Modernizacja i rozwój ciepłownictwa lokalnego jako sposób walki ze smogiem1
Problem zanieczyszczenia powietrza w Polsce dotyka zarówno dużych aglomeracji, jak i małych miejscowości. Przemiany gospodarcze, zapoczątkowane w 1989 roku, poskutkowały likwidacją wielu gałęzi przemysłu, będącego wówczas głównym emitentem szkodliwych substancji. Jakość powietrza systematycznie rosła do roku 2000, natomiast od tamtej pory utrzymywana jest mniej więcej na tym samym poziomie. W ciągu ostatnich lat normy jakości powietrza w Polsce były, i w dalszym ciągu są, przekraczane, zmieniła się natomiast struktura generowania zanieczyszczeń. Wg Raportu Europejskiej Agencji Środowiska do zanieczyszczeń o największym stężeniu zalicza się pyły zawieszone PM2,5 i PM10 oraz benzo(a) piren, zaliczany do węglowodorów aromatycznych (WWA). W Tabeli 1. zaprezentowano udział poszczególnych sektorów w emisji wybranych zanieczyszczeń powietrza, które przyczyniają się do powstawania smogu. Około połowa pyłów generowana jest przez procesy spalania poza przemysłem oraz niezwiązane z produkcją i transformacją energii. Emisja węglowodorów aromatycznych z tego samego sektora stanowi niemal 90%. Najbardziej problematyczne zanieczyszczenia powietrza powstają zatem wskutek spalania paliw na potrzeby ogrzewania gospodarstw domowych ze źródeł indywidualnych (tzw. niska emisja) oraz w transporcie, w dalszej kolejności dopiero w procesach przemysłowych oraz konwersji energii.
Jednym ze sposobów walki ze smogiem jest rozwój ciepłownictwa lokalnego, jako alternatywa dla indywidualnych sposobów ogrzewania gospodarstw domowych. Spaliny produkowane w procesach spalania w ciepłowniach i elektrociepłowniach lokalnych są oczyszczane przed emisją do atmosfery w celu dostosowania ich składu do odpowiednich norm. Skład spalin jest również na bieżąco monitorowany, co pozwala na optymalne prowadzenie procesu spalania. Takie oczyszczanie nie ma miejsca w gospodarstwach domowych. Najczęściej na potrzeby indywidualnego ogrzewania domostw, ze względu na aspekt ekonomiczny, stosowane jest niższej jakości paliwo w porównaniu do paliwa stosowanego w ciepłowniach zawodowych, co w połączeniu ze spalaniem w nieefektywnych kotłach, bezpośrednio przekłada się na emisję większej ilości szkodliwych substancji.
Średnia cena ciepła sieciowego w Polsce kształtuje się obecnie na poziomie 39,37 PLN/GJ. Dodatkowo należy doliczyć stawkę za usługi przesyłowe w wysokości średnio 17,29 PLN/GJ2. Ceny wytwarzania oraz przesyłu ciepła są uzależnione w znaczącym stopniu od województwa oraz stosowanego w lokalnej ciepłowni paliwa. Znaczenie ma również fakt, czy ciepło wytwarzane jest w kogeneracji. Cena ciepła nie produkowanego w skojarzeniu jest ok. 15,5% wyższa od tego z kogeneracji. Dla porównania, koszt ogrzewania budynku mieszkalnego z wykorzystaniem indywidualnego kotła gazowego wyniesie ok. 47 PLN/GJ (zakładając cenę gazu na poziomie 0,15 PLN/kWh3 – opłata za paliwo i opłata zmienna z VAT oraz sprawność kotła gazowego 90%), natomiast koszt ogrzewania węglem kamiennym kształtuje się na poziomie ok. 35 PLN/GJ (zakładając cenę węgla 750 PLN/t4, wartość opałowa 26 GJ/t oraz sprawność kotła węglowego 82%). Indywidualne ogrzewanie węglem kamiennym lub gazem wydaje się być ekonomicznie bardziej atrakcyjne, ze względu na niższe koszty jednostkowe. Nie uwzględnia natomiast kosztów zewnętrznych, poniesionych na przykład na ochronę zdrowia, które w skali kraju szacuje się między 12,8 a 30 mld EUR rocznie, natomiast w przeliczeniu na mieszkańca między 300 a 800 EUR5.
