Magazynowanie zeroemisyjnej i taniej energii czy spalanie coraz droższych paliw?

Wprowadzenie

Idea przechodzenia polskiego ciepłownictwa z paliwa węglowego, które stanowi ciągle 75% miksu paliowego (a w wielu ciepłowniach 100%), na wysokie udziały zeroemisyjnej energii z OZE (powyżej 50%, z czasem nawet do 100%) ma szanse na urzeczywistnienie się już w 2024 roku. Przejście z fazy prac koncepcyjnych, prowadzonych od niemal dekady w ramach programów badawczych UE do fazy realizacyjnej w miejskich ciepłowniach stało się możliwe dzięki dwóm programom Narodowego Centrum Badań i Rozwoju (NCBiR) realizowanych w trybie tzw. „zamówień przedkomercyjnych (Pre-Commercial Procurement -PCP). PCP to nowy instrument zamówień publicznych, stworzony po to, by angażować sferę B+R oraz MŚP w tworzenie rozwiązań odpowiadających na ważne wyzwania społeczne, gospodarze i technologiczne. W trakcie procesu PCP kilka grup nadawczo-wdrożeniowych opracowuje koncepcje, a następnie prototypy innowacyjnych rozwiązań, z których wyłonione zostaje rozwiązanie najlepiej spełniające potrzebę zamawiającego.

W obecnym czasie  olbrzymiego tempa zmian na rynkach i ryzyk wywoływanych zmianami klimatu i polityką klimatyczną, polskie ciepłownictwo i energetyka generalnie, są w małym stopniu skłonne do kreowania zapotrzebowania na produkty nowe z obszaru OZE. Wybierają one strategię wyczekiwania i zamawiają produkty „z półki”, rozwiązując raczej krótkookresowe problemy. W sytuacji kiedy 100% ciepła powstaje w procesach spalania paliw i w poczuciu odpowiedzialności za zapewnienie mieszkańcom ciągłości dostaw ciepła trudno jest sobie zarówno samorządowym jak i przedsiębiorstwom ciepłowniczym wyobrazić funkcjonowanie ciepłowni opartej np. w 50-80% na pogodowozależnych OZE. Polskie ciepłownictwo potrzebuje instalacji demonstracyjnych, pokazujących, że nowe zeroemisyjne technologie mogą być wprowadzane do systemów ciepłowniczych opartych na węglu i że mogą przyspieszyć tempo transformacji energetycznej i przechodzenia na OZE. Taką rolę mają spełnić dwa zamówienia PCP ogłoszone w br. przez NCBiR, których końcowymi odbiorcami będą miejskie ciepłownie, a beneficjentami dostawy rozwiązań:

• „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE”
• „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”

Projekty dają szanse na przełamanie błędnego koła blokujące śmielsze decyzje inwestycyjne i ucieczkę od wysokich kosztów ciepła z powodu braku zademonstrowania w Polsce technologii i rozwiązań funkcjonujących już w innych krajach, ale nie zademonstrowanych w Polsce (nie sprawdzonych na rynku krajowym). Służyć też będą stymulowaniu rozwoju nowych produktów dla zielonego ciepłownictwa. W uruchomionym procesie komercjalizacji ważne jest to aby jak najbardziej zbliżyć oczekiwania i perspektywy samorządów i ciepłowni miejskich oraz dostawców nowych rozwiązań oraz, aby efekt demonstracji w mniejszej skali (część systemu ciepłowniczego) mógł być łatwo przeniesiony na większą skalę i szeroko replikowany.

Perspektywa samorządów i miejskich przedsiębiorstw ciepłowniczych

Samorządy miejskie poddane są przez energetykę coraz bardziej sterującym testom w stylu „dylematu więźnia”. Starając się obniżyć szkodliwe emisje wpadają w pułapkę wysokich kosztów energii. Słusznie pilnując niskiej cen energii elektrycznej dla mieszkańców, nie zawsze doceniały ryzyka wzrostu cen ciepła, które pochłaniają gro dochodów rozporządzalnych gospodarstw domowych. Ucieczka z pułapki rosnących cen ciepła nie jest prosta. W obliczu wzrostu cen uprawnień do emisji CO₂ silnie zurbanizowane, duże systemy ciepłownicze w miejskich zdecydowały się na przechodzenie z węgla na mniej emisyjne paliwo gazowe, jako tzw. „paliwo przejściowe”.

