, które z czasem (wraz ze wzrostem udziałów OZE w produkcji ciepła) z pracy w podstawie staną się elementami podszczytowymi lub szczytowymi.

Różne scenariusze dla ciepłownictwa

Analizy Instytutu Energetyki Odnawianej (IEO), prowadzone na modelowym przykładzie ciepłowni miejskiej, wskazują, że dane URE to tylko preludium do wzrostu cen ciepła. IEO rozważył scenariusz referencyjny (kontynuacji) dalszego funkcjonowania przykładowej ciepłowni w oparciu o korzystanie z węgla poprzez cykliczne dostosowywanie kotłów węglowych do zaostrzanych standardów emisyjności oraz ponoszenia rosnących kosztów związanych z emisjami CO2. Scenariusz taki prowadzi do wzrostu kosztów ciepła z 34 zł/GJ w 2019 r. do 56 zł/GJ (tzw. rozłożony koszt produkcji ciepła - LCoH) w latach 2020-2040. Najszybciej koszty bieżące narastają w latach 2020-2021.

Rozważono też scenariuszy alternatywny - inwestycje w OZE, umożliwiające obniżenie udziału ciepła z kotłów węglowych ze 100% do 50% - wówczas zoptymalizowana struktura technologii OZE w analizowanej ciepłowni zapewniła uzyskanie 50-procentowego udziału ciepła z OZE, wsparte kotłami węglowymi jako podszczytowymi. Kolektory słoneczne mają pierwszeństwo produkcji i zawsze oddają ciepło do systemu jako pierwsze. Następnie brakującą moc uzupełnia źródło biomasowe, ale tylko do określonej mocy. Kocioł elektrodowy (P2H) jest załączany zgodnie z grafikiem taryfy B23, określającym zasady zakupu energii z farm wiatrowych z gwarancjami pochodzenia. Miks dopełniany jest kotłem węglowym jako jednostką szczytową i/lub podszczytową. Kocioł na biomasę pracuje jako źródło podszczytowe i uzupełniające dla kolektorów, zaś kotły węglowe jako źródła szczytowe. Kluczową rolę w tym systemie odgrywa sezonowy magazyn ciepła, który współpracuje z wielkowymiarową instalacją kolektorów słonecznych, ale pozwala też na bardziej efektywną pracę wszystkich źródeł ciepła (nie tylko pogodowo-zależnych i biomasy, ale także kotłów węglowych).

Taniej z OZE niż z węglem

Wskaźnik uśrednionego kosztu ciepła LCoH, czyli wartość zdyskontowana wszystkich kosztów poniesionych w 20-letnim okresie eksploatacji instalacji (nakłady inwestycyjne i koszty operacyjne modelu docelowego), podzielona przez całkowitą zdyskontowaną ilość ciepła wytworzonego przez instalację z 50-procentowym udziałem ciepła z OZE, wynosi 54,7 zł/GJ. Jest to koszt niższy od kosztu ciepła - 56,3 zł/GJ - z systemu referencyjnego (bez inwestycji w OZE). Warto ponadto podkreślić, że w przeciwieństwie do scenariusza referencyjnego (prowadzącego do zamknięcia - zezłomowania - obecnie funkcjonującej ciepłowni w 2040 r.) scenariusz inwestycji w OZE na koniec analizowanego okresu ma określoną wartość rezydualną i zdolność do prowadzenia dalszej działalności ciepłowniczej.

W rezultacie zdywersyfikowanych inwestycji w magazyny ciepła i różne OZE (także inne niż tylko najpopularniejsza biomasa) ciepłownia miejska obniża koszty eksploatacyjne o koszty uprawnień do emisji CO2 oraz zakupu paliw, a jednocześnie minimalizuje ryzyka związane ze wzrostem cen tych ostatnich. Dopiero w takich warunkach (stopniowe odchodzenie od procesów spalania oraz tworzenie wieloźródłowych, inteligentnych sieci ciepłowniczych) ciepłownia może zaoferować mieszkańcom stabilne i akceptowalne, a więc nierosnące ceny ciepła w dłuższym okresie. Przy wykorzystaniu dostępnych na inwestycje w OZE dotacji czy niskooprocentowanych pożyczek na inwestycje zmniejszające wpływ działalności ciepłowniczej na środowisko można dodatkowo podnieść rentowność takiego przedsięwzięcia, minimalizując ewentualne ryzyko techniczne czy regulacyjne. Tego rodzaju bezpieczne ekonomicznie i ekologicznie inwestycje miejskie poprawiają wizerunek przedsiębiorstwa, zachęcając nowych odbiorców do podłączania się do sieci ciepłowniczej.

