Jeziorowska: Odzysk ciepła odpadowego wymaga zmapowania punktów produkcyjnych (ROZMOWA)
– Odzysk ciepła odpadowego jest jak najbardziej właściwym kierunkiem. Nie robiąc tego marnujemy coś, co przecież wyprodukowaliśmy. Legislacja unijna mocno stawia na włączenie takich źródeł ciepła do modelowania struktury systemu zaopatrzenia w ciepło. Obecnie podejmowane są wysiłki na rzecz mapowania takich punktów produkcyjnych, z których możliwe byłoby odebranie ciepła. W tym aspekcie mamy jednak trzy bariery – mówi Dorota Jeziorowska, dyrektor Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych, w rozmowie z BiznesAlert.pl.
Hit czy kit? Z Dorotą Jeziorowską, dyrektor w Polskim Towarzystwie Elektrociepłowni Zawodowych (PTEZ), rozmawiamy o technologiach w nowoczesnym ciepłownictwie. Dyrektor wskazuje szanse i bariery dla ich rozwoju. Z rozmowy dowiadujemy się jak to jest tak naprawdę z ciepłem odpadowym, parametrami niskotemperaturowymi oraz czy istniejąca infrastruktura ciepłownicza przeszkadza w dekarbonizacji.
BiznesAlert.pl: Niedawno opublikowaliśmy artykuł, w którym wymieniamy technologiczne hity nowoczesnego ciepłownictwa. Czy zechciałaby pani się do nich odnieść? Interesuje mnie Pani perspektywa na to, na jakim poziomie rozwoju jest dana technologia i jak widzi pani jej przyszłość…
Dorota Jeziorowska: Dobrze, idźmy zatem po kolei.
Na pierwszym miejscu wymieniliśmy odzyskiwanie ciepła ze ścieków jako najbardziej atrakcyjny rodzaj ciepła odpadowego…
Jak najbardziej! To jest technologia, w którą myślę, że większość spółek będzie inwestować. Ciepłownicy pracują nad projektami w tym zakresie. W toku implementacji dyrektywy RED II udało się zmienić w ustawie OZE definicję energii otoczenia, w taki sposób aby ciepło ze ścieków mogło być finalnie kwalifikowane jako ciepło z OZE. To jest bodźcem dla dalszego rozwoju tej technologii, zatem będzie to zdecydowanie jedno z bardziej atrakcyjnych dla spółek rozwiązań.
Na drugim miejscu wymieniliśmy ciepło i zimno bez grzejników, czyli duże powierzchnie grzewcze np. ściany, które umożliwiają pracę z czynnikiem grzewczym o niskiej temperaturze, który w lecie może być wymienny na czynnik chłodzący…
Tego typu inwestycje dotyczą obszaru, który mam wrażenie, że bywa pomijany, a jest niezwykle istotny dla transformacji ciepłownictwa, czyli modernizacja instalacji odbiorczych i termorenowacja budynków. Wszystkie rozwiązania, które będą w stanie wesprzeć zapewnienie komfortu cieplnego odbiorcom minimalizując energię zużywaną na tę potrzebę powinny być realizowane i komercjalizowane.
Przechodzenie na parametry niskotemperaturowe jest generalnym trendem, ale w tym zakresie przed ciepłownictwem długa droga. Musimy wziąć pod uwagę konieczność dostosowania całego ciągu wytwarzania oraz przesyłania i dystrybucji ciepła, bez udziału wszystkich stron tego procesu, transformacja w tym kierunku nie będzie możliwa.
Czy uważa pani, że nasza rozbudowana infrastruktura dostarczania ciepła systemowego jest problemem przy dekarbonizacji?
Czy to jest problem? Bardziej traktuję to jako wyzwanie. To, że jako Polska mamy wysoce rozwiniętą infrastrukturę ciepłowniczą to jest nasze istotne aktywo – składowa naszego majątku. Dzięki temu jesteśmy w stanie taniej zapewnić ciepło odbiorcom końcowym. Planując dekarbonizację i zastępowanie tych najbardziej emisyjnych źródeł ciepła musimy brać pod uwagę takie uwarunkowania jak np. zapewnienie ciepła o odpowiednich parametrach i możliwości jego transportu, ale nie postrzegać rozbudowanej infrastruktury jako problem.