Oprócz niekonkurencyjnych cen ciepła w porównaniu z ogrzewaniem indywidualnym, ciepłownictwo lokalne musi w najbliższym czasie zmierzyć się z szeregiem wyzwań, związanych przede wszystkim z koniecznością modernizacji źródeł ciepła. Modernizacje te wydają się być niezbędne do ich dalszego funkcjonowania. Uzyskanie pomocy finansowej na rozwój sieci ciepłowniczych z systemowych mechanizmów wsparcia uzależnione jest od dostosowania źródła ciepła do wymagań efektywnego systemu ciepłowniczego6, czyli takiego, w którym do produkcji ciepła wykorzystuje się w:
Udział poszczególnych sektorów w emisji wybranych zanieczyszczeń powietrza
Struktura przedsiębiorstw ciepłowniczych według mocy zainstalowanej w źródłach ciepła. Źródło: Energetyka Cieplna w liczbach – 2017, Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, 2018
Struktura wytwarzania ciepła według stosowanych paliw. Źródło: Energetyka Cieplna w liczbach – 2017, Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, 2018
Schemat dofinansowania prac przedinwestycyjnych przy całkowitych nakładach inwestycyjnych w wysokości 10 mln PLN. Źródło: Opracowanie własne
1. 50% energię z odnawialnych źródeł energii lub
2. 50% ciepło odpadowe, lub
3. 75% ciepło pochodzące z kogeneracji, lub
4. 50% połączenie energii i ciepła, o których mowa w pkt 1–3.
Kolejnym wyzwaniem są wymagania zawarte w dyrektywach w sprawie emisji zanieczyszczeń. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/2193 z dnia 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania (dyrektywa MCP) obejmuje wszystkie obiekty energetycznego spalania o mocy od 1 do 50 MW oraz określa maksymalne wielkości emisji SO2, NOx oraz pyłów. Dopuszczalne wielkości emisji ujęte w dyrektywie nie mogą zostać przekroczone7:
- od 1 stycznia 2025 r. – dla istniejącego źródła o nominalnej mocy cieplnej większej niż 5 MW,
- od 1 stycznia 2030 r. – dla istniejącego źródła o nominalnej mocy cieplnej nie większej niż 5 MW,
- od 20 grudnia 2018 r. – dla nowego źródła.
Źródła spalania o mocy 50 MW i większe obowiązują zapisy zawarte w Dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2010/75 z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (dyrektywa IED). Dyrektywa ta, oprócz wszystkich substancji wymienionych w dyrektywie MCP, określa także maksymalne wielkości emisji CO, metali ciężkich, dioksyn, HCl i HF. Obiekty objęte dyrektywą IED obowiązują również konkluzje BAT, formułujące wnioski dotyczące najlepszych dostępnych technik dla tych obiektów oraz wielkości emisji z nimi związane.
Liczba koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych (o mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 5 MW lub 5 MW mocy zamówionej przez odbiorców ciepła dla przesyłu, dystrybucji i obrotu) w Polsce wynosiła 412 w roku 2017. Łączna moc zainstalowana w tych przedsiębiorstwach to 54 911,8 MW. Sprzedaż ciepła osiągnęła 380 195,6 TJ natomiast ilość ciepła dostarczona do odbiorców przyłączonych do sieci 242 527,3 TJ. Ilość ta pozwala na zaspokojenie ok. 41% zapotrzebowania na ciepło w Polsce8. Przedsiębiorstwa dysponowały siecią o długości 21 084,8 km. Ponad 53% wszystkich przedsiębiorstw ciepłowniczych stanowiły przedsiębiorstwa o mocy do 50 MW, ok. 38% o mocy od 50 MW i więcej. Pozostałe przedsiębiorstwa prowadziły działalność związaną jedynie z przesyłem i sprzedażą ciepła.
