Materiał powstał we współpracy z E.ON
Jakie znaczenie ma dekarbonizacja ciepłownictwa miejskiego?
Wszyscy jesteśmy objęci zobowiązaniami wynikającymi z porozumienia paryskiego, które Unia Europejska zatwierdziła w ramach globalnej polityki klimatycznej. Zgodnie z nim Europa przyjęła cel osiągnięcia zerowej emisji netto dwutlenku węgla do 2050 r. Istnieje wiele kroków, które należy podjąć, aby przejść od dzisiejszej gospodarki o relatywnie wysokim poziomie emisji do gospodarki niskoemisyjnej.
Ma to oczywiście wpływ również na sektor ciepłowniczy. W Europie około 50 proc. energii zużywane jest na potrzeby ogrzewania budynków mieszkalnych i zakładów przemysłowych, więc sektor ten ma znaczący wpływ na ślad węglowy. Aby osiągnąć zamierzone cele, musimy przechodzić na technologie bezemisyjne. Dotyczy to w szczególności Polski, ponieważ około 40 proc. mieszkańców korzysta z centralnego ogrzewania.
Kiedy koszty związane z emisją dwutlenku węgla rosną, a jednocześnie zwiększa się presja na ograniczenie śladu węglowego, ma to znaczący wpływ na systemy ciepłownicze. Dlatego dekarbonizacja ciepłownictwa jest kluczowym elementem zapewnienia bezpieczeństwa – również w wymiarze społecznym.
Jakie technologie są obecnie brane pod uwagę?
Polska startuje od stosunkowo wysokiego poziomu emisji dwutlenku węgla, zwłaszcza w ciepłownictwie. Już sama istotna jego redukcja jest pierwszym krokiem w kierunku dekarbonizacji. Jeśli zaczniemy od przejścia z węgla na miks paliw gazowych i odnawialnych źródeł energii, to zrobimy duży postęp. W tym miejscu pojawia się kolejny ważny aspekt: sektor ciepłowniczy może być ważnym elementem stabilizującym cały system elektroenergetyczny w trakcie transformacji. Mamy tu na myśli użycie systemu ciepłowniczego jako swoistego akumulatora energii, który za pomocą kogeneracji uzupełnia moc w systemie w szczycie zapotrzebowania, natomiast za pomocą pomp ciepła i kotłów elektrycznych odbiera nadwyżkę mocy w dolinie zapotrzebowania. Takie rozwiązanie wiąże się z pewnymi wyzwaniami.
Jakimi?
Wyzwaniem jest tzw. średnie obciążenie systemu ciepłowniczego, utrzymujące się nawet przez 5 tys. godzin w roku. To zbyt mało, by opłacalne były kosztowne inwestycje, a jednocześnie na tyle dużo, że istotnie wpływa na ślad węglowy całego systemu. Drugim elementem są koszty paliwa. Dużą rolę może tu odegrać biomasa – paliwo, którego transport na duże odległości jest ekonomicznie nieuzasadniony, ale które w Polsce, ze względu na wysoki poziom zalesienia, jest szeroko dostępne lokalnie. Jeśli korzystamy z biomasy w sposób zrównoważony, to można ją efektywnie wykorzystywać właśnie do pokrycia średniego obciążenia.
Czym jest w tym kontekście projekt United Heat łączący systemy ciepłownicze Gorlitz i Zgorzelca?
United Heat jest doskonałym przykładem, jak w praktyce realizujemy transformację ciepłownictwa. W Zgorzelcu ciepło wytwarzane jest dziś z węgla pochodzącego z pobliskiej kopalni węgla brunatnego, która kończy wydobycie tego paliwa z początkiem roku 2027. Po stronie niemieckiej działają Stadtwerke, czyli przedsiębiorstwa komunalne objęte niemieckim planem dekarbonizacji. Zgodnie z nim od 2030 r. systemy ciepłownicze mają być neutralne pod względem emisji dwutlenku węgla i nie mogą wykorzystywać więcej niż 25 proc. biomasy. Ponieważ mówimy o projekcie transgranicznym, mogliśmy ubiegać się o dofinansowanie z Unii Europejskiej i już dziś rozpocząć wdrażanie rozwiązania, które pozwoli osiągnąć zerowy bilans emisji dwutlenku węgla do 2030 r.
