Jakie technologię ułatwią transformację w ciepłownictwie systemowym?
To, że transformacja sektora energetycznego i zwrot w kierunku jego dekarbonizacji stały się faktem, nie budzi już chyba żadnych wątpliwości. W pewnym stopniu nie do końca jasne jest jednak, w jaki sposób wymienione powyżej cele realizować, tzn. przy wykorzystaniu jakich technologii.
W tym zakresie, do momentu ustabilizowania się stanu prawnego na poziomie UE, które sprowadza się w dużej mierze do zakończenia prac nad aktami prawnymi procedowanymi w ramach pakietu Fit for 55, nie będzie do końca pewności.
Z jednej strony planując modernizację czy zastąpienie istniejących jednostek wytwórczych (np. elektrociepłowni) zasilających dany system ciepłowniczy należy mieć na uwadze obecnie obowiązujące przepisy. Z drugiej jednak, nie śledząc kierunków zmian projektowanych w obszarze unijnej legislacji, może okazać się, że planowana przez nas inwestycja, a w zasadzie wytworzona w niej energia elektryczna lub ciepło albo nie spełniają (jeszcze) wymogów pozwalających na jej kwalifikację jako energia z OZE, albo w oparciu o obecny stan prawny jest to możliwe, ale wkrótce już nie będzie. A to nie jedyna potencjalna konsekwencja braku podążania za regulacjami.
Jak dobrze wiadomo, w grudniu 2020 r. Rada Europejska zatwierdziła nowy wiążący cel unijny zakładający ograniczenie emisji netto gazów cieplarnianych o co najmniej 55 % do 2030 r. w porównaniu z poziomem z roku 1990, stanowiący kamień milowy do osiągnięcia w roku 2050 neutralności klimatycznej. Zaproponowane przez Komisję Europejską, w ramach pakietu Fit for 55 oraz innych działań, rozwiązania w różny sposób stymulują proces transformacji w poszczególnych sektorach. Skupmy się jednak na sektorze ciepłownictwa systemowego.
Z jednej strony część technologii jest pośrednio eliminowana z możliwości uzyskania zewnętrznego finansowania poprzez warunki określone w taksonomii (nawet pomimo tego, że gwarantują istotne zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych, nie wspominając już o szkodliwych substancjach tj. pyły zawieszone czy tlenki siarki i azotu) oraz innych dokumentach (GBER[1], wytyczne CEEAG[2]). W odniesieniu do systemów ciepłowniczych jedną z kluczowych regulacji jest przywoływana niemal na każdym kroku (zresztą słusznie) definicja efektywnego systemu ciepłowniczego. Determinuje ona możliwość uzyskania środków na finansowanie modernizacji danego systemu, a także warunkuje kwestie związane m.in. z obowiązkiem zakupu ciepła z OZE.
Regulacje UE nakładają obligatoryjne bądź orientacyjne cele do osiągnięcia na różnych poziomach (krajowym, danej części sektora, danego systemu), np. w zakresie przyrostu udziału energii z OZE, które w określony sposób trzeba realizować. Kwestia ta jest dość złożona i zróżnicowana. W zależności od sposobu implementacji do prawodawstwa krajowego tych celów, będzie to miało wpływ na wybór technologii.
Innym narzędziem, niezwykle istotnym, w procesie kształtowania miksu energetycznego, jest system handlu uprawnieniami EU ETS. Nie determinuje on teoretycznie w sposób bezpośredni katalogu technologii możliwych do stosowania. Powoduje natomiast, że wykorzystanie części z nich będzie wiązało się z wyższymi kosztami. Duża zmiana w tym zakresie dotyczyć będzie np. instalacji termicznego przekształcenia odpadów z odzyskiem energii, które z dużym prawdopodobieństwem w najbliższych latach zostaną włączone do systemu EU ETS, tj. będą zobowiązane do umarzania uprawnień do emisji gazów cieplarnianych. Podobny los może spotkać jednostki wytwórcze opalane biomasą ze względu na zaostrzające się kryteria KZR[3] dla biomasy –wiązać się on może ze wzrostem kosztów paliwa, które będzie spełniało te kryteria, aby utrzymać status ciepła z OZE i nie zostać objętym obowiązkiem zakupu uprawnień do emisji.
Duże nadzieje wiązane są z sector couplingiem[4] i wykorzystaniem technologii Power to heat w kontekście wykorzystania nadwyżek energii elektrycznej z OZE. W tym kontekście czekamy jednak wciąż na zmiany w dyrektywie RED, które pozwolą na zakwalifikowanie jako ciepła z OZE ciepła wytworzonego z energii elektrycznej z OZE, dostarczonej na podstawie np. umowy PPA[5] – teraz nie jest to niestety możliwe.
Powyższe rozważania pokazują, że wyzwania przed którymi stoi sektor ciepłownictwa nie są łatwe, a niektóre technologie (lub nośniki) OZE, która są nimi w chwili obecnej, wkrótce mogą być już rozwiązaniami konwencjonalnymi. Chyba najistotniejszymi elementami, które zdeterminują skuteczność transformacji sektora ciepłownictwa systemowego, będzie czas, który otrzymają podmioty zobowiązane na realizację inwestycji oraz stabilność regulacji UE. Zmiany, które zostały zaplanowane w projektach pakietu Fit for 55 są diametralne różne względem tych uchwalonych w ramach Pakietu Zimowego zaledwie mniej więcej cztery lata wcześniej, podczas gdy cykl życia jednostki wytwórczej tj. na przykład jednostki kogeneracji to około 25 lat.
[1] Rozporządzenie GBER przewiduje warunki, po spełnieniu których państwa członkowskie mogą przyznawać pomoc publiczną w określonych obszarach
[2] Wytyczne CEEAG zawierają wskazówki na temat sposobu, w jaki Komisja będzie oceniać zgodność środków pomocy z zakresu ochrony środowiska, w tym ochrony klimatu i środków na cele związane z energią
[3] Kryteria Zrównoważonego Rozwoju
[4] Łączenie sektorów
[5] Umowa PPA (Power Purchase Agreement) jest długoterminową umową dostawy energii elektrycznej między dwiema stronami