Z tym naturalnym rozwiązaniem związane są uwarunkowania infrastrukturalne, ale też problemy wynikające z wyboru paliw i technologii ciepłowniczej.

Nie ma wątpliwości, że głównymi źródłami energii pierwotnej w energetyce przyszłości, w tym także w ciepłownictwie będą energia słoneczna i wiatr, ale dla dużych aglomeracji miejskich rzeczywiście trudno obecnie o alternatywę w stosunku do paliwa gazowego. Aby możliwe było pokrycie zapotrzebowania na ciepło np. poprzez wykorzystanie energii słonecznej, energii elektrycznej bezpośrednio z farm wiatrowych i innych lokalnych zasobów energii, niezbędna jest odpowiednio niska gęstość powierzchniowa zapotrzebowania na ciepło na danym terenie miasta. Tego warunku nie będą spełniają obszary silnie zurbanizowane i te muszą bazować na dostawie wysokoenergetycznych paliw i nośników energii z zewnątrz, ze wszystkimi skutkami ekonomicznymi i ryzami z tego faktu wynikającymi. Obszary te nie staną się szybko zeroemisyjnymi i zeroenergetycznymi w sensie bilansu zużycia energii pierwotnej.

W ciepłownictwie przyszłości gaz można traktować jako paliwo przejściowe, ale raczej w źródłach szczytowych, które będą uzupełnieniem dla najtańszych źródeł pogodowozależnych. Szukanie najkorzystniejszych niszy rynkowych dla nowych inwestycji gazowych nie jest obecnie tak proste jak jeszcze parę lat temu. Giełdowe ceny gazu (indeks RDN) wzrosły w ciągi roku z 30 do pond 170 zł/MWh (w okresie lipiec 2020-2021), a kontrakty terminowe z dostawa na 2021 rok są 2-3 krotnie wyższe niż kontrakty na rok 2020. Ceny węgla dla ciepłownictwa (indeks PSCMI 2) w tym czasie pozostały na podobnym poziomie rzędu 45 zł/MWh. Gaz jest paliwem o emisyjności o połowę niższej niż węgiel, ale w ciągu ostatnich 12 miesięcy cen uprawnień do emisji CO₂ wzrosły więcej niż dwukrotnie (z 26 do 53 EUR/EUA). Gaz w energetyce jest potrzebny jako źródło szczytowe, ale jest paliwem drogim jeśli chodzi o pracę w tzw. „podstawie” systemów energetycznych i ciepłowniczych.

Powyższe fakty zmieniają znaczenie kogeneracji gazowej, w tym uznawanej dotychczas za wręcz idealne rozwiązanie dla ciepłowni dążących do uzyskania statusu efektywnego systemu ciepłowniczego – wysokosprawnej kogeneracji. Nowy pakiet klimatyczny UE „Fit-for-55” przygotowuje zmianę definicji efektywnego systemu ciepłowniczego i wyklucza ciepło ze źródeł o emisji powyżej 270 kg CO₂/MWh, a to oznacza brak możliwości uzyskania wsparcia inwestycyjnego przez kogenerację gazową (znajduje to też potwierdzenie w zasadach tzw. „zielonej taksonomii”). Kogeneracja nie spełnia zatem w pełni idei paliwa przejściowego, gdyż jest nieelastyczna, słabo sterowalna i nie eliminuje ograniczeń źródeł słonecznych i wiatrowych, będąc jednocześnie ciągle emisyjną i uzależnioną od szybko rosnącej ceny paliwa gazowego. Układy kogeneracyjne muszą już w najbliższej przyszłości ulec silnej transformacji w kierunku układów zeroemisyjnych. Aby być konkurencyjnym będą musiały być również bezemisyjne i w systemie ciepłowniczych działać elastycznie, w synergii z pracą źródeł pogodowozależnych.

