Jakie technologie ułatwią transformację ciepłownictwa w Polsce? Wyjaśniamy!

Wybór technologii możliwych do zastosowania w procesie tzw. transformacji systemów ciepłowniczych, będzie silnie zależny nie tylko od warunków technicznych, ale w dużej mierze od wymogów określonych w regulacjach, zmienionych  w ramach unijnego pakietu „Fit for 55”.

Biorąc pod uwagę wiele uwarunkowań, planując w odniesieniu do danego systemu ciepłowniczego inwestycje w zakresie zastępowania lub modernizacji istniejących jednostek wytwórczych (np. elektrociepłowni), warto odnosić się do spełnienia przez ten system kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego. Kryterium to zostało zdefiniowane w dyrektywie EED[1] w sposób złożony, obejmujący kamienie milowe w kolejnych przedziałach czasowych.

Zasadnicza definicja efektywnego systemu ciepłowniczego wskazywać będzie na następujące parametry jakościowe i ilościowe ciepła dostarczanego do sieci ciepłowniczej z przyłączonych jednostek wytwórczych (a właściwie ich zmiany):

• od 1 stycznia 2028 r.: system wykorzystuje co najmniej 50% energii odnawialnej, 50% ciepła odpadowego, 50% kombinacji energii odnawialnej i ciepła odpadowego, 80% ciepła z wysokosprawnej kogeneracji albo co najmniej kombinację ciepła wprowadzanego do systemu ciepłowniczego, gdzie udział energii odnawialnej wynosi co najmniej 5% i całkowity udział energii odnawialnej, ciepła odpadowego lub wysokosprawnej kogeneracji wynosi co najmniej 50%;
• od 1 stycznia 2035 r.: system wykorzystuje co najmniej 50% energii odnawialnej, 50% ciepła odpadowego, 50% kombinacji energii odnawialnej i ciepła odpadowego albo system, w którym całkowity udział energii odnawialnej, ciepła odpadowego lub wysokosprawnej kogeneracji wynosi co najmniej 80%, a całkowity udział energii odnawialnej lub ciepła odpadowego wynosi co najmniej 35%;
• od 1 stycznia 2040 r.: system wykorzystuje co najmniej 75% energii odnawialnej, 75% ciepła odpadowego albo 75% kombinacji energii odnawialnej i ciepła odpadowego i jednocześnie całkowity udział energii odnawialnej, ciepła odpadowego i wysokosprawnej kogeneracji wynosi co najmniej 95% przy minimalnym udziale OZE lub ciepła odpadowego na poziomie 35%;
• od 1 stycznia 2045 r.: system wykorzystuje co najmniej 75% energii odnawialnej, 75% ciepła odpadowego albo 75% kombinacji energii odnawialnej i ciepła odpadowego;
• od 1 stycznia 2050 r.: system wykorzystuje wyłącznie energię odnawialną, ciepło odpadowe lub ich kombinację.

Przewiduje się również alternatywne podejście do definicji efektywnego systemu ciepłowniczego, gdzie kryterium określone jest za pomocą jednostkowego wskaźnika emisji CO₂ ciepła dostarczanego do odbiorcy końcowego. Co to oznacza? Biorąc pod uwagę specyfikę polskiego sektora ciepłownictwa systemowego (znaczna liczba dużych i bardzo dużych systemów ciepłowniczych), podejście to jest raczej znacznie mniej korzystne.

Mamy więc trzy główne kategorie technologii jako tych determinujących jakość ciepła:

• ciepło z OZE (odnawialnych źródeł energii),
• ciepło odpadowe (np. z oczyszczalni ścieków, czy serwerowni),
• ciepło z wysokosprawnej kogeneracji (jednoczesna produkcja ciepła i energii elektrycznej).

Ciepło odpadowe (z różnych źródeł) jest doskonałym rozwiązaniem do wykorzystania. Należy jednak pamiętać, że nie w każdej lokalizacji takie źródła są dostępne. Często, jeśli są, nie są to duże wolumeny – ciepło odpadowe może stanowić bardzo dobre źródło uzupełniające.

Bardzo cieszy, pomimo trudnego początku, docenienie wartości wysokosprawnej kogeneracji. Nie widać obecnie alternatywy dla jednostek kogeneracji jako podstawowego źródła ciepła w dużych i bardzo dużych systemach ciepłowniczych.

W dużej mierze będą to jednostki wytwórcze opalane gazem, które z czasem zapewne będą przechodzić na zielony wodór czy biometan – w momencie, kiedy podaż tego paliwa będzie istotnie większa niż obecnie i powstanie odpowiednia infrastruktura przesyłowa i dystrybucyjna do celu jego dostarczania.

A co z odnawialnym źródłami energii w ciepłownictwie? Katalog rozwiązań OZE w systemach ciepłowniczych jest dość ograniczony, ponadto – im większy system, tym mniejsze możliwości w tym zakresie. Na pewno tam, gdzie będzie to możliwe, kierunkiem będzie wykorzystanie źródeł geotermalnych i wielkoskalowych pomp ciepła np. na ściekach. Duże nadzieje daje możliwość wykorzystania nadwyżek energii elektrycznej z OZE do wytwarzania ciepła z OZE, co będzie możliwe na podstawie zawartych umów PPA[2] (najkorzystniejsze rozwiązanie).

 Swoją rolę w procesie transformacji ma odegrania również biomasa, choć niewątpliwie sytuacja związana z tym paliwem, przez zaostrzane wymogi KZR[3] jest coraz trudniejsza. Zielone węglowodory przywołałam już powyżej. Należy jednak pamiętać, że zwłaszcza w przypadku większych systemów ciepłowniczych i tak podstawowym źródłem ciepła będą jeszcze długo jednostki kogeneracji. Wielkim nieobecnym mojego zestawienia jest wykorzystanie odpadów komunalnych i paliwa RDF. Dlaczego? Zgodnie ze zmienianą dyrektywą ETS[4], Komisja Europejska rozpocznie  od 1 stycznia 2024 r. weryfikację i raportowanie emisji gazów cieplarnianych w instalacjach termicznego przekształcania odpadów komunalnych (ITPOK) i opracuje do 31 lipca 2026 r. raport, w którym oceniona zostanie zasadność włączenia ich do systemu handlu uprawnieniami do emisji EU ETS[5] od 2028 r. z możliwą derogacją do 31 grudnia 2030 r. Trudno się niestety spodziewać, że weryfikacja ta odbędzie się korzystnie dla tych jednostek wytwórczych, stąd nie wydaje się, żeby powstawały nowe takie instalacje.

Łatwo niestety nie będzie, ale podstawą jest tutaj właściwe planowanie zaopatrzenia w ciepło na poziomie danego systemu ciepłowniczego i odpowiednia weryfikacja możliwości dostępnych w konkretnej lokalizacji.

---

[1] Dyrektywa UE w sprawie efektywności energetycznej

[2] Umowa PPA (Power Purchase Agreement) jest długoterminową umową dostawy energii elektrycznej między dwiema stronami,

[3] Kryteria Zrównoważonego Rozwoju

[4] Dyrektywa ustanawia system handlu uprawnieniami do emisji (ETS) w Unii Europejskiej (UE)

[5] Unijny system handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS)