Elektryfikacja ciepłownictwa

Raport pt. Elektryfikacja ciepłownictwa w Polsce – droga do czystego ciepła, przygotowany przez Forum Energii wspólnie z amerykańskim think tankiem Regulatory Assistance Project, wskazuje, dlaczego warto postawić na elektryfikację ogrzewania, jakie technologie mają przyszłość i jak mogą wpłynąć na system energetyczny. W poprzednich numerach RI omówione zostały kwestie prawne i przemiany globalne wpływające na ciepłownictwo oraz technologie wytwarzania ciepła i ich integracja z systemem energetycznym. W tej części, kończącej omówienie raportu, prezentowane są zagadnienia kształtowania nowych modeli biznesowych, które mogą wspierać elektryfikację ciepłownictwa oraz przyczyniać się do zmian w systemie energetycznym.

Dynamiczne ceny energii elektrycznej

Zmienna cena zachęca klientów do przenoszenia zużycia energii elektrycznej z okresów o wysokich cenach (i wyższych emisjach jednostkowych CO2/MWh ze względu na włączanie do ruchu jednostek o coraz niższych sprawnościach wytwarzania) do okresów o cenach (i emisjach) niższych. Oznacza to, że dynamiczne taryfy tworzą bodźce nie tylko do optymalizacji kosztu ogrzewania i kosztów systemowych, ale pośrednio również do zmniejszania emisji zanieczyszczeń [1].

Taryfy dla energii elektrycznej mogą być projektowane w taki sposób, aby jak najefektywniej wykorzystać istniejącą infrastrukturę systemu energetycznego. Umożliwi to również zmniejszenie kosztów operacyjnych przedsiębiorstwom ciepłowniczym przy jednoczesnym obniżeniu kosztów systemu elektroenergetycznego. To sytuacja, która przynosi korzyść wszystkim stronom procesu energetycznego – zyskują przedsiębiorstwa i konsumenci.

Praktyka wskazuje, że klienci są gotowi przenieść swoją konsumpcję energii na tańsze godziny w ciągu dnia, jeśli będą istniały stosowne zachęty finansowe. Na przykład w segmencie samochodów elektrycznych stwierdzono, że cena ma kluczowe znaczenie w sytuacji, gdy właściciele pojazdów ładują je w domu, dysponując odpowiednim buforem czasowym [2]. Niedawny brytyjski raport na temat badania wpływu zmiennych cen na zachowania konsumentów energii wykazał, że przenoszą oni ok. 70% poboru energii poza godziny szczytu [3]. Podobnych zachowań można oczekiwać w obszarze ogrzewania energią elektryczną.

Więcej niż jedno źródło zasilania prądem? Umożliwi Ci to przełącznik sieć-agregat >>

Taryfy dynamiczne mogą mieć wiele postaci. Zaczynają się od prostych rozwiązań przypominających taryfę dzienną i nocną czy taryfę w dni powszednie i weekendy, w której płaci się za czas użytkowania. Konsument wnosi zmienną, z góry ustaloną opłatę (jej wielkość wynika z historycznych wzorców zużycia energii) za określone przedziały czasu. Na drugim końcu palety ofert dla konsumentów są ceny energii w czasie rzeczywistym, ustalane na podstawie bieżących warunków panujących w systemie elektroenergetycznym. Inną pojawiającą się formą jest rabat w godzinach szczytu: konsumenci, którzy zdecydowali się na taką taryfę, otrzymują częściowy zwrot, jeżeli unikają korzystania z energii elektrycznej w godzinach szczytu, ale są obciążani jednolitą kwotą niezależnie od tego, czy zużywają energię w okresach szczytu, czy o innej porze dnia. Przykładem taryfy zróżnicowanej w czasie jest Octopus Agile w Wielkiej Brytanii, która oferuje klientom ceny półgodzinne. Dostawca codziennie określa stawki w oparciu o formułę, która jest zależna od półgodzinnej ceny hurtowej. Następnie każdego dnia o godz. 16.00 za pośrednictwem aplikacji na smartfony firma przekazuje informacje o stawkach konsumentom końcowym. Takie rozwiązanie daje wystarczająco dużo czasu na zaplanowanie zużycia na następny dzień. Warunkiem wstępnym skorzystania z tej taryfy jest posiadanie inteligentnego licznika, który dokonuje półgodzinnych pomiarów zużycia i wysyła je do dostawcy w celu rozliczenia. Dodatkową funkcją taryfy jest informowanie konsumenta, kiedy cena sprzedaży energii elektrycznej spada poniżej zera. Jeśli klienci zużywają energię w tych okresach, są za to wynagradzani. Odbiorcy mogą ręcznie zaplanować profil zużycia albo informacje przekazywane są bezpośrednio do odpowiednio zaprogramowanych inteligentnych urządzeń. Na rys. 1 przedstawiono profil obciążenia gospodarstwa domowego z pompą ciepła i taryfą Octopus Agile w okresie 24 godzin. Wyraźnie widać niskie zużycie energii elektrycznej w szczycie, gdy cena energii jest najwyższa.

Nie jest jeszcze pewne, w jakim stopniu użytkownicy pomp ciepła będą skłonni do reagowania na dynamiczne ceny i przesuwania w czasie zapotrzebowania na ciepło. Zależy to przede wszystkim od budowy całej instalacji grzewczej i zdolności budynku do akumulowania ciepła. Doświadczenia z Danii, które polegają na testowaniu automatycznych reakcji na bodźce cenowe po stronie popytu (pomp ciepła), pokazują, że konsumenci odpowiadają na te sygnały, jeśli system jest właściwie zautomatyzowany.

Odpowiednia polityka cenowa jest istotnym elementem pożądanej eksploatacji urządzeń grzewczych. Jednak jej skuteczność będzie ograniczona, jeżeli nie będą jej towarzyszyć rozwiązania techniczne (takie jak zautomatyzowane systemy kontroli obciążenia) umożliwiające klientom łatwe i skuteczne reagowanie na bodźce. Z drugiej strony wdrażanie wyrafinowanych rozwiązań automatyki i technologii grzewczych nie przyniesie korzyści bez wprowadzenia dynamicznych cen energii. Dotychczasowe doświadczenia wskazują , że postęp w obu obszarach musi być skorelowany.

Ciepło jako usługa

Gospodarstwa domowe płacą zazwyczaj za ilość zużytego paliwa (kWh energii elektrycznej lub gazu, litry oleju opałowego itp.) oraz opłatę stałą za wykorzystanie infrastruktury w celu utrzymania oczekiwanej temperatury wewnątrz pomieszczenia. Odbiorcom końcowym zależy na komforcie cieplnym, a nie na energii grzewczej, w jakiejkolwiek formie by ona nie była — gazu, prądu czy też ciepła z sieci miejskiej. Sprostanie temu oczekiwaniu jest podstawą nowego podejścia zwanego „ciepło jako usługa”, czyli modelu, w którym gospodarstwo domowe uzgadnia z dostawcą usług energetycznych określony poziom komfortu cieplnego za określoną cenę [4]. Klienci mogą zdecydować, co oznacza dla nich komfort termiczny np. poprzez wybór, w których godzinach chcieliby mieć daną temperaturę w konkretnych pomieszczeniach. Dostawca usług energetycznych instaluje system grzewczy, obsługuje go i zapewnia realizację oczekiwań klientów w zamian za uzgodnione opłaty.

Ten model biznesowy można porównać do umowy o nieograniczony szerokopasmowy dostęp do internetu, w której szybkość i niezawodność połączenia są uzgodnione, ale ilość wykorzystanych danych nie wpływa na koszt. Tym, za co płaci klient, jest obsługa niezawodnego i szybkiego łącza szerokopasmowego. Sprawa własności urządzeń grzewczych też jest kwestią umowną. Dostawca usług energetycznych może być właścicielem systemu ogrzewania i stosować podejście podobne jak przy leasingu samochodu, w którym klient zgadza się na stałą miesięczną płatność przez określony czas, ale samochód nie jest jego własnością po zakończeniu okresu obowiązywania umowy.

Model biznesowy „ciepło jako usługa”, przyjęty przez zawodowe przedsiębiorstwa ciepłownicze, może stać się podstawą upowszechniania pomp ciepła w gospodarstwach domowych. Wiadomo, że wiele budynków nigdy nie zostanie przyłączonych do sieci ciepłowniczych ze względów technicznych lub kosztowych, ale nie powinny one znikać z ho ryzontu zainteresowania tych firm. Likwidacja przestarzałych pieców i kotłów domowych („kopciuchów”) i zastępowanie ich pompami ciepła oferowanymi w formule ESCO, może być istotnym rozszerzeniem działalności operacyjnej przedsiębiorstw i przyczynić się do zwiększenia udziału strumienia ciepła z OZE, wnosząc tym samym wkład w realizację celu krajowego.