W efekcie ograniczeń przestrzennych i infrastrukturalnych związanych z przeinwestowaniem w technologie I i II generacji ciepłowniczej, duże miasta są zmuszone do rozłożenia procesu transformacji energetycznej w kierunku zeroemisyjnych na dłuższy okres i oprzeć się na imporcie niskoemisyjnych nośników energii, przynajmniej do czasu upowszechnienia się zeroemisyjnego (zielonego) wodoru lub do czasu doprowadzenia do 100% udziału OZE w wytwarzaniu energii elektrycznej. Oznacza to perspektywę co najmniej 15-20 lat wysokich kosztów wytarzana ciepła i wysokich cen ciepła dla odbiorców.

W innej sytuacji są mniejsze miasta, które z pozoru mają mniejsze pole manewru i niższe możliwości finansowe. Mniejsze systemy ciepłownicze zlokalizowane są na obszarach o znacznie mniejszej gęstości powierzchniowej zapotrzebowania na ciepło i (podobnie jak niektóre wiejskie jednostki osadnicze) i o większym dostępie do powierzchni pod źródła konwersji odnawialnych zasobów energii na ciepło.

W naszych warunkach klimatycznych z 1 km² przeznaczonego na produkcję energii ze źródeł odnawialnych można uzyskać odpowiednio[1]:

• 1440 TJ[2] z energii słonecznej termicznej (kolektory słoneczne, sprawność 40%)
• 360 TJ z energii słonecznej fotowoltaicznej (sprawność 10%)
• do 150 TJ z energii wiatru (przy dużym zagęszczeniu wiatraków rządu 20 MW/km²)
• do 15 TJ z biomasy (przy najbardziej wydajnych roślinach energetycznych)

Takie systemy ciepłownicze mogą znacznie szybciej transformować się w kierunku zeroemisyjnych, tzw. III i IV generacji, unikając ryzyka systematycznego wzrostu kosztów ciepła w długim okresie przejściowym. Badania przeprowadzone przez IEO we współpracy z Izbą Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie w ramach prac dla NFOŚIGW[3] wskazują, że już w 2018 roku znacząca część miejskich przedsiębiorstw ciepłowniczych, zwłaszcza mniejszych, wykazywała zainteresowanie przyśpieszoną transformacja energetyczna w kierunku technologia OZE. Przedsiębiorstwa ciepłownicze zamierzały inwestować i korzystać z różnorodnych OZE (także innych niż biomasa, która w następstwie polityki UE dot. uwzględniania śladu węglowego traci na znacznie) dotychczas niewykorzystywanych – rysunek 1.

Rys. 1. Zainteresowanie poszczególnymi technologiami OZE i magazynowania ciepła w ankietowanej grupie przedsiębiorstw. Ozn.: STES – sezonowe magazyny ciepła, TES- dobowe magazyny ciepła, KS- kolektory słoneczne, KB- kotły na biomasę, GPtH – (green) power to heat, PC- pomocy ciepła (geotermalne i PtH). Źródło: badanie ankietowe IEO

Duże zainteresowanie magazynami ciepła oraz kolektorami słonecznymi to wprost widoczna, postępująca zmiana w podejściu do OZE i ich miejsca w systemach ciepłowniczych. Duże zainteresowanie „dobowymi” magazynami ciepła to naturalny wynik pozytywnych doświadczeń we współpracy kogeneracji z tą technologią. Na „dobowe” magazyny ciepła wskazywały właśnie w dużej mierze przedsiębiorstwa planujące budowę lub rozbudowę potencjału kogeneracji. Co ciekawe, plany te były często połączone z zainteresowaniem technologią Green Power-to-Heat (GPtH) pozwalająca np. wykorzystanie w ciepłowniach niezbilansowanej energii wiatrowej, która to cieszy się dużym zainteresowaniem.