Mądrze wybrać przyszłość

Wyniki analiz ekonomicznych należy traktować jako przykładowe i oparte na referencyjnych danych. W praktyce silnie zależą od uwarunkowań lokalnych danego przedsiębiorstwa ciepłowniczego. Lecz zaproponowany w scenariuszu "Inwestycje w OZE" miks energetyczny, oparty w 50% na odnawialnych źródłach energii i współpracy z kotłami węglowymi, bez udziału gazu, dzięki magazynowi ciepła jest tańszy od scenariusza referencyjnego, bazującego na modernizacji i dostosowywaniu do nowych standardów wszystkich kotłów węglowych. Utrzymanie 50-procentowego udziału ciepła z istniejących kotłów węglowych oraz wsparcie pracy systemu ciepłowniczego przez magazyny ciepła są konieczne, przynajmniej do czasu wdrożenia standardów efektywności energetycznej i obniżenia temperatury czynnika grzewczego (na zasilaniu i powrocie). Pozwala to na elastyczne funkcjonowanie ciepłowni w zależności od zmiennego zapotrzebowania na ciepło.

Najbardziej optymalny, zdywersyfikowany, docelowy miks ciepłowniczy w scenariuszu "Inwestycje w OZE", wsparty sezonowym magazynem ciepła, uwzględniający procentowy udział ciepła wytworzonego w ciągu roku przedstawia się następująco:

kolektory słoneczne 5% (moc zainstalowana 10 MW)
technologia P2H 5% (moc zainstalowana 1 MW)
biomasa 40% (moc zainstalowana 11 MW, jeden kocioł)
węgiel 50% (moc zainstalowana 29 MW plus kocioł rezerwowy)


Ryzyka związane z kontynuacją scenariusza referencyjnego są znacznie większe ze względu na brak informacji o możliwych kolejnych zaostrzeniach norm emisji czy nieprzewidywalność przyszłych cen paliw. Dlatego tak ważne jest powodzenie konkursu Narodowego Centrum Badań i Rozwoju "Szybka ścieżka - urządzenia grzewcze", który może przełamać dotychczas utrzymujący się dryf technologiczny, wiodący do coraz wyższych kosztów ciepła, a dzięki nowym technologiom utorować ścieżkę wielu przedsiębiorstwom do wyjścia z kosztowej spirali, wiodącej wprost do ekonomicznego upadku polskiego ciepłownictwa.

Dodaj nowy Komentarze ( 8 )

WIĘCEJ NA TEN TEMAT W SERWISACH TEMATYCZNYCH

KOMENTARZE ( 1 )


Autor: zgryźliwy 12.03.2020r. 11:04
OZE w ciepłownictwie to najgorszy koszmar, jaki sobie można wyobrazić. Słońce ma charakterystykę dokładnie odwrotną w stosunku do potrzeb grzewczych. Autorzy chcą nas zmusić do powtórzenia wszystkich błędów dokonanych po stronie elektrycznej, w tym do budowania krotności mocy zainstalowanych, a systemy wsparcia na pewną będą słabsze, niż po stronie prądu. "Słońce nas ogrzeje w okresach przejściowych, i tylko czasem użyjemy źródeł szczytowych", czyli podwójne, potrójne instalacje...Koszt takich pomysłów bije bezpośrednio w użytkowników, nie uśredniany w sieci el.en. Pomysły grzania prądem 1:1 to zbrodnia energetyczna, to już nie reklamujecie pomp ciepła z COP=4 ? Jak zawsze przypominam, że ściągnięcie "nadwyżek" z rynku spowoduje, że cena nie spadnie bo nie będzie nadwyżek. W warunkach szczytowych, zimą bez słońca i wiatru nadwyżek tym bardziej nie będzie.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 1 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie


PARTNERZY
PGNiG TERMIKA
systemy informatyczne
Clyde Bergemann Polska
PAK SERWIS Sp. z o.o.
ALMiG
GAZ STORAGE POLAND
GAZ-SYSTEM S.A.
Veolia
PKN Orlen SA
TGE
Savangard
Audax
Tauron
DISE
BiznesAlert
Obserwatorium Rynku Paliw Alternatywnych ORPA.PL
Energy Market Observer
Gazterm
Innsoft



cire
©2002-2020
mobilne cire
IT BCE