Kolejnym naszym hitem ciepłownictwa jest odzysk ciepła z zakładów produkcyjnych ulokowanych blisko miast…
Odzysk ciepła odpadowego jest jak najbardziej właściwym kierunkiem. Nie robiąc tego marnujemy coś, co przecież wyprodukowaliśmy. Legislacja unijna mocno stawia na włączenie takich źródeł ciepła do modelowania struktury systemu zaopatrzenia w ciepło. Obecnie podejmowane są wysiłki na rzecz mapowania takich punktów produkcyjnych, z których możliwe byłoby odebranie ciepła. W tym aspekcie mamy jednak trzy bariery. Przede wszystkim na poziomie Polski takie miejsca są słabo rozpoznane. Do tego dochodzi bariera lokalizacyjna – takie źródła nie zawsze będą blisko systemu ciepłowniczego i nie zawsze będzie możliwość efektywnego transportu ciepła z nich. Trzecia kwestia to wprowadzenie odpowiednich narzędzi legislacyjnych, które będą wspierać proces realizacji inwestycji. Jako PTEZ wystosowaliśmy wnioski w tym zakresie i określiliśmy w jaki sposób regulacje powinny być dostosowane, aby umożliwić wykorzystanie tych technologii.
Jakich więc zmian regulacyjnych potrzebujemy?
Przede wszystkim zmian w zakresie polityki taryfowej. Druga rzecz to ułatwienie realizacji inwestycji w zakresie uproszczenia procedur administracyjnych – procesy wydawania decyzji środowiskowych są zdecydowanie zbyt długie i skomplikowane. Ważne są też obszary związane z pomocą publiczną: potrzebne są dedykowane programy wspierające poszczególne technologie OZE na poziomie wsparcia inwestycyjnego. Warto rozważyć też wsparcie operacyjne na ciepło. Już widzimy, że aby pompy ciepła mogły pracować w podstawie sieci, byłoby konieczne wsparcie operacyjne na poziomie 35 zł za GJ. Obszar ten jest o tyle trudny, że w Polsce nie mamy doświadczenia w realizowaniu wsparcia operacyjnego dla ciepła, w Unii Europejskiej są tylko trzy takie państwa. Jedynie jednostki kogeneracji mogą liczyć na wsparcie w ramach mechanizmu wsparcia kogeneracji lub mechanizmu wsparcia OZE, ale jest to wsparcie dedykowane stricte dla energii elektrycznej. Tu pracujemy więc w regulacyjnym greenfieldzie.
Przejdźmy do naszego hitu numer cztery: trójgeneracji, czyli skojarzonej produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu…
Podstawową kwestią jest odbiór wytworzonego chłodu. Tak, jak rozmawiałyśmy: w Polsce mamy wysoko rozwiniętą sieć ciepłowniczą – ponad 22 tys. km., które są przeznaczone do transportu ciepła. Jeżeli mielibyśmy wykorzystywać chłód w czystym układzie trójgeneracyjnym musielibyśmy skonstruować równoległą infrastrukturę, która mogłaby przesyłać chłód. To byłoby naprawde potężne wyzwanie logistyczne, no i ciężko mówić tu o jakimkolwiek rachunku ekonomicznym, pomimo że liczba stopniodni chłodzenia w Unii Europejskiej z roku na rok wzrasta. W takim układzie odbiór chłodu ma sens jedynie z zakładów zlokalizowanych blisko jednostki trójgeneracyjnej jednostki wytwórczej, których liczba jest ograniczona. Dużo bardziej zasadnym jest wytwarzanie w węzłach chłodniczych zlokalizowanych u odbiorców końcowych, opartych o agregaty adsorpcyjne lub absorpcyjne, chłodu z ciepła sieciowego, jednak aby ta technologia mogła być powszechniej stosowana, konieczna jest m.in. zmiana w zakresie polityki taryfowej w odniesieniu do chłodu.
Ostatnim naszym hitem ciepłownictwa są rozwiązania software’owe, które algorytmami wspierają działanie systemu. Czy nie jest tak, że w dzisiejszych czas przeceniamy rolę programistów w dekarbonizacji energetyki i ciepłownictwa?
Powiedziałabym, że odwrotnie: często koncentrujemy się jedynie na źródłach wytwarzania, a przecież rozwiązania software’owe również wspierają proces dekarbonizacji, chociażby w optymalizacji dostarczania ciepła do odbiorców końcowych. Takie rozwiązania wykorzystywane są w sektorze; mówią o nich największe spółki ciepłownicze. Myślę, że jest to tak samo dobre narzędzie do wsparcia procesu dekarbonizacji; nie wychodzę z założenia, że poziom oddziaływania tego typu rozwiązań ma mniejsze znaczenie. Dekarbonizacja ciepłownictwa to działanie nie tylko na poziomie źródeł ciepła. Duże znaczenie mają działania w procesie przesyłania i dystrybucji oraz u odbiorców końcowych. Dekarbonizacja to jest zbiór wielu komponentów i każdy z nich składa się na całość tego procesu.
Rozmawiała Maria Szurowska