Profesjonalne działanie przedsiębiorstw ciepłowniczych i uzyskany efekt skali na olbrzymim rynku przełożą się na standaryzację rozwiązań, bardziej zaawansowane technologie pomp ciepła i w końcu na mniejsze wydatki kapitałowe, co poskutkuje niższą ceną usługi oferowanej klientom.

Oczekuje się, że aktualizowana strategia dla ciepłownictwa uwzględni społeczne korzyści środowiskowe i ekonomiczne płynące z tego typu modelu biznesowego i da bodziec do opracowania stosownych rozwiązań legislacyjnych dla koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych.

Obecnie na rynku europejskim funkcjonują już pewne warianty modeli biznesowych ciepła jako usługi (tabela 1). Można je potencjalnie dostosować do konkretnej sytuacji w Polsce.

Bilansowanie systemu zasilania za pośrednictwem agregatorów

Na obecnym poziomie technik grzewczych i informatycznych (ICT) nie ma jeszcze sposobu, by poszczególne gospodarstwa domowe mogły samodzielnie stać się aktywnymi uczestnikami rynku energii. Aby umożliwić im świadczenie usług systemowych, np. w zakresie bilansowania energii, potrzebni są pośrednicy – agregatorzy, którzy będą działali w imieniu grupy gospodarstw. Agregator może korzystać z rozproszonych zasobów energetycznych pochodzących od dużej liczby odbiorców. Główną zaletą agregacji jest danie klientom szansy uczestnictwa w różnych rynkach (np. energii elektrycznej i gazu) dzięki uzyskaniu lokalnej elastyczności, przenoszeniu godzin obciążenia i generowaniu usług korzystnych dla sieci i systemu elektroenergetycznego jako całości. Rola agregatorów ma kluczowe znaczenie dla tworzenia elastyczności po stronie popytu, zwłaszcza w sektorze mieszkaniowym, ponieważ odbiorcy indywidualni to zazwyczaj małe podmioty, których priorytetem jest uzyskanie niezawodnych i tanich usług przy jak najmniejszym wysiłku z ich strony.

Rynek usług związanych z zarządzaniem stroną popytową jest jeszcze mały i na wczesnym etapie rozwoju, zarówno pod względem technologii, jak i zaangażowania klientów. Według ostatnich badań [6] status tego rynku jest następujący:
„„Wielkość rynku zarządzania stroną popytową gospodarstw domowych w UE wynosi niecałe 1,5 GW mocy elektrycznej. To niewiele w porównaniu z konwencjonalnym wytwarzaniem energii, jak i bazą aktywów, które w łatwy sposób można wykorzystać w usłudze DSR (sterowania popytem).

„„16 przedsiębiorstw oferuje obecnie 30 komercyjnych projektów zarządzania stroną popytową dla gospodarstw domowych na 9 rynkach UE, a 30 kolejnych próbnych projektów jest bliskich komercjalizacji.

„„Firma Voltalis dominuje dziś w zarządzaniu zużyciem energii na rynku mieszkaniowym, kontrolując niemal 1 GW mocy.

„„Powstają nowe platformy technologiczne, które współpracują z istniejącymi agregatorami i dostawcami energii.

Według IRENA [7] agregatorzy sektora mieszkaniowego uwzględniają zazwyczaj w swoim portfolio jedynie rozproszoną fotowoltaikę i magazyny energii. Tymczasem mają oni możliwość tworzenia elastyczności po stronie popytu ze znacznie szerszego portfolio aktywów mieszkaniowych, w tym rozwiązań Power to Heat, pojazdów elektrycznych lub inteligentnych urządzeń energetycznych. Jest to jednak cały czas faza eksperymentalna. Planowane w Polsce zmiany zasad funkcjonowania rynku bilansującego, które zwiększają liczbę grup uczestników dopuszczonych do bilansowania systemu, przyspieszą rozwój usług DSR.

W praktyce spotyka się trzy stopnie regulacji systemu elektroenergetycznego (rys. 2). Są to:

„„Regulacja pierwotna uruchamiana niemal w czasie rzeczywistym. Pozwala na automatyczną regulację obciążenia, dzięki czemu możliwe jest sterowanie częstotliwością w ciągu kilku sekund od chwili powstania zakłócenia. „„Reakcja wtórna, która aktywuje się w drugim kroku w okresie do 10 minut i pozwala na powrót do standardowej wartości częstotliwości w systemie.

