Dominika Miensopust: Czym według pana jest nowoczesne ciepłownictwo? Jak można je zdefiniować? 

Krzysztof Łokaj: Aby stworzyć punkt odniesienia najpierw warto powiedzieć, jak rozumiemy tradycyjne ciepłownictwo. To model, w którym spółki skupiają się przede wszystkim na pokryciu zapotrzebowania na ciepło – możliwie najtaniej i najpewniej. Dostarczenie go odbiorcom pozostaje ich podstawowym, a czasami wręcz jedynym celem, natomiast produkowana w kogeneracji energia elektryczna jest traktowana jako dodatek do głównej działalności.

Nowoczesne ciepłownictwo w pewnym sensie odwraca tę sytuację. Oczywiście jego najważniejszym zadaniem nadal pozostaje zapewnienie dostaw ciepła, bo to istotny cel społeczny. Jednocześnie znacznie większą uwagę kieruje się na rynek energii elektrycznej i usług systemowych. Mogą być one źródłem dodatkowych przychodów, które pozwolą obniżyć koszty wytwarzania, a w konsekwencji również cenę ciepła dla odbiorców.

Aby taka zmiana była możliwa ciepłownictwo musi odchodzić od starych, nieelastycznych jednostek pracujących przede wszystkim w podstawie. W systemie jest coraz więcej OZE, ceny energii elektrycznej są bardzo dynamiczne, a handel odbywa się już w interwałach 15-minutowych. Potrzebujemy źródeł CIEPŁOWNICTWO mogących wykorzystać zarówno okresy wysokiej produkcji energii z OZE i niskich cen energii elektrycznej, jak i momenty, gdy odnawialne źródła nie produkują. Wtedy system ciepłowniczy nadal musi dysponować pewnym i dyspozycyjnym źródłem, które zagwarantuje dostawy ciepła w akceptowalnej cenie. Teoretycznie ciepło zawsze można wyprodukować z energii elektrycznej, ale jeżeli jej cena sięga w danym momencie 1000 zł za megawatogodzinę, konsekwencje ostatecznie odczują odbiorcy.

Czy polskie przedsiębiorstwa ciepłownicze zaczynają już dostrzegać ten potencjał? Czy rzeczywiście odchodzą od myślenia ograniczającego się do samego dostarczania ciepła i zaczynają patrzeć na swoją działalność szerzej, również jak na biznes funkcjonujący na rynku energii?

Zdecydowanie tak. Rozmawiamy zarówno z lokalnymi przedsiębiorstwami działającymi w mniejszych miejscowościach, jak i z największymi podmiotami na polskim rynku. Wszyscy dostrzegają zachodzące zmiany i próbują znaleźć sposób, aby przeprowadzić je u siebie.

Z jednej strony spółki znajdują się pod presją unijnej legislacji. Dyrektywa w sprawie efektywności energetycznej narzuca określone wymagania dotyczące miksu źródeł ciepła. Z drugiej strony każde przedsiębiorstwo funkcjonuje w innych warunkach. Ciepłownictwo nie jest homogenicznym systemem. W jednym miejscu dostępna jest biomasa, gdzie indziej dobre dolne źródło dla pompy ciepła. Każda spółka musi znaleźć własny, optymalny miks technologii.

Widzimy również, że coraz większego znaczenia nabiera kogeneracja gazowa. Spółki ciepłownicze dostrzegają potencjał wynikający z jej elastyczności. Nadal jednak w podejściu do takich inwestycji brakuje nieco odwagi.

Na czym polega ta ostrożność?

Tradycyjne podejście do kogeneracji zakłada jej pracę w podstawie przez cały rok. Jeżeli przedsiębiorstwo ciepłownicze ma latem około 10 MW zapotrzebowania, wynikającego głównie z potrzeby przygotowania ciepłej wody użytkowej, to właśnie do tego poziomu dobiera moc jednostki kogeneracyjnej. Chodzi o to, aby mogła ona pracować przez cały rok. Zimą, gdy zapotrzebowanie na ciepło rośnie, urucha miane są dodatkowe źródła.

Dynamiczny rynek energii elektrycznej wymaga jednak zupełnie innego modelu. Zamiast pracować przez około osiem tysięcy godzin w roku, kogeneracja powinna działać przez trzy lub cztery tysiące godzin, ale przede wszystkim wtedy, gdy ceny energii elektrycznej są wysokie. W takich okresach może osiągać odpowiednio dużą marżę, a dzięki temu zapewnić opłacalność i zwrot z inwestycji. Trzeba bowiem pamiętać, że mówimy o przedsięwzięciach wymagających bardzo poważnych nakładów kapitałowych.

Mniejsza liczba godzin pracy oznacza również niższe koszty serwisowania. Jeżeli jednostka pracuje dwa lub trzy razy krócej, odpowiednio zmniejszają się także potrzeby związane z jej obsługą techniczną. Mimo tych korzyści nadal wielu ciepłowników wciąż postrzega kogenerację jako źródło bazowe, a nie szczytowe czy bilansujące.

