Sanok stawia na elektryfikację ciepła. Transformacją zarządza była wiceminister rozwoju

Samorządowa spółka Hydro Sanok chce całkowicie przemodelować system produkcji ciepła w Sanoku, który dziś oparty jest przede wszystkim na węglu. Projekt przewiduje budowę elektrowni fotowoltaicznej o mocy 100 MW, która zasilać będzie produkcję ciepła w kotle elektrodowym. Obiekt ma być gotowy do pracy na początku 2028 r. Mniejszościowym akcjonariuszem spółki jest Hynfra, specjalizująca się w projektach wodorowych.

– Mamy nadzieję, że nasz projekt stanie się wzorcowym dla setek polskich samorządów, które mają ciepłownie opalane węglem. Spalanie węgla jest obciążone opłatami za emisje CO2 i staje się coraz większym ciężarem dla samorządów. Nasz projekt pokazuje, jak wyrwać się z tej węglowej pułapki – mówi Anna Kornecka, prezeska Hydro Sanok.

Koszty urządzeń spadły

Już w czerwcu ubiegłego r. spółka miała gotowe studium wykonalności projektu, ale z uwagi na zmianę sytuacji na rynku ciepła w Sanoku musiała je zaktualizować. W międzyczasie Sanockie Przedsiębiorstwo Gospodarki Komunalnej (SPGK) otrzymało prawie 29 mln zł dofinansowania (dotacja plus pożyczka) z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) na budowę małej elektrociepłowni gazowej Posada. Miejska spółka stawia więc obiekt, który zaopatrywać będzie część mieszkańców Sanoka w energię i ciepło produkowane z gazu. Inwestycja ma być gotowa do końca 2026 r. Zielony projekt Hydro Sanok musiał więc zostać dostosowany do nowych realiów i uwzględniać dodatkową moc w systemie wynikającą z bloku gazowego.

– Do tego doszedł spadek kosztów poszczególnych urządzeń. W 2023 r. szalała inflacja, a inwestorzy prześcigali się w pomysłach na inwestycje z wykorzystaniem zielonego wodoru. Ten wodorowy wyścig nieco osłabł, a ceny elektrolizerów, bateryjnych magazynów energii czy paneli fotowoltaicznych w ciągu dwóch lat stały się nawet trzykrotnie niższe. To pomogło nam zoptymalizować nasz projekt – wyjaśnia Aleksander Naumann, analityk w firmie Hynfra.

Podstawą projektowanego układu ciepłowniczego będzie kocioł elektrodowy o mocy 60 MW, zasilany energią ze słońca. Wspierać go będzie bateryjny magazyn energii (15 MW, 60 MWh). Dodatkowo przewidziano magazyn ciepła w postaci dużego zbiornika na wodę, który przez trzy dni ma przechowywać nadwyżki energii cieplnej.

– Chcieliśmy zbudować większą instalację fotowoltaiczną, ale miasto przyznało nam teren pozwalający na posadowienie tam paneli o mocy 100 MW. Dlatego przewidujemy, że nasza ciepłownia będzie współpracowała z istniejącym blokiem węglowym jako źródłem rezerwowym. Pracowałby tylko w przypadku bardzo srogich zim. W ten sposób cały układ będzie mógł dostarczać ciepło nawet przy ekstremalnie niskich temperaturach i niskiej produkcji energii ze słońca – dodaje Aleksander Naumann.

Przeczytaj: Morskie wiatraki na zakręcie. Czy ponadpartyjna zgoda wystarczy, by uruchomić kolejną turę inwestycji?

Wodór z nadwyżki zielonej energii

W miesiącach letnich, gdy potrzeby ciepłownicze są znacznie niższe, spółka będzie wykorzystywać nadmiar energii ze słońca do produkcji zielonego wodoru. Trafi on na sprzedaż do firm przemysłowych.