„„Reakcja trójna aktywowana w kolejnym kroku, która pozwala na utrzymanie stabilności częstotliwości przez dłuższy czas niezbędny do usunięcia pierwotnej przyczyny niezbilansowania w systemie.

Działający na rynku agregatorzy mogą oferować usługi regulacji wtórnej i trójnej przy wykorzystaniu pomp ciepła [9]. Oznacza to, że potrzebny jest pewien rodzaj kontroli nad pracą pomp ciepła. W tym zakresie istnieją dwie opcje:

„„Kontrola bezpośrednia polegająca na tym, że sprężarka w pompie ciepła jest sterowana bezpośrednio sygnałem od agregatora z pominięciem układu kontroli wewnętrznej pompy. To rodzaj sterowania szybszy i o większej dokładności niż sterowanie pośrednie. Główną wadą jest to, że pompa ciepła musi być przygotowana do sterowania zewnętrznego, co dla większości obecnie produkowanych urządzeń nie jest możliwe.

Kontrola pośrednia odbywa się głównie poprzez sterowanie temperaturą ogrzania za pomocą czujnika temperatury. W ten sposób można wpływać na pracę pompy i poziom mocy.

Krajowy potencjał elastyczności pomp ciepła (DSR)

Ze względu na brak wystarczających doświadczeń związanych z zarządzaniem stroną popytową w ciepłownictwie, a także początkową fazę procesu jej elektryfikacji oraz rozwoju akumulatorów ciepła, można jedynie w przybliżeniu oszacować korzyści dla systemu elektroenergetycznego, które płyną ze zdalnego sterowania pracą pomp ciepła. Na potrzeby tego raportu założono, że w pompę ciepła zostanie docelowo wyposażone 3 miliony domów jednorodzinnych w Polsce. Zwiększyłoby to obciążenie szczytowe Krajowego Systemu Energetycznego (KSE) o ok. 10 GWe (przy założeniu, że maksymalne zapotrzebowanie gospodarstwa domowego wyniesie 3,3 kW). Z doświadczeń duńskiego projektu Dong Energy eFlex wiadomo, że ok.

30% obciążenia cieplnego można przesunąć dzięki optymalizacji pracy pomp ciepła bez utraty komfortu cieplnego przez mieszkańców budynku. Wobec tego skuteczne zarządzanie pompami ciepła może obniżyć popyt na moc o 3 GWe (do 7 GWe), czyli 8% całkowitej mocy szczytowej KSE (rys. 3). Jest to na tyle duży potencjał, że warto sięgnąć po niego, przygotowując stosowne plany działania i rozwiązania legislacyjne.

Podsumowanie

Elektryfikacja ciepła w oparciu o wykorzystywanie energii pozyskiwanej ze źródeł odnawialnych, mimo że wydaje się odległa, pozwoliłaby Polsce zrobić ogromny krok w przyszłość. Modernizacja budynków i elektryfikacja ciepłownictwa umożliwiłyby szybką poprawę jakości powietrza i jednocześnie wsparły proces dekarbonizacji ogrzewania. Transformacja całego ogrzewnictwa indywidualnego może zupełnie wyeliminować popyt na węgiel ze strony gospodarstw domowych i małych odbiorców, który wynosi obecnie 12 milionów ton rocznie.

Pompy ciepła wspierają realizację krajowych celów OZE, zgodnie z zapisami dyrektywy w sprawie odnawialnych źródeł energii. Polska niestety nie osiągnęła celu wyznaczonego przez UE na rok 2020, wobec czego należy dołożyć starań, by osiągnąć nowy cel wyznaczony na rok 2030. Największy potencjał energii z OZE dla indywidualnego ogrzewnictwa tkwi właśnie w pompach ciepła oraz częściowo w biomasie i ogrzewaniu solarnym. Wzrost udziału energii z OZE to równocześnie wzmocnienie bezpieczeństwa energetycznego i zmniejszenie importu paliw.

Ważne jest, aby poprawa efektywności energetycznej budynków i elektryfikacja ciepła były wspierane w sposób skorelowany. Pozwoli to na zwiększenie rezultatów energetycznych przy ograniczeniu wydatków kapitałowych. Pompy ciepła działają wydajniej w dobrze izolowanych budynkach. Wydajne budynki z kolei umożliwiają bardziej elastyczną pracę pomp ciepła i zwiększają potencjał świadczenia usług systemowych. Efektywne obiekty minimalizują również zapotrzebowanie na moc pomp ciepła, a co za tym idzie, ilość dodatkowej energii elektrycznej i nakładów inwestycyjnych.