Na czym w takim razie polega rola Wärtsilä? Bardziej zmieniacie sposób myślenia przedsiębiorstw czy doradzacie im w wyborze technologii?

Jedno i drugie. Rozmawialiśmy z większością spółek ciepłowniczych w kraju i pokazywaliśmy, jak naszym zdaniem powinien działać taki model oraz jak funkcjonuje on już w innych państwach. Tego typu inwestycje pracują między innymi w Niemczech i Danii, pojawiają się również w Estonii oraz Czechach. Mamy zatem coraz więcej przykładów pokazujących, jak w praktyce może działać elastyczny system ciepłowniczy.

Dobór odpowiedniej technologii ma również kluczowe znaczenie. Nawet z punktu widzenia ciepłownictwa ważniejszym elementem kogeneracji może być produkcja energii elektrycznej niż samego ciepła.

W tradycyjnym modelu energię elektryczną traktujemy jako dodatkowy produkt, który można sprzedać. Tymczasem wysoka sprawność elektryczna silnika pozwala wyprodukować więcej energii, więcej zarobić na rynku i w konsekwencji obniżyć koszty ciepła dla odbiorców.

Jak duże znaczenie może mieć stosunkowo niewielka różnica w sprawności elektrycznej zastosowanych jednostek?

Przeprowadziliśmy analizę dla miejscowości liczącej około 50 tys. mieszkańców, w której szczytowe zapotrzebowanie na ciepło wynosiło około 50 MW. Wykorzystaliśmy rzeczywiste dane z 2024 roku, uwzględniając zapotrzebowanie, ceny energii elektrycznej, gazu oraz uprawnień do emisji CO₂. Porównaliśmy dwa warianty systemu. W pierwszym sprawność elektryczna silników wynosiła 46%, a w drugim 47,5%. Różnica wynosiła więc zaledwie 1,5 punktu procentowego. Symulacja pokazała, że wariant z wyższą sprawnością pozwala uzyskać taryfę na ciepło niższą o 17%. Jeżeli natomiast oba systemy miałyby tę samą taryfę, instalacja o wyższej sprawności zwróciłaby się w około półtora roku szybciej. To pokazuje, że kogeneracja może być dla ciepłownictwa nie tylko źródłem ciepła, ale także narzędziem generowania przychodów.

A jak elastyczność kogeneracji wygląda w praktyce?

Wspólnie z naszymi partnerami często organizujemy wyjazdy studyjne do elektrociepłowni, między innymi w Niemczech i we Włoszech, w których pracują nasze jednostki. Dzięki temu przedstawiciele przedsiębiorstw mogą bezpośrednio zobaczyć, jak takie instalacje funkcjonują. Dobrym przykład to elektrociepłownia w Bremie, gdzie działa instalacja o mocy około 105 MW, pracująca właśnie w sposób dynamiczny. Gdy cena energii elektrycznej jest wysoka, jednostki mogą zostać uruchomione nawet tylko na 15 minut. Produkują i sprzedają energię w okresie szczytowych cen, a następnie się wyłączają.

Podczas mroźnej zimy ta sama instalacja może natomiast pracować w podstawie przez cały czas, ponieważ występuje duże zapotrzebowanie na ciepło. Nie jest to więc wybór: albo praca dynamiczna, albo praca w podstawie. Instalacja nadal może działać nieprzerwanie, jeżeli trzeba dostarczyć dużą ilość ciepła, ale może też uruchamiać się 10 czy 15 razy w ciągu doby, odpowiadając na sytuację na rynku energii elektrycznej. Na tym właśnie polega jej bardzo duża elastyczność.

Jaką rolę w takim systemie odgrywają magazyny ciepła? Czy Wärtsilä również dostarcza tego rodzaju rozwiązania?

Nie dostarczamy magazynów ciepła, ale uważamy je za kluczową technologię dla modernizacji i dekarbonizacji sektora. Pozwalają rozdzielić w czasie produkcję energii elektrycznej i dostawy ciepła.

Magazyn można ładować za pomocą pompy ciepła w okresach nadmiaru energii elektrycznej w systemie. Można też gromadzić w nim ciepło produkowane przez kogenerację, gdy jednostka pracuje w odpowiedzi na zapotrzebowanie rynku energii, ale lokalny system ciepłowniczy nie jest w stanie w danym momencie odebrać całej produkcji. Bez magazynu nadmiar ciepła zostałby zmarnowany, a wraz z nim część zużytego paliwa.

Magazyn pozwala również inaczej wymiarować kogenerację?

Tak. Nasze analizy pokazują, że nawet w systemie, którego letnie zapotrzebowanie wynosi około 10 MW, można zainstalować 60-70 MW mocy w silnikach kogeneracyjnych. Jednostki uruchamiają się wtedy raz lub dwa razy na dobę, gdy opłaca się produkować energię elektryczną, a odpowiednio zwymiarowany magazyn przejmuje ciepło i rozprowadza je przez kolejne godziny. Kilka godzin pracy silników może dzięki temu wystarczyć do pokrycia całodobowego zapotrzebowania.