Struktura przedsiębiorstw według mocy przedstawiona została na Rysunku 1. Struktura wytwarzania ciepła wg paliw zaprezentowana została na Rysunku 2. Ponad 70% ciepła w Polsce produkowane jest z węgla kamiennego. Jego udział wciąż pozostaje znaczący, natomiast powoli, lecz systematycznie zmniejsza się. Nieco ponad 7% przypada na produkcję z gazu oraz biomasy. Udział pozostałych paliw pozostaje wciąż mniej znaczący. W kogeneracji produkowane jest ok. 61% ciepła. Jedynie 30,6% przedsiębiorstw produkuje ciepło z energią elektryczną w skojarzeniu, co stanowi stosunkowo niski odsetek
Wizyty studyjne w kilku przedsiębiorstwach energetyki cieplnej (PEC) pozwoliły zidentyfikować szereg wyzwań stojących przed sektorem ciepłowniczym oraz przeszkód, uniemożliwiających rozwój PECów i ich modernizację. Najwięcej wyzwań stoi niewątpliwie przed przedsiębiorstwami, w których produkcja oparta jest na węglu. Spalanie tego paliwa charakteryzuje się stosunkowo wysokim poziomem emisji substancji, które należy ograniczyć zgodnie z dyrektywami MCP i IED. Wprawdzie większość przedsiębiorstw jest dobrze przygotowanych do spełnienia tych wymagań poprzez montaż filtrów pyłu, co nie wiąże się z poniesieniem wysokich nakładów inwestycyjnych, natomiast nie rozwiązuje problemu niedostosowania źródła do standardu efektywnego systemu ciepłowniczego. Wyklucza to możliwość ubiegania się o jakiekolwiek dofinansowanie na rozwój sieci ciepłowniczej w przyszłości. Małe i średnie PECe nie dysponują również wystarczającymi środkami, które byłyby wystarczające na wkład własny do zaciągnięcia zobowiązania w postaci kredytu na warunkach komercyjnych. Częste ograniczenie do zaciągania zobowiązań stanowi również zadłużenie właściciela (miasta lub gminy). Co do zasady, mechanizmy systemowe oparte o pożyczki (niektóre z częściowym umorzeniem) na warunkach preferencyjnych nie wspierają również żadnych nowych inwestycji, opartych o źródła węglowe. Należy zaznaczyć, że dyrektywy traktują ciepłownictwo jak energetykę zawodową, natomiast profil produkcji charakteryzujący ciepłownictwo jest zdecydowanie inny. Obserwuje się wyraźną sezonowość produkcji, ze szczytem w okresie zimowym. Różnica w zapotrzebowaniu na moc w tym okresie jest do 10 razy większa niż latem.
Niejednokrotnie sporym wyzwaniem staje się określenie kierunku rozwoju przedsiębiorstwa ciepłowniczego. W wyniku postępującej tendencji do oszczędzania energii przez odbiorców w okresie ostatnich kilku lat można było bardzo często zaobserwować zmniejszenie sprzedaży ciepła, co powoduje zmniejszanie stopnia wykorzystania majątku produkcyjnego i w konsekwencji pogarszanie wyników ekonomicznych PECów. Pozyskiwanie nowych klientów ograniczone jest do obszaru w pobliżu sieci ciepłowniczej i najczęściej nie kompensuje spadku sprzedaży ciepła spowodowanego postępującą termomodernizacją, szczególnie budynków wielorodzinnych. Przyłączanie domów jednorodzinnych niejednokrotnie staje się nieopłacalne, ze względu na koszt przyłącza, którego prosty okres zwrotu dochodzi do kilkunastu lat. Nie ma również gwarancji odbioru ciepła po wykonaniu takiego przyłącza, w przypadku gdy jego cena jest wyższa niż z ogrzewania ze źródła indywidualnego. Z drugiej strony istnieje również nieliczna grupa przedsiębiorstw, których perspektywy rozwoju są stosunkowo jasne. Są to przedsiębiorstwa zlokalizowane w aglomeracjach miejskich lub mniejszych miejscowościach wokół takich aglomeracji, gdzie obserwuje się wzrost liczby wielorodzinnych budynków mieszkalnych, spowodowany wzrostem liczby ludności, co w konsekwencji skutkuje rozwojem sieci ciepłowniczej i wzrostem mocy zamówionej. Plany modernizacji powinny być zatem poprzedzone głęboką i dokładną analizą lokalnego zapotrzebowania na ciepło.
Wychodząc naprzeciw tym wyzwaniom, Krajowa Agencja Poszanowania Energii (KAPE) rozwija obecnie autorski program wsparcia małych i średnich przedsiębiorstw energetyki cieplnej. Program skierowany jest do PECów, które rozważają modernizację źródeł wytwórczych, natomiast nie są w stanie takich modernizacji przeprowadzić samodzielnie, ze względu na opisane wcześniej wyzwania. Celem programu jest doprowadzenie źródła ciepła do stanu spełniającego założenia efektywnego systemu ciepłowniczego oraz wymagania dyrektywy MCP lub IED. W ramach programu, KAPE oferuje przeprowadzenie wszystkich niezbędnych prac przedinwestycyjnych, prowadzących do ogłoszenia przetargu na wybór wykonawcy oraz możliwość pozyskania 90% dofinansowania na tę część prac. Schemat dofinansowania przedstawiony został na Rysunku 3. Program obejmuje również montaż finansowy inwestycji, we współpracy z instytucją finansującą oraz monitorowanie uzyskanych efektów energetycznych i ekologicznych po zakończeniu inwestycji.
