Dlaczego inwestycje w ciepłownictwo są dla nas ważne?
Polska sieć ciepłownicza liczy 22 tys. km i zasila ok. 15 mln odbiorców. Należy, obok Niemiec, do największych rynków ciepła systemowego w Europie. Wciąż jednak polskie ciepłownictwo opiera się w ok. 80 proc. na paliwach kopalnych (dominującym paliwem jest węgiel - statystyka węgla kamiennego tworzona przez oddział ARP Katowice dostępna jest tutaj).
Tylko jedna piąta systemów ciepłowniczych spełnia kryteria systemu efektywnego energetycznie, wymaganego przez Unię przy staraniu się o dofinansowanie. Dlatego w sektorze ciepłowniczym niezbędne są inwestycje obniżające zarówno koszty produkcji ciepła, jak i ślad węglowy.
ARP wspiera transformację energetyczną
Jeszcze w 2021 ARP rozpoczęło prace nad stworzeniem odpowiednich narzędzi dla uruchomienia zielonych inwestycji – inwestycji w transformację energetyczną w Polsce. Jesteśmy zaangażowani w rozwój Morskiej Energetyki Wiatrowej na Bałtyku, a także współtworzymy doliny wodorowe, czyli regionalne ekosystemy wykorzystujące zeroemisyjny wodór w gospodarce. Są to przedsięwzięcia wielosektorowe, fundamentalne dla budowy gospodarki wodorowej w Polsce. Biorą w nich udział administracja rządowa i samorządowa, biznes, przemysł, nauka i organizacje pozarządowe. Uzupełnieniem tych działań jest standardowa oferta instrumentów finansowych ARP - dostępna tutaj.
Wodór dla ciepłownictwa
W dwóch dolinach wodorowych, w których zaangażowana jest ARP S.A., rozwijane są dzisiaj projekty związane z transformacją ciepłownictwa i wykorzystaniem wodoru. W Podkarpackiej Dolinie Wodorowej – projekt w Sanoku oraz Nowej Sarzynie. W Dolnośląskiej Dolinie Wodorowej – projekt Łużyckiego Hubu Wodorowego, gdzie odbiorcą wodoru byłaby ciepłownia. Warto dodać, że na transformację na wodór Unia Europejska zamierza przeznaczyć aż bilion EURO do 2050 r.
Konkurs dla samorządów i gminnych ciepłowni
ARP jest partnerem strategicznym II. edycji konkursu na najbardziej innowacyjny energetycznie samorząd gminny roku. Wspólnie z Instytutem Polityki Energetycznej im. Ignacego Łukasiewicza stworzyliśmy nową kategorię konkursu skierowanego do gmin i gminnych ciepłowni na najlepszą koncepcję modernizacji ciepłowni w kierunku zielonego ciepła. Kryteriami były: redukcja CO2, wykorzystana technologia, koszt-efekt (gdzie jest największa korzyść z transformacji źródeł ciepła).
Zdobywcą tytułu „Aspirujący Innowator roku w dziedzinie ciepłownictwa” zostały PEC Mińsk Mazowiecki oraz miasto Mińsk Mazowiecki. Nagrodą jest przygotowanie dokumentacji inwestycyjnej na modernizację źródeł ciepła w Mińsku Mazowieckim. Jej fundatorami są ARP S.A., Bank Gospodarstwa Krajowego S.A., SBB Energy S.A i Krajowa Agencja Poszanowania Energii S.A. Na koniec 2022 roku finalizowane jest porozumienie dla przygotowania 3 wariantów modernizacji źródeł ciepła w PEC-u Mińsk Mazowiecki.
Rozpoczęliśmy prace nad trzecią edycją konkursu, w której będzie kategoria dla ciepłownictwa.
Warsztaty z finansowania inwestycji w sektorze ciepłowniczym
W ramach konkursu na Najbardziej innowacyjny energetycznie samorząd roku zostały przeprowadzone warsztaty dla przedstawicieli JST odpowiedzialnych za dostarczanie ciepła dla mieszkańców oraz przedstawicieli gminnych PEC-ów. Wzięło w nich udział 60 podmiotów z całej Polski - zarówno PEC-ów, jak i gmin. Dwudniowe szkolenie dotyczyło kwestii regulacyjnych, finansowych i technicznych aspektów modernizacji ciepłownictwa.
Warsztaty prowadzili eksperci ARP S.A., BGK, KAPE, SBB Energy i Instytutu Polityki Energetycznej im. Ignacego Łukasiewicza. Pozyskanie finansowania dla ciepłownictwa jest jednym z kluczowych elementów jego rozwoju, dlatego eksperci przedstawili instrumenty finansowe z portfeli ARP S.A., BGK i Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska oraz źródła finansowania transformacji ciepłownictwa określone w projekcie Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.. Szczegółowa agenda warsztatów znajduje się tutaj.
Dostęp do materiałów z warsztatów
Materiały z warsztatów to blisko 12 godzin nagrań oraz kilkanaście prezentacji tematycznych. Wszystkie materiały po warsztacie postanowiliśmy zebrać i udostępnić zainteresowanym przedstawicielom gmin i gminnych PEC-ów. W zamian za udostępnienie będziemy prosić jedynie o wypełnienie ankiety, która pozwoli nam określić potencjał i potrzeby inwestycyjne w danej gminie.