Pompy ciepła zapewniają oszczędność energii, dlatego są technologią kwalifikowaną (preferowaną) na mocy art. 7 dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej [10]. Zgodnie z tym artykułem państwa członkowskie zostały zobligowane do corocznej redukcji zużycia energii końcowej o 0,8% w okresie 2021–2030. Wdrożenie pomp ciepła wraz z termomodernizacją budynków może pomóc zamknąć lukę nieefektywności energetycznej gospodarki.

Warto też dodać, że instalacja pomp ciepła w nowych obiektach, zamiast systemów grzewczych opartych na paliwach kopalnych, pozwoli na skuteczniejsze spełnienie wymogów dyrektywy w sprawie charakterystyki energetycznej w budynkach.
Wraz z postępującym wdrażaniem pomp ciepła należy wprowadzić bardziej zaawansowane, dynamiczne taryfy na energię elektryczną. W Polsce istnieją już taryfy wielostrefowe, które mogą i powinny być powiązane z wprowadzeniem pomp ciepła w celu optymalizacji kosztu ogrzewania. Wynagradzanie usług systemowych w oparciu o sterowanie pracą pomp ciepła może zmniejszyć zapotrzebowanie na moc szczytową oraz wydatki na budowę nowych mocy wytwórczych w KSE. Usługa bilansowania powinna się przyczynić dodatkowo do zmniejszenia kosztu ogrzewania gospodarstw domowych.

Pełny raport jest dostępny pod adresem: https://forum-energii.eu/pl/analizy/elektryfikacja-cieplownictwa

Literatura

1. Farnsworth D., Shipley J., Lazar J., & Seidman N., Beneficial electrification: Ensuring electrification in the public interest, VT: Regulatory Assistance Project, Montpelier, June 2018, https://www.raponline.org/wp-content/uploads/2018/06/6-19-2018-RAP-BE-Principles2.pdf (dostęp: 21.12.2020)
2. Project report: Consumers, vehicles and energy integration, Projekt PPR917, TRL, Berkshire 2019, https://trl.co.uk/sites/default/files/CVEI%20D5.3%20-%20Consumer%20Charging%20Trials%20Report.pdf (dostęp: 21.12.2020)
3. Hildermeier J., Kolokathis C., Rosenow J., Hogan M., Wiese C., Jahn A., Start with smart: Promising practices for integrating electric vehicles into the grid, VT: Regulatory Assistance Project, Montpelier 2019, https://www.raponline.org/knowledge-center/start-with-smart-promising-practices-integrating-electric-vehicles-grid/ (dostęp: 21.12.2020)
4. Heat as a service: An introduction, Energy Systems Catapult, Birmingham 2019, https://es.catapult.org.uk/wp-content/uploads/2019/06/SSH2-Introduction-to-Heat-as-a-Service-1.pdf (dostęp: 21.12.2020)
5. Heat as a service, Delta EE, 2019, https://www.delta-ee.com/images/Infographics/HaaS_Infographic_Final.pdf (dostęp: 21.12.2020)
6. Hughes J., Residential demand response: releasing great potential in the next 5 years, 2019, https://www.delta-ee.com/delta-ee-blog/residential-demand-response-releasing-great-potential-in-the-next-5-years.html (dostęp: 21.12.2020)
7. Demand-side flexibility for power sector transformation, IRENA, 2019, https://www.irena.org/publications/2019/Dec/Demand-side-flexibility-for-power-sector-transformation (dostęp: 21.12.2020)
8. Wu Z., Gao W, Gao T et al., State-of-the-art review on frequency response of wind power plants in power systems, „Journal of Modern Power Systems and Clean Energy”, 2018, 6, 1-16, https://link.springer.com/article/10.1007/s40565-017-0315-y (dostęp: 21.12.2020)
9. Innovation landscape brief: Aggregators, IRENA, 2019, https://www.irena.org//media/Files/IRENA/Agency/Publication/2019/Feb/IRENA_Innovation_Aggregators_2019.PDF?la=en&hash=EB86C1C86A7649B25050F57799F2C0F609894A01 (dostęp: 21.12.2020)
10. Zalecenie Komisji (UE) 2019/1658 z dnia 25 września 2019 r. dotyczące transpozycji obowiązków oszczędności energii na podstawie dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej, Komisja Europejska, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:32019H1658&from=PL (dostęp: 21.12.2020)