W ramach programu przeprowadzono szereg pilotażowych analiz oraz studiów wykonalności modernizacji systemów ciepłowniczych w wybranych PECach. Analizy wskazują, że przykładowym optymalnym rozwiązaniem, pozwalającym na dostosowanie systemu do wymagań emisyjnych oraz efektywnego systemu ciepłowniczego, jest oparcie źródła ciepła na kogeneracji gazowej, która zaspokajałaby zapotrzebowanie na moc cieplną w podstawie, latem i zimą. Bilans mógłby zostać uzupełniony o produkcję ciepła z wysokotemperaturowego kotła biomasowego. Nie wyklucza się również uwzględnienia w bilansie istniejących kotłów węglowych, natomiast jedynie jako źródła szczytowe, o niewielkim udziale w całkowitej produkcji ciepła. Taki mix jest oczywiście mocno uwarunkowany dostępnością paliwa gazowego oraz biomasy w rozważanej lokalizacji.
W przypadku zaprezentowanego mixu, okres zwrotu z inwestycji może wynieść do 15 lat. Wskaźniki rentowności inwestycji są najbardziej wrażliwe na wahania cen sprzedaży ciepła i energii elektrycznej. Te dwa parametry stanowią czynnik najbardziej istotny. Stosunkowo duży wpływ ma również cena paliwa gazowego. Nakłady inwestycyjne oraz cena biomasy nie mają natomiast znacznego wpływu na wskaźniki rentowności inwestycji. Należy jednak szerzej spojrzeć na kontekst powyższej analizy. Opracowanie nie uwzględnia jak zmniejszą się zewnętrzne koszty, związane z emisją substancji szkodliwych. Nie uwzględniono również potencjalnych kar, wynikających z nieprzystosowania źródła ciepła do wymagań dyrektyw.
Element zachęty mogą stanowić zapisy Ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. O premię kogeneracyjną na całkowitą ilość wyprodukowanej, wprowadzonej do sieci i sprzedanej energii elektrycznej może starać się producent, który wprowadził do publicznej sieci ciepłowniczej nie mniej niż 70% ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji. W przypadku gdy ilość ciepła wprowadzonego do sieci sta nowi mniej niż 70%, premia kogeneracyjna dotyczy wyprodukowanej, wprowadzonej do sieci i sprzedanej energii elektrycznej w ilości odpowiadającej procentowemu udziałowi ciepła użytkowego, wytworzonego w jednostce kogeneracji, wprowadzonego do publicznej sieci ciepłowniczej. Wyjątek stanowi energia elektryczna, wyprodukowana w jednostkach o mocy mniejszej niż 1 MW – premia gwarantowana może objąć całkowitą ilość wyprodukowanej, wprowadzonej do sieci i sprzedanej energii elektrycznej, niezależnie od ilości ciepła wprowadzonego do sieci ciepłowniczej.
Wyzwania stojące przed sektorem ciepłowniczym stanowią jednocześnie szansę na przeprowadzenie modernizacji o niespotykanej dotąd skali, prowadzącej do trwałej poprawy stanu technicznego polskich ciepłowni lokalnych. Kompleksowość działań i ich koncepcja, prowadząca do umożliwienia PECom skutecznej konkurencji o odbiorców i zwiększenia ich możliwości rozwoju, przyczyni się do popularyzacji ciepła systemowego. Zwiększanie udziału ciepła sieciowego w krajowej produkcji ciepła oraz dostosowanie instalacji spalania do wymogów dyrektyw doprowadzi, w dłuższej perspektywie, do redukcji emisji zanieczyszczeń i ograniczenia coraz bardziej naglącego problemu smogu. Inwestycje w ciepłownictwo, istotne z punktu widzenia gospodarki i społeczeństwa, powinny być podejmowane z rozwagą i poprzedzone przemyślaną, dogłębną analizą każdego przypadku, zwłaszcza w kontekście szacowania przyszłego popytu na ciepło w danym regionie. Analizy te pozwolą na dobór optymalnego rozwiązania, prowadzącego do zaspokojenia potrzeb wszystkich zainteresowanych stron, z uwzględnieniem problemów środowiskowych i systemowych