Aby otrzymać dostęp do materiałów wystarczy napisać na adres: cieplownictwo@arp.pl
Zespół transformacji energetycznej ARP S.A.
Adres e-mail: cieplownictwo@arp.pl
TRZY PRZYKŁADY MODERNIZACJI ŹRÓDEŁ CIEPŁA W POLSCE
Aktualne trendy w ciepłownictwie
Powstaje „nowa generacja” ciepłownictwa wykorzystującego czystą energię – geotermię, energię słoneczną lub niskotemperaturowe źródła ciepła odpadowego. Takie źródła są szeroko dostępne w wielu regionach, chociaż wciąż są wykorzystywane w niewystarczającym stopniu, niekiedy z powodu braku kompatybilności z infrastrukturą energetyczną.
Case study 1: Szlachęcin
Pozytywnym przykładem wykorzystania czystej energii jest inwestycja dla Veolia Energia Poznań w Szlachęcinie realizowana na terenie oczyszczalni ścieków należącej do firmy Aquanet. Instalacja kogeneracyjna połączona została z odzyskiem ciepła odpadowego ze ścieków. Moc elektryczna układu kogeneracyjnego wynosi około 1 MW, z czego 700 kW jest wykorzystywane na zasilanie pompy ciepła, a pozostała ilość jest sprzedawana do krajowego systemu energetycznego. Moc cieplna systemu, razem kogeneracji i pompy ciepła, wynosi około 2,9 MW.
System jest w stanie produkować rocznie ponad 38 tys. GJ ciepła odzyskiwanego ze ścieków odpadowych przez pompę ciepła, 29 tys. GJ z układu kogeneracji zasilanego gazem i ok. 7,7 MWh energii elektrycznej. Zastosowane rozwiązanie zmniejsza emisje CO2, związków siarki oraz pyłów i obniża temperaturę ścieków.
Case study 2: Lidzbark Warmiński
W Polsce powstają dwa demonstracyjne projekty ciepłownicze, w których wykorzystywane są pompy ciepła: w Sokołowie Podlaskim i Lidzbarku Warmińskim. W Lidzbarku pilotażowy projekt tworzy firma Euros Energy na działce ciepłowni należącej do Veolii Północ. Ciepłownia Przyszłości Euros Energy HC Plant wykorzystuje lokalnie dostępne odnawialne źródła energii, co pozwala jej osiągnąć niemal pełną dekarbonizację. Instalacja zapewnia 90% OZE w bilansie i temperaturę zasilania na poziomie 80⁰C. Spełnia w ten sposób wymagania stawiane współcześnie modernizowanym systemom ciepłowniczym. Wydajne rewersyjne pompy ciepła zintegrowano z trzema dolnymi źródłami: z powietrznymi wymiennikami ciepła, z niskotemperaturowym magazynem gruntowym i wysokotemperaturowym magazynem wodnym. System zasilany jest energią elektryczną produkowaną bezpośrednio na miejscu z hybrydowych kolektorów słonecznych PVT oraz z pobliskiej instalacji fotowoltaicznej PV. W zimowe noce system wspierany jest energią elektryczną dostarczaną z Krajowej Sieci Elektroenergetycznej. Dzięki zastosowanemu bezemisyjnemu magazynowaniu ciepła z lata na zimę uzyskano sumaryczną wartość współczynnika SCOP dla systemu pomp ciepła na poziomie 3,5. Wartość SCOP na tym poziomie gwarantuje, że minimum 70% ciepła pochodzi ze źródeł odnawialnych, nawet gdyby całość energii elektrycznej była wyprodukowana z węgla. W przypadku Lidzbarka większość wymaganej energii elektrycznej jest generowana lokalnie z paneli fotowoltaicznych.
Case study 3: Sokołów Podlaski
Inne rozwiązanie opracowane dla Sokołowa Podlaskiego bazuje na bezpośrednim wykorzystaniu biogazu, ale obejmuje też wytwarzanie biometanu. Może być ono wykorzystywane w regionach rolniczych o dużym potencjale produkcji biogazu i biometanu. Wydzielona miejska sieć ciepłownicza będzie zasilana energią wytworzoną w układzie silników kogeneracyjnych (CHP), pomp ciepła i kotła biogazowego, gdzie paliwem będzie biometan pochodzenia rolniczego, a w przyszłości biometan z odpadów przemysłowych i komunalnych. Miejska sieć ciepłownicza będzie dostarczać ciepło o parametrach na poziomie 80/60⁰C, natomiast w przyszłości parametry można będzie obniżyć do poziomu 70/50⁰C, co przyczyni się do zmniejszenia strat w sieci ciepłowniczej. Układ kogeneracyjny, zasilany biometanem, będzie wytwarzał energię elektryczną i ciepło ze zmagazynowanej zielonej energii. Zarządzanie pracą modułu kogeneracyjnego będzie możliwe dzięki magazynowaniu wytwarzanego biogazu i inteligentnemu sterowaniu pracą pomp ciepła.