– Unijne prawo nakłada na przemysł obowiązek dotyczący określonego poziomu wykorzystania odnawialnego wodoru od 2030 r. Szacujemy, że w Polsce powstanie luka w dostępie do zielonego wodoru, dlatego małe instalacje – takie jak nasza – bez problemu znajdą odbiorców. Prowadzimy już rozmowy z firmami przemysłowymi i widzimy, że zainteresowanie zakupem zielonego wodoru jest bardzo duże – przekonuje Aleksander Naumann.

Spółka będzie więc zarabiać nie tylko na produkcji ciepła, lecz także na sprzedaży wodoru. Opłacalność inwestycji zwiększy udział magazynu energii w rynku mocy, dzięki czemu otrzyma on wynagrodzenie za samą gotowość do dostarczania mocy do systemu elektroenergetycznego. Cała inwestycja ma kosztować 646 mln zł, z czego połowa ma pochodzić z dotacji. Spółka zamyka jeszcze montaż finansowy projektu.

Ceny ciepła

Jak to wszystko przełoży się na rachunki sanoczan za ciepło?

– Szacujemy, że w pierwszym roku pracy instalacji koszt ciepła sięgnie 140 zł/GJ. To kwota porównywalna z ceną ciepła z węgla. Możemy jednak zagwarantować, że cena ciepła spadnie o około 50 proc. w kolejnych pięciu–siedmiu latach – podaje Aleksander Naumann.

Ceny ciepła w Polsce są mocno zróżnicowane w zależności od stosowanego paliwa oraz od momentu, w którym ciepłownia zawierała kontrakt na zakup surowca. Urząd Regulacji Energetyki podaje, że w 2024 r. średnia cena ciepła z węgla kamiennego wynosiła około 103 zł/GJ, a z gazu ziemnego około 130 zł/GJ. Skrajnym przypadkiem jest Ruda Śląska, gdzie mieszkańcy jeszcze we wrześniu za ciepło płacili średnio około 255 zł/GJ. 

Przeczytaj: Branża chce na nowo uregulować ceny ciepła. Ruszyła dyskusja

Polityczne przepychanki

Sanocki projekt stoi jednak pod znakiem zapytania, bo część radnych sprzeciwia się tej inwestycji.

– Sytuacja polityczna w Sanoku jest trudna. Część radnych sprzeciwia się nie tylko projektowi dekarbonizacji ciepła, lecz także jakimkolwiek inwestycjom prorozwojowym w mieście. Jako spółka prowadzimy kampanię informacyjną i rozmowy z radnymi oraz mieszkańcami Sanoka. Tłumaczymy korzyści, takie jak oszczędności w budżecie miasta wynikające ze zmniejszenia kosztów emisji CO2. Odpowiadamy też na wszelkie wątpliwości dotyczące bezpieczeństwa instalacji. Ze strony mieszkańców nie słyszymy głosów sprzeciwu – projekt budzi raczej ciekawość – podkreśla Anna Kornecka.

Czy inne ciepłownie pójdą tą drogą?

Polski sektor ciepła systemowego – dostarczanego odbiorcom miejskimi sieciami – transformuje się powoli. W 2024 r. z węgla wyprodukowano 57,4 proc. ciepła, podczas gdy w 2023 r. było to 61,2 proc. Tylko nieznacznie wzrósł udział odnawialnych źródeł energii (głównie biomasy) – z 14,4 proc. w 2023 r. do 14,7 proc. w 2024 r. Wyraźnie zwiększył się udział gazu: z 13 proc. do 15,2 proc.

Wykres interaktywny

Pełny ekran

Wykorzystanie energii elektrycznej do produkcji ciepła w miastach nadal stanowi niszę. Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej wskazuje m.in. na dwa kotły elektrodowe o łącznej mocy 70 MW zainstalowane przez Polską Grupę Energetyczną w Elektrociepłowni Gdańsk oraz zrealizowany przez Grupę Veolia projekt w Szlachęcinie obejmujący pompę ciepła o mocy 1,7 MW.