To zainteresowanie nie przełożyło się dotychczas na realne inwestycje. Konieczne jest zademonstrowanie na tych obszarach zupełnie nowych technologii ciepłowniczych opartych na OZE i zweryfikowanie ich możliwości w praktyce, przynajmniej w wybranych mikrosieciach lub subobszarach demonstracji nowych technologii („demonstratorach”) celem dalszej replikacji. Temu właśnie mają służyć programy badawcze NCBiR realizowane w ramach zamówienia przedkomercyjnego.

„Ciepłownia przyszłości”, czyli system ciepłowniczy z 80% udziałem ciepła z OZE

W konkursie „Ciepłownia przyszłości” konsorcjum Rafako Innovation - spółka z Grupy Rafako S.A. oraz Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO) zostały liderem listy rankingowej w konkursie NCBiR. Celem projektu jest opracowanie i wdrożenie technologii, które umożliwią przekształcanie systemów ciepłowniczych opartych na paliwach kopalnych w efektywne energetycznie i kosztowo przedsiębiorstwa. Projekt zakłada wykorzystanie odnawialnych źródeł energii, w co najmniej 80 proc. Demonstrator technologii będzie zlokalizowany na terenie Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Końskich. Obecnie w PEC Końskie zainstalowane są kotły węglowe i gazowe które odpowiadają za 100% pokrycia zapotrzebowania na ciepło -131 000 GJ (2020r). Miasto Końskie jest typowym, w warunkach polskich, miastem powiatowym. Demonstrator obejmuje ok 20% całego systemu ciepłowniczego

Propozycja Rafako-IEO jest zwieńczeniem kilkuletniej pracy IEO nad otwarciem się polskiego ciepłownictwa na wprowadzanie do miksu ciepłowniczego zeroemisyjnych OZE oraz magazynów ciepła. W trakcie dotychczasowych prac i współpracy z branżą ciepłowniczą i miastami powstało wiele opracowań dla Komisji Europejskiej, NFOŚiGW oraz przedsiębiorstw aplikujących do programów Horyzont 2020, „Ciepło powiatowe”, fundusze EOG. Ale dopiero formuła PCP pozwala na demonstrację całej palety rozwiązań[4][5].

Obecnie realizowana koncepcja zakłada produkcję energii cieplnej z promieniowania słonecznego za pomocą wielkoskalowych kolektorów słonecznych oraz rozwiązania power-to-heat z wykorzystaniem zielonej energii. Najistotniejszym jednak elementem systemu będzie sezonowy magazyn ciepła wykonany w technologii dotąd w Polsce niestosowanej. Symulacje wykonane w IEO dla PEC Końskie pokazują, że możliwe technicznie i uzasadnione ekonomicznie jest uzyskanie nawet 80% ciepła z OZE dzięki wykorzystaniu energii słonecznej termicznej (65%) i niezbilansowanej energii z farm wiatrowych (15%) oraz sezonowego magazynu ciepła wspartego tylko szczytową pracą kotła węglowego (20%). Istniejące źródła węglowe będą wykorzystane w tej technologii jako rezerwowo-szczytowe, a docelowo mogą być całkowicie zastąpione źródłami z OZE. System o łącznej mocy zainstalowanej ponad 20 MW może działać dzięki magazynom ciepła, sezonowemu oraz krótkoterminowemu, pracujących w kaskadzie.  Strukturę źródeł bieżącego (miesiąc po miesiącu) pokrycia zapotrzebowania na ciepło na obszarze Demonstratora zilustrowano na rysunku 2.

 

Rys. 2. Pokrycie zapotrzebowania na ciepło na obszarze Demonstratora Technologii w PEC Końskie. Źródło: oprac. IEO. 

Budżet przedsięwzięcia to 38 mln zł. Harmonogram rzeczowo-finansowy (plan) realizacji projektu przedstawiono na rysunku 3.

Rys. 3. Harmonogram realizacji projektu. Oprac. Rafako. 

