Podczas gdy PSE, czyli operator krajowego systemu elektroenergetycznego, pracuje jeszcze nad raportem na temat sierpniowych zakłóceń w dostawach energii, ciepłownicy mają już pomysły. Chcą wystąpić w roli stabilizatora systemu. Problem w tym, że rząd, ich zdaniem, tego potencjału nie dostrzega.
— Szkoda, że w projekcie Polityki Energetycznej Polski do 2050 r. sektor ciepłowniczy utożsamiany jest w zasadzie z rurą, którą płynie ciepła woda. I tyle — zauważa Andrzej Rubczyński, dyrektor departamentu regulacji w PGNiG Termika.
PGNiG Termika, należąca do gazowej grupy PGNiG, to największa firma ciepłownicza w Unii Europejskiej. Aktywa ma głównie w Warszawie, ale inwestuje też m.in. w Stalowej Woli. Jej przedstawiciele przekonują, że elektrociepłownie, wytwarzające ciepło i prąd w skojarzeniu (to tzw. kogeneracja), mogłyby pomóc w łagodzeniu skutków letnich upałów.
Żeby było jak w Danii
Pierwszy argument za to woda. W sierpniu wysokim temperaturom towarzyszyła susza, która zaowocowała niskim poziomem rzek. W efekcie elektrownie miały problem z pozyskaniem wody do chłodzenia, co przełożyło się na spadek wydajności bloków energetycznych.
— A elektrociepłownie zużywają znacząco mniej wody chłodzącej niż elektrownie. Dla porównania: klasyczna elektrownia zużywa ok. 125 m sześc. wody na 1 MWh, a elektrociepłownia Termiki na Żeraniu tylko 3,5 m sześc./MWh. To dlatego, że elektrociepłownia wpuszcza ciepłą wodę do miejskiej sieci, a elektrownia do rzeki — tłumaczy Andrzej Rubczyński. Drugi argument „za” to akumulatory ciepła, czyli zbiorniki na ciepłą wodę, których trochę już jest, a powinno być więcej. Taki zbiornik stoi już np. przy warszawskiej elektrociepłowni Siekierki (z grupy PGNiG Termika).
— Warto postawić na budowę na szeroką skalę akumulatorów ciepła. Umożliwiłoby to produkowanie większej ilości energii w ciągu dnia, czyli w okresie szczytu, a niepotrzebne ciepło, zmagazynowane w akumulatorze, zostałoby wykorzystane dopiero w godzinach wieczornych. Wtedy spada popyta na prąd, a rośnie — na ciepłą wodę — zauważa Andrzej Rubczyński.
Kolejne argumenty „za” wymagają już badań lub inwestycji. Na przykład w rozwój koncepcji chłodu sieciowego, czyli klimatyzacji napędzanej energią z ciepłej wody. Ta technologia pozwoliłaby elektrociepłowniom produkować więcej prądu, a jednocześnie zmniejszałaby pobór prądu przez klasyczne klimatyzatory. Inwestycji wymagałoby też zastosowanie modelu duńskiego, podziwianego przez polskich ciepłowników.
— Model duński opiera się na kogeneracji rozproszonej, która mniej obciąża sieci przesyłowe — mówi Andrzej Rubczyński. W takim modelu wyłączenie jednej z setek małych elektrociepłowni byłoby niezauważalne. Przypomnijmy, że sierpniowe problemy wynikały m.in. z awarii jednego z potężnych bloków pracujących w Bełchatowie.
2018 r. za pasem
Inwestycje są potrzebne i jest na nie miejsce. — Szacujemy, że na rynku można jeszcze zainstalować ok. 4-5 tys. MWe w nowych elektrociepłowniach, co stanowi ponad 10 proc. dzisiejszych mocy krajowych — mówi Andrzej Rubczyński. Problem w tym, że sektor domaga się przedłużenia systemu wsparcia poza 2018 r., bo wtedy wygasa obecny.
— Czas biegnie szybko, materia jest złożona, a nowy system wsparcia kogeneracji będzie musiał być notyfikowany w Komisji Europejskiej. Będzie to zapewne system aukcyjny, a od pierwszej aukcji do uruchomienia jednostki wytwórczej upłyną średnio cztery lata. Jeżeli nie chcemy mieć luki inwestycyjnej na początku przyszłej dekady, powinniśmy mieć gotową legislację już w roku 2017 — alarmuje Andrzej Rubczyński. © Ⓟ
Nowe ciepłownie rosną jak na drożdżach
Mimo że wsparcie jest dziś pewne tylko do 2018 r., w sektorze ciepłowniczym dawno nie działo się tyle, co dziś. Nowe elektrociepłownie rosną właśnie we Włocławku i w Płocku (buduje je PKN Orlen), w Stalowej Woli (Tauron i PGNiG), a na etapie planów lub przetargów są elektrociepłownie na warszawskim Żeraniu (PGNiG Termika), w Puławach (Azoty), Łagiszy (Tauron) i Zabrzu (Fortum). To jednak duże projekty dużych firm. Można przypuszczać, że stać je na ponoszenie ryzyka finansowego. Aktywność widać też na polu fuzji i przejęć. O prywatyzacji elektrociepłowni myśli wiele samorządów, a jak już się decydują — chętnych mają wielu. Tak było przy niedawnej, odwołanej, próbie prywatyzacji ECO Opole. Spośród 10 chętnych mógł też wybierać Katowicki Holding Węglowy, który postanowił sprzedać ZEC Katowice francuskiemu koncernowi EDF. Kupujący zapowiedział inwestycje.