Rozwijamy technologię kotła wodorowego, który charakteryzuje eliminacja emisji COx, NOx, SOx i pyłów. Nasza technologia będzie wspierać dekarbonizację ciepłownictwa, dla którego brakuje w Polsce długoterminowej strategii modernizacji. W dzisiejszym artykule Bartosz Ostrowski, Analityk w SES Hydrogen Energy, przygląda się danym o sytuacji sektora oraz kwestii opłacalności wdrożenia wodoru jako źródła ciepła, która jest kluczowa dla projektów inwestycyjnych.
Autor: Bartosz Ostrowski, Data Miner
Kocioł wodorowy SES Hydrogen Energy rozwijamy przede wszystkim z myślą o zastosowaniach średniej skali – w ciepłownictwie systemowym, przemyśle oraz energetyce rozproszonej – jako źródło ciepła w lokalnych węzłach grzewczych dla budynków komercyjnych i osiedli mieszkaniowych. Innowacją na tle rozwiązań dostępnych na rynku jest to, że w procesie spalania w obiegu zamkniętym wykorzystuje wodór i czysty tlen, nie mieszaninę czy powietrze atmosferyczne, dzięki czemu eliminuje potencjalne emisje związane z wytworzeniem ciepła. Produktami spalania są wyłącznie energia i para wodna/woda.
Dlaczego stawiamy na ciepło z wodoru?
Wodór jest wymieniany w strategiach energetyczno-klimatycznych państw europejskich jako ważne narzędzie dekarbonizacji i zwiększenia udziału OZE w koszykach energetycznych. Projekty w Polsce są jednak na bardzo wczesnym etapie rozwoju. Szczególnie wymagający w naszym kraju jest sektor ciepłownictwa systemowego, w którym w przeważającej mierze od lat nie podejmowano znaczących działań modernizacyjnych.
Polskę charakteryzuje bowiem jeden z największych rynków ciepła systemowego w Europie i jednocześnie znaczące zużycie paliw konwencjonalnych, zwłaszcza węgla kamiennego, który odpowiada za ok. 66% łącznego wytwarzania ciepła w kraju (2022 r.)[1].
Cele unijne związane z dywersyfikacją źródeł energii, zwiększeniem udziału OZE oraz tworzeniem efektywnych systemów grzewczych i chłodniczych sprawiają, że sektor powinien skupić się na modernizacji i wykorzystaniu nowoczesnych, alternatywnych źródeł ciepła, które będą efektywne, a jednocześnie zagwarantują bezpieczeństwo energetyczne i rzeczywiste obniżenie emisji. Działania doraźne przestają być wystarczające w świetle wyzwań związanych z dekarbonizacją, jak również kryzysu na rynku energii, z którym mierzyliśmy się w ostatnich latach.
Musimy pamiętać, że to długoterminowa stabilność operacyjna przedsiębiorstw ciepłowniczych i płynność dostaw paliw mają bezpośredni wpływ na bezpieczeństwo i ekonomię dostaw ciepła do odbiorców indywidualnych, komercyjnych, jak również rozwój polskiego przemysłu średniej i dużej skali. Te, może zagwarantować m.in. wodór, który produkowany w procesie elektrolizy, z wykorzystaniem OZE tworzy swoisty, samowystarczalny ekosystem energetyczny, niezależny od importu i fluktuacji na rynku paliw w horyzoncie długoterminowym.
Ciepłownictwo w UE i Polsce – sytuacja sektora
Zasadnicza różnica w popularności ciepła systemowego w Unii Europejskiej wynika z różnic klimatycznych i socjo-administracyjnych w poszczególnych regionach. Stosunkowo ciepły klimat, krótki sezon grzewczy i niska gęstość zaludnienia sprzyjają stosowaniu indywidualnych środków ogrzewania. Większe skupiska siedzib ludzkich i chłodniejszy klimat przekładają się na intensyfikację zapotrzebowania na ciepło sieciowe dla gospodarstw domowych, budynków komercyjnych i przemysłowych.
Czystość ciepła systemowego w poszczególnych krajach Unii Europejskiej, a przez to jego wpływ na środowisko naturalne, są zależne od paliw stosowanych przez podmioty ciepłownicze oraz warunków geograficznych i zasobowych. Przykładem jest Islandia, gdzie korzystny, geotermalny potencjał kraju został skutecznie zaimplementowany do systemu ciepłowniczego, pokrywając nawet do 100% zapotrzebowania sieci. Czystość wytwarzania ciepła różni się jednak znacznie w poszczególnych krajach, co ma związek z nadal aktualną dominacją paliw konwencjonalnych w łącznej strukturze wytwarzania ciepła sieciowego w UE.