PEC Konskie jest reprezentatywnym przedsiębiorstwem ciepłowniczym podejmującym wysiłki na rzecz zdecydowanego i szybkiego zwiększania udziału OZE, w szczególności poprzez wykorzystanie źródeł zeroemisyjnych. Technologie OZE proponowane w Demonstratorze, w tym magazyny ciepła, budzą szerokie zainteresowanie, ale wymagają demonstracji.

„Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” czyli system ciepłowniczy z 100% udziałem ciepła z OZE z kogeneratorem wodorowym

Obecnie źródłem ciepła PEC Radzyń Podlaski są wodne kotły rusztowe zlokalizowane na terenie kotłowni głównej. W przedmiotowej instalacji na terenie Demonstratora głównym źródłem ciepła będą kolektory słoneczne oraz ogniwo wodorowe zasilające zarówno sezonowy magazyn ciepła jak i będące bezpośrednim źródłem ciepła dla odbiorców. W zależności od pory roku i zapotrzebowania na czynnik grzewczy nadmiar ciepła z ogniwa wodorowego będzie kierowany do zasilania magazynu sezonowego.

Na poniższym rysunku przedstawiono schemat procesu technologicznego. Widoczne jest poglądowe rozmieszczenie źródeł ciepła i magazynu (wraz podaniem mocy, wydajności/objętości) i odbiorów oraz parametry uśrednione, zakładane orurowania ciepła i wodoru (z możliwością jego magazynowania) oraz sieci elektroenergetycznej.

Rysunek 4. Schemat procesu technologicznego: Źródło: oprac. IEO 

Kogeneracja w ogniwie paliwowym typu SOFC o mocy 450 kW mocy elektrycznej i 500 kW mocy cieplnej i sprawności 75%, będzie realizowana w oparciu o wodór z elektrolizera w technologii PEM o sprawności 85% i mocy 1300 kW, zasilanego energią elektryczną z lokalnie zlokalizowanych OZE..

Kogenerator jest w pełni zeroemisyjnym źródłem ciepła i energii elektrycznej wpisującym się w idee Zielonego ładu, służących efektywnemu wykorzystaniu zasobów dzięki przejściu na czystą gospodarkę o obiegu zamkniętym, tworzeniu zamkniętych obiegów surowców i całkowitemu wyeliminowaniu zanieczyszczeń. Jedynym produktem ubocznym jest czysta woda (H₂O). Kogenerator nie będzie też emitował hałasu.

Wodór produkowany w elektrolizerze będzie bezpośrednio zużywany w ogniwie paliwowym, bez potrzeby dodatkowego sprężania i magazynowania i będzie zużywany bezpośrednio do ciągłej produkcji energii elektrycznej i ciepła. Ciepło będzie zużywane bezpośrednio pokrywając bieżące zapotrzebowanie. W sezonie letnim w okresach, gdy zapotrzebowanie na CWU jest niższe niż produkcja energii, ciepło będzie kierowane do sezonowego magazynu ciepła. Woda chłodząca będzie podgrzewana do temperatury nawet do 95 °C odbierając ciepło od pracującego w temperaturze powyżej 600 °C ogniwa paliwowego. Całkowity udział ciepła z kogeneracji (przy założonej pracy ciągłej Kogeneratora) wykorzystanego na cele grzewcze w Demonstratorze (bez uwzględnienia strat w magazynie ciepła i strat na przesyle) wynosi 100%. Poza energią elektryczną od lokalnych dostawców energii z OZE na potrzeby elektrolizera nie przewiduje się zakupu ciepła dla obszaru Demonstratora poza dostawami z miejskiej sieci ciepłowniczej energii wytworzonej w Demonstratorze Technologii.

W Demonstratorze przewiduje się tylko dwa źródła ciepła, są to kogenerator wodorowy  (77%) i kolektory słoneczne (23%), oba są źródłami zeroemisyjnymi. W systemie jest magazyn sezonowy, w którym przechowywana jest energia w ilości większej od wymaganej - średniej czterotygodniowej produkcji ciepła przez Demonstrator Technologii w czasie okresu grzewczego. Obecność magazynu sezonowego pozwala nie tylko na długoterminowe magazynowanie energii z kolektorów słonecznych, ale także nadwyżek ciepła z Kogeneratora. Wobec dużego udziału w systemie źródła niskotemperaturowego i pogodowozależnego jakim są kolektory słoneczne oraz ciepła z kogeneracji, zaplanowano budowę nowej sieci preizolowanej na potrzeby zaopatrzenia demonstratora w ciepło.