– Kotłów elektrodowych w polskim ciepłownictwie jest mało. Wiele ciepłowni nie ma świadomości, jak działa rynek energii i w jaki sposób może w nim aktywnie uczestniczyć. Poważną barierą jest ograniczona przepustowość sieci elektroenergetycznych. Podpięcie do sieci dystrybucyjnej kotła elektrodowego wymaga często zwiększenia mocy przyłączeniowej, a nie zawsze jest to możliwe. Myślę jednak, że inwestycji w elektryfikację ciepłownictwa będzie coraz więcej. Muszą jednak obejmować budowę akumulatorów ciepła, by lepiej sterować całym systemem – ocenia Andrzej Rubczyński, doradca Programu Ciepłownictwo w Forum Energii.

Ekspert zwraca też uwagę na brak dokumentów strategicznych.

– Brakuje niestety państwowej strategii ciepłowniczej, z której wynikałoby, jakie cele chcemy osiągnąć w tym sektorze. Do tej pory branża kierowała się intuicją i trendami, jakie obserwowała w Europie. Potrzebujemy też zmiany zasad ustalania cen ciepła w taki sposób, by stymulowały one firmy ciepłownicze do inwestycji w czyste, bezemisyjne technologie – podkreśla Andrzej Rubczyński.

Wykres interaktywny

Pełny ekran

Ciepłownie pod kreską

Z raportu Urzędu Regulacji Energetyki wynika, że w minionym roku średnia rentowność brutto sektora ciepłowniczego poprawiła się, ale wciąż była ujemna i wyniosła minus 0,49 proc. Jednocześnie spadły nakłady inwestycyjne branży – z 4,96 mld zł w 2023 r. do 4,66 mld zł w 2024 r. Tymczasem potrzeby związane z transformacją i odchodzeniem od węgla pozostają ogromne.

– Analizy eksperckie wskazują, że nakłady inwestycyjne na transformację sektora ciepłownictwa systemowego wyniosą do 2050 r., w zależności od przyjętego scenariusza, od 299 mld zł do 466 mld zł. Wobec rocznych przychodów branży z działalności ciepłowniczej na poziomie 42 mld zł, trzeba założyć, że środki na transformację muszą być pozyskiwane nie tylko od odbiorców ciepła, ale przede wszystkim z zewnętrznych źródeł finansowania – podkreśla Renata Mroczek, prezeska URE.

Przeczytaj: Prywatny inwestor postawi pierwsze stacje dystrybucji biometanu. Na razie jednak brakuje... biometanu

Główne wnioski

1. Samorządowa spółka Hydro Sanok i prywatna firma Hynfra chcą zelektryfikować źródła ciepła w Sanoku. Projekt przewiduje budowę farmy fotowoltaicznej o mocy 100 MW, która zasilać będzie produkcję ciepła w kotle elektrodowym. Do tego wybudowane zostaną: magazyn energii i akumulator ciepła. Obiekt ma być gotowy do pracy na początku 2028 r. Koszt inwestycji sięgnie 646 mln zł, z czego połowa ma pochodzić z dotacji. Na czele spółki Hydro Sanok stanęła Anna Kornecka, wiceministra rozwoju, pracy i technologii w rządzie Mateusza Morawieckiego.
2. W letnie dni nadwyżkę energii elektrycznej z farmy fotowoltaicznej spółka chce wykorzystać do produkcji zielonego wodoru. Wodór ten będzie sprzedawany zakładom przemysłowym, co poprawi opłacalność całej inwestycji. Cena ciepła z nowego układu ma wynosić około 140 zł/GJ i spaść o połowę w ciągu pięciu–siedmiu lat.
3. Na razie wykorzystanie energii elektrycznej do produkcji ciepła w miastach pozostaje niszowe. Eksperci zwracają uwagę na niską świadomość przedsiębiorstw ciepłowniczych dotyczącą funkcjonowania rynku energii. Kolejną barierą jest ograniczony dostęp do sieci energetycznej.