Zapotrzebowanie na ciepło sieciowe w Europie jeszcze w 2020 r. wyniosło ok. 599 TWh. Niemal 20% z tego zaspokajały paliwa węglowe, a prawie 37% gaz ziemny. W tym samym roku kluczowy dla celów unijnych był stosunkowo wysoki udział źródeł odnawialnych w łącznej produkcji ciepła w UE na poziomie prawie 32%.
Sytuacja mniej korzystnie wyglądała w Polsce, gdzie wg danych Eurostatu w 2020 r. paliwa węglowe zaspokajały ponad 75% z łącznego zapotrzebowania przekraczającego 79 TWh. Źródła odnawialne miały odpowiadać za nieco ponad 7%.
Powołując się na dane URE, w 2022 r. mieliśmy już do czynienia z obniżeniem udziału paliw węglowych oraz wzrostem udziału OZE do poziomu ponad 15%. Należy jednak podkreślić, że dominującym źródłem jest tu biomasa, z której spalaniem również związane są określone emisje. Inne odnawialne źródła energii odpowiadają zaledwie za ułamek ciepła sieciowego wytwarzanego w naszym kraju[2].
Transformacja ciepłownictwa
Chcąc sprostać wyzwaniu dekarbonizacji i transformacji energetycznej, proponowany jest szereg praktyk i działań na płaszczyźnie technicznej, a także na płaszczyźnie regulacyjnej. Rozwiązania te przewidują:
- Zmniejszenie ryzyka ekonomicznego związanego ze wzrostem cen surowców poprzez odejście od technologii konwencjonalnych, dyktujących wysokie zapotrzebowanie na import surowców energetycznych.
Aktualna sytuacja na rynku energii i paliw jest stabilna, przy czym mieliśmy już do czynienia z cenami nawet 6-krotnie wyższymi niż obecne. W latach 2021-2022 borykaliśmy się z kryzysem energetycznym w wyniku agresji Rosji na Ukrainę oraz konieczności odcięcia się od dotychczasowego importu surowców energetycznych z Rosji. W rezultacie, na przestrzeni 52. tygodni cena MWh gazu ziemnego oscylowała pomiędzy 23,13 EUR a nawet 220,54 EUR. Newcastle Coal Futures zanotował skok ze 124 USD/t do 445 USD/t.
Symulacja zmian w cenie gazu ziemnego – EU Natural Gas Dutch TTF (2019- 1Q 2023)
Symulacja zmian w cenie węgla kamiennego – Newcastle Coal Futures (2019- 1Q 2023)
Nagły i dynamiczny wzrost cen paliw przełożył się bezpośrednio na wzrost cen ciepła, a także przyczynił się do utrwalenia ujemnej rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych w Polsce, co widoczne było zwłaszcza w przypadku źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji, ze względu na uproszczony model regulacyjny. Dalsze wahania cen są wysoce możliwe ze względu na proklimatyczną politykę unijną.
Tym bardziej, że znaczącym czynnikiem wpływającym na dalsze kształtowanie cen ciepła są uprawnienia do emisji w ramach systemu EU-ETS, którym objęte są wszystkie ciepłownie i elektrociepłownie konwencjonalne w Polsce o mocy powyżej 20 MW.
Od 2021 r. obserwowaliśmy dynamiczny wzrost cen uprawnień. Przykładowo, średnia ważona cena jednostek uprawnień do emisji CO2 (EUA) z 21. transakcyjnych dni lipca 2023 r. wyniosła 86,05 EUR/t, podczas gdy jeszcze w lutym po raz pierwszy w historii przekroczyła 100 EUR za tonę. Wzrost jest wyjątkowo dynamiczny, gdyż zaledwie w 2020 r. oscylowała ok. 15 EUR. Co więcej, eksperci przewidują, że może przekroczyć nawet 150 EUR w 2024 r.
Symulacja zmian ceny dla uprawnień do emisji EU-ETS (2019- 1Q 2023)
Według ekspertów udział wydatków na ich zakup w kosztach produkcji ciepła w wielu przedsiębiorstwach może już teraz przekraczać 40%. Wraz z dalszą intensyfikacją działań redukcyjnych, stopniowo będzie maleć pułap uprawnień dostępnych w obiegu, co przełoży się na dalszy wzrost cen.
- Wymianę generacyjną starych jednostek konwencjonalnych, których przystosowanie do nowoczesnych technologii ograniczania i wychwytu emisji, zanieczyszczeń oraz toksyn jest często nieopłacalne, ze względu na wysokość wymaganych nakładów finansowych lub na zbliżający się koniec ich możliwości technicznych.