Na rysunku przedstawiono bilanse miesięczne produkcji i magazynowania ciepła (początek cyklu ładowania w kwietniu), z uwzględnieniem ilości energii z OZE pobieranej z magazynu na potrzeby Demonstratora.

Rys. 5. Pokrycie zapotrzebowania na ciepło na obszarze Demonstratora Technologii w PEC Radzyń Podlaski, z uwzględnieniem procesów ładowania i rozładowania sezonowego magazynu ciepła. Źródło: oprac. IEO. 

Parametry systemu po przeprowadzeniu modernizacji sieci i jej dostosowaniu do zapewnienia 100% udziału ciepła z OZE. Pokrycie zapotrzebowani na ciepło zapewniają następujące dwa rodzaje OZE: kolektory słoneczne -23,2% i Kogenerator oparty na elektrolizerze i ogniwie paliwowym SOFC.  

Podsumowanie

Przed polskim ciepłownictwem stoi wyzwanie technologiczne i ekonomiczne przejścia z paliw kopalnianych na wysokie udziały zeroemisyjnej energii z OZE. Przejście z fazy koncepcyjnej do fazy realizacji w formie demonstracji jest możliwe dzięki programom NCBiR. Polskie ciepłownictwo potrzebuje instalacji demonstracyjnych potwierdzających, że nowe zeroemisyjne technologie mogą być wprowadzane do systemów ciepłowniczych opartych na węglu i że mogą przyspieszyć tempo transformacji energetyczne i stopniowego przechodzenia na zeroemisyjne OZE, bez wzrostu cen ciepła dla odbiorców. Dotychczasowe analizy wskazują na możliwości obniżania kosztów wytwarzania ciepła w stosunku do scenariusza inwestycji w paliwa kopalne i dostosowywania się do wymogów środowiskowych UE.

W uruchomionym procesie komercjalizacji ważne jest to, aby jak najbardziej zbliżyć oczekiwania i perspektywy samorządów i ciepłowni miejskich oraz dostawców nowych rozwiązań oraz, aby efekt demonstracji w mniejszej skali (część systemu ciepłowniczego) mógł być łatwo przeniesiony na większą skalę i szeroko replikowany. Programy te mogą się okazać zwrotem technologicznym i początkiem nowej drogi w kierunku ciepłownictwa zeroemisyjnego w Polsce.

Grzegorz Wiśniewski, Agnieszka Skomorowska, Aleksandra Sulej, Instytut Energetyki Odnawialnej

[1] Wiśniewski G.: Zmiana paradygmatu w energetyce – rolnik podmiotem i producentem energii.

Czasopismo Energetyka-Społeczeństwo-Polityka 1/2016/III. URL http://energetyka-collegium.pl/okladka-energetyka-spoleczenstwo-polityka-nr-03-1-2016/

[2] 1 TJ (teradżul) = 1 000 000 000 000 J (dżuli) = 277,8 MWh.

[3] Instytut Energetyki Odnawialne: “Założenia do ustanowienia przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej programu wsparcia dla ciepłownictwa w zakresie budowy, modernizacji i rozwoju systemów ciepłowniczych współpracujących z OZE i magazynami ciepła”. Ekspertyza dla NFOŚiGW. Warszawa, 2018 r.

[4] Instytut Energetyki Odnawialnej: „Słoneczne systemy ciepłownicze”. URL https://www.ieo.pl/pl/projekty/sloneczne-systemy-cieplownicze?highlight=WyJrdWpkYSJd

[5] Instytut Energetyki Odnawialnej: OZE I magazyny ciepła w polskim ciepłownictwie URL https://ieo.pl/pl/oze-w-cieplownictwie