Jak będzie to realizowane w praktyce?
Kluczowe jest wykorzystanie odnawialnych źródeł energii po stronie niemieckiej. To przede wszystkim pompy ciepła, ale także kolektory słoneczne współpracujące z ogromnym sezonowym magazynem energii. Wykorzystany zostanie również biogaz z lokalnej oczyszczalni ścieków oraz niewielkie ilości biomasy. Po stronie polskiej będzie to całkowite zastąpienie węgla paliwem biomasowym oraz kolektorami słonecznymi współpracującymi z dobowym magazynem ciepła. Polska ciepłownia biomasowa pełnić będzie dodatkową funkcję rezerwy dla Goerlitz, wykorzystywanej do pokrycia zapotrzebowania szczytowego.
Jak to jest możliwe z technicznego punktu widzenia? Po stronie polskiej i niemieckiej mamy przecież różne systemy grzewcze.
Łącznie to aż pięć rozdzielonych lokalnych systemów ciepłowniczych – cztery po stronie niemieckiej i jeden po stronie polskiej. Naszym zadaniem jest ich zintegrowanie w jeden wspólny system. Po stronie niemieckiej trwa przygotowanie procesu łączenia tych systemów. Wiosną przyszłego roku zamierzamy natomiast ubiegać się o dofinansowanie transgranicznego rurociągu pod Nysą, który połączy systemy ciepłownicze obu miast. Tego typu inwestycję bardzo trudno byłoby uzasadnić wyłącznie z komercyjnego punktu widzenia. Rurociąg nie będzie służył do stałych dostaw ciepła, lecz będzie wykorzystywany w przypadku niedoborów po jednej lub drugiej stronie. Dzięki finansowaniu zewnętrznemu projekt staje się ekonomicznie opłacalny, a jednocześnie umożliwi obu miastom osiągnięcie neutralności węglowej do 2030 roku.
Na czym polega to wsparcie finansowe?
Mamy tu dwa główne źródła finansowania. Po pierwsze, 50-proc. udział inwestycyjny ze środków Unii Europejskiej. Po drugie, wsparcie ze strony niemieckiej, obejmujące zarówno tamtejszą instalację, jak i infrastrukturę transgraniczną. W efekcie uzyskujemy około 50 proc. pokrycia kosztów projektu po stronie polskiej i około 80 proc. po stronie niemieckiej. Te inwestycje moglibyśmy zrealizować również bez zewnętrznego finansowania, ale oznaczałoby to znaczący wzrost cen ciepła dla mieszkańców po obu stronach granicy. Dzięki wsparciu możemy utrzymać je na akceptowalnym poziomie.
Jakie są inne korzyści dla mieszkańców Gorlitz i Zgorzelca? Oczywiście oprócz czystego powietrza.
Przede wszystkim bardziej stabilne i przewidywalne ceny ogrzewania. W pierwszych latach koszty mogą nieznacznie wzrosnąć, ponieważ konieczne jest poniesienie wysokich kosztów inwestycyjnych na budowę nowych źródeł. Jednak w perspektywie dwóch–trzech lat rachunki będą niższe w porównaniu z sytuacją, w której korzystalibyśmy wyłącznie z węgla (jeżeli byłby nadal dostępny). Kolejną korzyścią jest na przykład to, że budowane w przyszłości budynki mieszkalne w tym regionie będą od początku traktowane jako obiekty o zerowej emisji dwutlenku węgla, ponieważ zostaną podłączone do efektywnej energetycznie sieci ciepłowniczej. Nie trzeba będzie ponosić dodatkowych nakładów na ponadstandardową izolację czy własne odnawialne źródła energii, takie jak np. panele fotowoltaiczne. Sam system ciepłowniczy zapewni im status budynków zeroemisyjnych.