Nie należy więc wymiarować kogeneracji wyłącznie pod letnie minimum. Trzeba uwzględniać możliwości technologii, potrzeby całego systemu i potencjał rynku energii elektrycznej. W jednej z naszych analiz, dotyczącej miasta liczącego blisko 200 tys. mieszkańców, 60 MW mocy kogeneracyjnej pozwalało obniżyć taryfę na ciepło o ponad 20%.

Tak rozbudowane systemy wymagają jednak bardzo dużych nakładów. Szczególnie dla mniejszych przedsiębiorstw może to być poważna bariera.

Oczywiście. Trzeba znaleźć odpowiedni balans, ponieważ wraz z dodawaniem kolejnych jednostek przychodzi moment, w którym zwrot z następnej inwestycji nie jest już tak atrakcyjny. Nadal mówimy jednak o bardzo dużych nakładach, dlatego niezbędne są dobrze zaprojektowane systemy wsparcia.

Jednym z nich jest rynek mocy. Z punktu widzenia ciepłownictwa równie istotna pozostaje premia kogeneracyjna. Jej obecna konstrukcja w pewnym sensie wymusza pracę elektrociepłowni w podstawie, ponieważ wsparcie jest naliczane od każdej wyprodukowanej megawatogodziny. Zachęca więc do tego, aby produkować jak najwięcej przez możliwie dużą liczbę godzin, zamiast wynagradzać elastyczność, której potrzebuje system elektroenergetyczny.

Z rozmów z przedstawicielami administracji wynika, że ta potrzeba jest dostrzegana. Możliwe, że w najbliższych latach kształt premii będzie ewoluował tak, aby zachęcać elektrociepłownie do pracy bilansującej, a nie wyłącznie w podstawie.

Czy poprawia się również dialog sektora z administracją państwową?

Zdecydowanie tak, szczególnie w obszarze ciepłownictwa. Dobrym przykładem jest Parlamentarny Zespół ds. Ciepłownictwa, w którego pracach uczestniczą przedstawiciele administracji, przedsiębiorstw ciepłowniczych, firm technologicznych oraz świata nauki. Rozmowy są otwarte i merytoryczne. Nie polegają na wyliczaniu pretensji, ale na pokazywaniu konkretnych możliwości, wskazywaniu problemów i wspólnym szukaniu rozwiązań.

Teraz czekamy jednak na konkretne działania legislacyjne: zmiany wspierające elastyczność źródeł, strategię dla ciepłownictwa oraz nowy kształt rynku mocy. Kierunek wydaje się właściwy, ale potrzebne są projekty przepisów i rozwiązania, które pozwolą wdrożyć te założenia w praktyce.

Na koniec chciałabym zapytać o wodór. Wokół jego dostępności i opłacalności pojawia się coraz więcej wątpliwości. Dlaczego Wärtsilä nadal rozwija technologie wykorzystujące to paliwo?

Dekarbonizacja od dawna jest dla naszej firmy istotnym kierunkiem. W biznesie morskim oferujemy już silniki zasilane metanolem czy amoniakiem. Wodór jest natomiast naturalnym kierunkiem rozwoju po stronie energetyki.

Dwa lata temu ogłosiliśmy koncept elektrowni przygotowanej do zasilania wodorem, certyfikowany przez TÜV SÜD. Niedawno w Hiszpanii uruchomiliśmy pierwszy wielkoskalowy silnik – w stu procentach na wodór. Obecnie przechodzi on testy operacyjne, pracuje i dostarcza energię do hiszpańskiej sieci, a my analizujemy parametry oraz charakterystykę jego działania.

Z naszej perspektywy technologia jest już bardzo bliska dojrzałości. Głównym problemem pozostaje dostępność paliwa. Unijne cele na 2030 rok zakładają produkcję 10 mln ton wodoru na terenie Unii i import kolejnych 10 mln ton, ale w mojej ocenie nie zostaną zrealizowane. Jeżeli spojrzymy na obecnie budowane moce wytwórcze wodoru i projekty z wiążącymi decyzjami inwestycyjnymi, widać, że podaż będzie znacznie mniejsza.

Jednocześnie wodoru będą potrzebowały transport, hutnictwo, przemysł chemiczny, energetyka i ciepłownictwo. Po stronie technologicznej jesteśmy więc coraz lepiej przygotowani, ale wciąż brakuje pa liwa. Można powiedzieć, że rynek wodoru musi teraz dogonić rozwój technologii.

Czyli technologia jest gotowa, ale potrzebuje jeszcze odpowiedniego otoczenia rynkowego i regulacyjnego.

Dokładnie tak.

 

Rozmawiała Dominika Miensopust,
redaktorka czasopisma „Kierunek Energetyka”
Artykuł sponsorowany na zlecenie
firmy Wärtsilä Energy.

---

Wywiad ukazał się w magazynie "Kierunek Energetyka 3/26".