Kotły wodorowe dedykowane sektorowi ciepłownictwa systemowego i indywidualnym potrzebom grzewczym przemysłu, mitygują wskazane ryzyko, ponieważ zapewniają całkowitą niezależność od paliw kopalnych i zwiększają wykorzystanie energii ze źródeł OZE, realizując cele regulacyjne (dyrektywa EED). Umożliwiają też zastąpienie starych urządzeń bez konieczności znaczących ingerencji w infrastrukturę przesyłową, co wpływa na obniżenie kosztów i czasu inwestycji.
Ponadto, wśród proponowanych praktyk znalazły się:
- Wykorzystanie energii zmagazynowanej w odpadach, np. odzyskiwanie energii z odpadów komunalnych i przemysłowych.
- Redukcja strat energii zmagazynowanej w paliwie poprzez generację skojarzoną energii elektrycznej i cieplnej.
- Zmniejszenie strat energii cieplnej dzięki modernizacji sieci przesyłowych.
- Obniżenie zapotrzebowania na energię cieplną poprzez stawianie wysokich wymogów technicznych nowopowstającym i remontowanym budynkom (dyrektywa EPBD) oraz urządzeniom ogrzewnictwa indywidualnego.
Czy produkcja ciepła z wykorzystaniem wodoru będzie opłacalna?
To podstawowe pytanie, które zadają inwestorzy rozważający wdrożenie wodoru i technologii kotłów wodorowych jako alternatywy dla paliw i kotłów konwencjonalnych w energetyce cieplnej scentralizowanej, rozproszonej oraz przemyśle.
Pomimo wspomnianej obecnej stabilizacji cen surowców energetycznych, gospodarka europejska nie jest wolna od spekulacji i strategii cenowych państw eksporterów. Dodatkowo, planowana stopniowa redukcja puli dostępnych uprawnień, przy braku zdecydowanych działań modernizacyjnych będzie prowadzić do dalszych znaczących obciążeń finansowych przedsiębiorstw.
Elektrolityczny, nisko- i zeroemisyjny wodór, pomimo obecnie wyższej ceny, pozostaje niewrażliwy na zmienny koszt surowców energetycznych i czynniki zewnętrzne, przez co jest gwarantem stabilnej ceny ciepła w dłuższym okresie. Stanowi przy tym nośnik energii o możliwości długoterminowego magazynowania, przez co może służyć jako narzędzie bilansowania sieci elektroenergetycznej.
Aby elektrolityczny wodór stanowił ekonomicznie opłacalną alternatywę dla innych paliw, należy mieć na uwadze optymalizację sposobu jego wytwarzania, dopasowaną do spodziewanego profilu wykorzystania. Połączenie ze sobą kilku źródeł zielonej energii elektrycznej, w tym także możliwy zakup certyfikowanej, zielonej energii z sieci poprawia stabilność pracy infrastruktury wytwarzającej wodór. Zwiększone wykorzystanie zainstalowanych mocy, zarówno OZE jak i generatora wodoru, prowadzi do otrzymania ekonomicznie konkurencyjnego i ekologicznego paliwa o wysokiej gęstości energii i zdolności do magazynowania długoterminowego.
Jak pokazują analizy SES Hydrogen Energy, przy założeniu wytwarzania elektrolitycznego wodoru w pobliżu miejsca jego wykorzystania (grzewcze huby wodorowe) i uruchomieniu projektów wielkoskalowych mocy zainstalowanej generatorów wodoru oraz zasilaniu procesu elektrolizy w zoptymalizowany sposób, koszt pozyskania wodoru może już dzisiaj spaść poniżej 5 USD/kg (140 PLN/GJ)[3].
Wodór, by móc konkurować cenowo z paliwami konwencjonalnymi, przy założeniu utrzymania się kursu EUA i węgla kamiennego, powinien osiągnąć pułap ok. 2,50 USD/kg. Wraz z efektem skali, prognozuje się spadek ceny jednostkowej wytworzenia wodoru w Unii Europejskiej w ciągu dekady do pułapu 2-4 USD/kg w zależności od szerokości geograficznej (57 – 114 PLN/GJ). Biorąc pod uwagę, że już dziś wiele jednostek wytwórczych wymaga modernizacji, bądź zbliża się do limitu oraz fakt, że elektrolityczny, zielony wodór osiągnie wymaganą dojrzałość technologiczną i opłacalność ekonomiczną, wybór technologii wodorowych jako docelowego źródła ciepła i pary technologicznej staje się naturalnym krokiem dla wielu przedsiębiorstw ciepłowniczych i przemysłowych.
Bartosz Ostrowski
Data Miner w Dziale Analiz SES Hydrogen Energy Sp. z o.o.
[1] Urząd Regulacji Energetyki, Energetyka cieplna w liczbach – 2022
[2] Urząd Regulacji Energetyki, Energetyka cieplna w liczbach – 2022
[3] Analizy opracowane przez SES Hydrogen Energy.