Dlaczego będziecie korzystać z biomasy? Ciepłownictwo raczej widzi swoją szansę w kotłach elektrodowych zasilanych energią elektryczną.
Zarówno kotły elektrodowe, jak i pompy ciepła, które również zasilane są energią elektryczną, posiadają pewne ograniczenia. W przypadku kotłów elektrodowych są to wysokie koszty eksploatacji, stosunkowo krótka żywotność elektrod, ale przede wszystkim konieczność rozbudowy przyłączy elektroenergetycznych, co jest czaso-, pracochłonne i kosztowne.
Jak już wspomniałem, w Gorlitz wykorzystane zostaną pompy ciepła, które również mają swoje ograniczenia. Po pierwsze, wciąż są relatywnie kosztowne. Po drugie, pompa ciepła jest niskotemperaturowym źródłem ciepła, trudno jest dzięki niej osiągnąć temperaturę w sieci powyżej 80–90 stopni. Tymczasem obecnie większość sieci ciepłowniczych, zwłaszcza w Polsce, jest zaprojektowana z myślą o wysokiej temperaturze i domowych grzejnikach. Jeśli chcemy ogrzewać istniejące, starsze budynki, system musi się do tego dostosować.
Ze względów opisanych powyżej zastosowanie biomasy jest znacznie rozsądniejszym rozwiązaniem, choć oczywiście niejedynym. Po stronie niemieckiej będziemy mieli system równoważący, oparty w dużej mierze właśnie na pompach ciepła, energii słonecznej i kogeneracji z biogazu.
Na jakim etapie jest obecnie projekt United Heat i jaki jest jego harmonogram?
Jesteśmy mniej więcej w połowie drogi. Projekt rozpoczął się w 2020 roku. Od tego czasu zabezpieczyliśmy m.in. jego finansowanie. W chwili obecnej trwa budowa ciepłowni biomasowej w Zgorzelcu, której ukończenie planujemy w roku 2027. W przyszłym roku planujemy rozpoczęcie budowy ciepłowni słonecznej po stronie polskiej, a równolegle strona niemiecka ruszy ze swoimi inwestycjami. Cały system ma być ostatecznie gotowy do 2030 roku, co wynika przede wszystkim ze skali i zakresu prac po stronie niemieckiej.
Czy są planowane inne tego typu projekty?
Mamy dwa kolejne potencjalne projekty transgraniczne: Frankfurt nad Odrą–Słubice oraz Gubin–Guben. Pracujemy też nad inwestycjami, które opierają się na bardzo podobnym modelu, ale są zlokalizowane wyłącznie w Polsce. Zakładamy zastosowanie w nich źródeł elektrycznych dla pokrycia obciążenia podstawowego przy produkcji ciepła, a także biomasę dla obciążenia średniego, a następnie kotłów elektrycznych i gazowych dla pokrycia obciążenia szczytowego. Takie rozwiązania planujemy wdrożyć w 23 miastach w Polsce, w których obecnie działamy.
Ważne jest również to, czy uzyskamy odpowiednie przyłącza do sieci elektroenergetycznej, ponieważ – jak wspomniałem – chcemy, aby systemy ciepłownicze uzupełniały krajowy system energetyczny i pomagały go stabilizować. Mamy też jedną wyjątkową lokalizację – Szczecin. To duże miasto, z bardzo zróżnicowanymi źródłami ciepła: miejską spalarnią odpadów, elektrociepłownią na biomasę, dwiema elektrociepłowniami węglowymi, z których jedna zostanie przekształcona w połączenie elektrociepłowni na biomasę i instalacji wykorzystującej ciepło ze ścieków. W praktyce mamy tam pełen wachlarz technologii, które stopniowo modernizujemy tak, aby zapewnić mieszkańcom Szczecina korzyści wynikające z zerowej emisji dwutlenku węgla.
Materiał powstał we współpracy z E.ON
