Pod koniec ubiegłego roku w Polsce funkcjonowało 396 koncesjonowanych przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się dostawą ciepła. Zainstalowana w nich moc wynosiła 53 561 MW, a sieć dystrybucyjna zbliżała się do 22 tys. km. Te przedsiębiorstwa wytworzyły prawie 345 mln GJ ciepła. Ale oprócz tych dużych dostawców są w Polsce przedsiębiorcy zajmujący się dostawą ciepła, u których odbiorcy zamawiają nie więcej niż 5 MW mocy. Sprzedają ok. 50 mln GJ ciepła. Do tego jeszcze około 50 mln GJ wytwarzane na własne potrzeby przez gospodarstwa domowe oraz lokalne ciepłownie zaspokajające potrzeby mieszkańców budynków wielorodzinnych. Niezależnie przemysł wytwarza ok. 200 mln GJ ciepła. To wszystko sprawia, że Polska ma jeden z najbardziej rozbudowanych systemów sieci ciepłowniczych w UE.
Przyspieszyć modernizację
Niestety, emituje on do atmosfery rocznie ponad 68 mln ton CO2. A to dlatego, że aż 80 proc. systemów ciepłowniczych jest nieefektywnych, a do produkcji energii wykorzystują głównie węgiel –kamienny i brunatny. – Tymczasem jakość powietrza zależy od tego, czym palimy – mówi Sebastian Zientara, senior manager w innogy Polska Solutions. – Węgiel ciągle jest łatwo dostępny, ale coraz droższy, importujemy go też coraz więcej, co powoduje wahania jego podaży i kosztów – dodaje specjalista i tłumaczy, że wszelkie oszczędności powinny zacząć się od użytkowników. Jego zdaniem dobrym trendem jest energooszczędne budownictwo, ale przed nim też piętrzą się nowe wyzwania. Z racji technologii ciepła będziemy zużywać coraz mniej, ale coraz większe będzie zapotrzebowanie na chłodzenie.
Przyspieszeniu modernizacji systemów ciepłowniczych służyć ma wspomniana unijna dyrektywa MCP, która określa normy emisji dwutlenku siarki (SO2), tlenków azotu (NOx) i cząstek stałych (pyłów) dla tzw. średnich obiektów spalania (MCP – Medium Combustion Plants). W tej grupie znajdą się ciepłownie eksploatujące źródła o mocy nie mniejszej niż 1 MW i mniejszej niż 50 MW. Dyrektywa ta została już wdrożona do polskiego ustawodawstwa w 2017 r. i jest stosowana wobec nowo powstających instalacji. W przypadku już istniejących ciepłowni o mocy źródeł większej niż 5 MW nowe standardy będą obowiązywać od 1 stycznia 2025 r. Istnieje jednak możliwość uzyskania derogacji ciepłowniczej i odroczenia tego terminu do 1 stycznia 2030 r. w przypadku, gdy min. 50 proc. produkcji ciepła użytkowego stanowi ciepło dostarczone do publicznej sieci ciepłowniczej. Mniejsze źródła, o mocy od 1 do 5 MW, mają czas na dostosowanie się do wymogów do końca 2029 roku. Jak to osiągnąć, zastanawiali się uczestnicy webinarium „Gotowi na dyrektywę MCP – Modernizacja źródła ciepła (kotłowni) do stanu spełniającego założenia efektywnego systemu ciepłowniczego” zorganizowanego przez innogy Polska Solutions oraz E.ON edis Energia.
Nowe wymogi
– Dopuszczalne wielkości emisji, wprowadzone unijną dyrektywą są zasadniczo ostrzejsze niż te obecnie obowiązujące w Polsce. Dlatego dostosowanie się do nich będzie wymagało kosztownych inwestycji w modernizacje zastosowanych rozwiązań lub wręcz zmiany technologii wytwarzania ciepła – ocenia Irena Dul, główny specjalista ds. ochrony środowiska w E.ON edis Energia. Dodaje, że przepisy wprowadzają również wymóg objęcia wszystkich średnich obiektów energetycznego spalania systemem pozwoleń lub rejestracji, a także określają nowe obowiązki pomiarowe dla wielu instalacji, dla których wcześniej kontrolowanie dotrzymywania dopuszczalnych wielkości emisji nie było wymagane. Prowadzenie rejestru średnich źródeł spalania paliw powierzono Krajowemu Ośrodkowi Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBIZE), który wypełnia to zadanie już od początku 2019 r. (mcp.kobize.pl). Informacje do rejestru przekazują organy ochrony środowiska odpowiedzialne za przyjmowanie zgłoszeń i wydawanie pozwoleń. Na dzień dzisiejszy źródła o mocy 1–5 MW zajmują w nim 62,1 proc., 5–20 MW to 28,5 proc., a te największe w omawianej grupie, do 50 MW, stanowią 9,4 proc. Pierwsze pomiary dla źródeł istniejących wcześniej nieobjętych takim obowiązkiem należy wykonać odpowiednio w terminach do 1 stycznia 2024 r. (źródła większe) lub do 1 stycznia 2029 r. (źródła mniejsze).
Trzeba dywersyfikować
– Kluczowym wyzwaniem, jakie stoi przed ciepłowniami z grupy MCP, jest dywersyfikacja paliw zużywanych do produkcji ciepła. Niestety, węgiel stanowi ciągle 71 proc. zużytych paliw i choć jego udział spada, to bardzo powoli – mówi Bartłomiej Asztemborski, koordynator projektów w innogy Polska Solutions. – Bez zmiany paradygmatu ciepłownictwa, wykorzystania energii odpadowej będącej wynikiem innych procesów, np. przemysłowych i chłodniczych, bez wykorzystania źródeł odnawialnych i wdrożenia wysokich standardów efektywności energetycznej, sukcesu nie osiągniemy. Tymczasem rośnie koszt działalności przedsiębiorstw ciepłowniczych. W 2019 r. średnia cena ciepła ze źródeł wytwórczych (ciepłownie) wzrosła o 5,8 proc. w stosunku do poprzedniego roku (40,97 zł/GJ). Jedynie cena ciepła wytwarzanego w kogeneracji (jednoczesne wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej) była niższa o prawie 22 proc.
Na zwrot z inwestycji w przypadku instalacji gazowych trzeba czekać ok. pięć lat, przy pompach ciepła pięć, siedem lat, wymiennikach ciepła ok. 10 lat, a przy inwestycjach w OZE w zależności od technologii 7–15 lat, co oznacza, że wiele przedsiębiorstw musi szukać finansowania zewnętrznego, np. w formie contractingu czy dofinansowania. W przypadku odnawialnych źródeł energii wytwarzających prąd, można liczyć na skrócenie okresu zwrotu z inwestycji dzięki modelowi Power Purchase Agreements (PPA), czyli umowami zakupu energii bezpośrednio od producenta, które w Polsce cieszą się coraz większym zainteresowaniem. Sposoby istnieją i nie powinno być problemu ze znalezieniem środków na modernizację! AO
PARTNER
