Sanok wdraĹźa projekt polegający na elektryfikacji i dekarbonizacji (odejścia od węgla) systemu ciepłowniczego z wykorzystaniem odnawialnych ĹşrĂłdeł energii. MĂłwiąc inaczej: tradycyjne kotły na węgiel zastąpi nowa instalacja - panele słoneczne i specjalny "termos", ktĂłry moĹźe magazynować ewentualny nadmiar ciepłej wody. Inwestycja, prowadzona przez miejską spółkę Hydro Sanok we współpracy z firmą Hynfra, przewiduje budowę rozległej infrastruktury fotowoltaicznej oraz systemu magazynowania energii i ciepła.

Jest to projekt polegający na dekarbonizacji i elektryfikacji ciepłownictwa w Sanoku. Produktem ubocznym tego procesu będzie produkcja zielonego wodoru, ktĂłry będzie mĂłgł mieć zastosowanie w przemyśle bądĹş w transporcie publicznym - wyjaśnia w rozmowie z money.pl Anna Kornecka, ktĂłra na początku sierpnia objęła stanowisko prezeski zarządu Hydro Sanok.

Kornecka, była wiceminister rozwoju, twierdzi, Ĺźe projekt wpisuje się w "zielone" trendy. - Ciepłownictwo musi się dekarbonizować z wielu przyczyn. Rosną koszty związane z paliwami, koszty finansowe związane z systemem ETS, a odejście od paliw kopalnych to element trwałego uniezaleĹźnienia się od dostaw z Rosji - tłumaczy prezes Hydro Sanok.

Aleksander Naumann, ekspert ds. technologii wodorowych w firmie Hynfra, wyjaśnia załoĹźenia techniczne. - Projekt polega na elektryfikacji ciepłownictwa, czyli wykorzystaniu urządzeń grzewczych zasilanych energią elektryczną. Ĺťeby mĂłwić o dekarbonizacji takiego układu, naleĹźy zapewnić dostawy zielonej energii - podkreśla w rozmowie z money.pl.

Jak ma wyglądać instalacja? System będzie składał się z farm fotowoltaicznych o Ĺ‚Ä…cznej mocy 93,4 MW, rozmieszczonych na gruntach gminnych o powierzchni 109,9 hektarĂłw. To nie jest jedna wielka działka, ale kilka skomasowanych terenĂłw wokół Sanoka, ktĂłre włączono do granic administracyjnych miasta. Jeśli rozwiązanie miałoby być stosowane w innych miastach, musiałyby one dysponować odpowiednim terenem.

Zaletą nowego układu jest jego niezaleĹźność. - Ten układ pracuje w całości poza krajowym systemem elektroenergetycznym. To tak zwany układ wyspowy czy off-gridowy, bo energia zielona produkowana lokalnie jest dostarczana za pomocą własnej infrastruktury dystrybucyjnej - mĂłwi Naumann.

Aby zapewnić stabilność dostaw, przewidziano budowę magazynu energii elektrycznej opartego na ogniwach litowo-jonowych oraz magazynu ciepła o pojemności 10 tys. metrĂłw sześciennych. Ten drugi będzie największym widocznym elementem całej instalacji.

To wielki termos, czyli wielki zbiornik na ciepłą wodę. Ten magazyn pozwala bilansować i buforować produkcję ciepła z kotła elektrodowego w stosunku do wahającej się produkcji z fotowoltaiki - opisuje Naumann.
Dzięki dwupoziomowemu systemowi magazynowania - energii elektrycznej i ciepła - moĹźliwe jest optymalne wykorzystanie zmiennej produkcji z paneli słonecznych i obniĹźenie nakładĂłw inwestycyjnych ze względu na niĹźszy koszt magazynu ciepła w porĂłwnaniu do magazynowania w bateriach.WodĂłr, ktĂłry jest "naturalnym" efektem ubocznym produkowania energii ze słońca, będzie miał i inne zastosowanie. W okresie wiosenno-letnim, gdy potrzeby ciepłownicze są minimalne, nadwyĹźki energii z fotowoltaiki będą przetwarzane na wodĂłr metodą elektrolizy wody. Docelowo moĹźe stać się on paliwem wykorzystywanym przez przemysł czy chociaĹźby miejski transport.

Latem potrzeby ciepłownicze sprowadzają się do osiągania parametrĂłw ciepłej wody uĹźytkowej, czyli 70 stopni Celsjusza w sieci. W zimie to minimum 120 stopni przy wysokotemperaturowych sieciach, jakie dominują w naszym kraju - porĂłwnuje Naumann.

System umożliwi wyprodukowanie ponad 600 ton wodoru odnawialnego pochodzenia niebiologicznego, spełniającego kryteria rozporządzenia Komisji Europejskiej (RFNBO), które wymaga dedykowanych źródeł odnawialnych do produkcji takiego paliwa.

- Konkurencyjność tej architektury wynika z połączenia infrastruktury produkcji energii elektrycznej przez część ciepłowniczą i chemiczną. W zimie OZE odpowiadają za produkcję ciepła, a w lecie za produkcję wodoru - tłumaczy Naumann.

nwestycja nie jest jeszcze w trakcie budowy. Na razie ukończono studium wykonalności wraz z projektem podstawowym. Trwa pozyskiwanie decyzji środowiskowej. Zgodnie z harmonogramem pozwolenie na budowę ma zostać uzyskane pod koniec 2026 r. Uruchomienie testowe przewidziano na grudzień 2027 r., a fazę operacyjną na koniec lutego 2028 r.

Nakłady inwestycyjne oszacowano na 726 mln zł. Amortyzacja tych nakładów nastąpi przez sprzedaż ciepła, wodoru oraz niewielkich ilości energii elektrycznej.

Czy mieszkańcy skorzystają?

Z punktu widzenia mieszkańcĂłw Sanoka najistotniejsze wydają się ewentualne oszczędności z zamiany węgla na "termos". - Maksymalne ceny ciepła zostały określone na 135 zł za GJ. W momencie oddawania studium była to cena bardzo zbliĹźona do Ăłwczesnej ceny wytwarzania ciepła z węgla w Sanoku - około 120 zł za GJ - podaje Naumann.

Jednak kluczową korzyścią ma być eliminacja corocznych podwyĹźek wynikających ze zmiennych kosztĂłw zakupu paliwa i opłat za emisję CO2. Gdy uprawnienia do emisji osiągały szczytowe ceny na rynku, Sanok wydawał na nie ponad 7 mln zł rocznie. Jak zatem zyskają mieszkańcy? - Ten projekt ma zapewnić przede wszystkim przewidywalność kosztĂłw energii dla mieszkańcĂłw i uniezaleĹźnić od czynnikĂłw zewnętrznych wpływających na koszty wytwarzania ciepła - podkreśla Anna Kornecka.

Struktura finansowania ma zapewnić realizację projektu poza budĹźetem gminy, co jest istotne ze względu na trudną sytuację finansową Sanoka. Inwestor prywatny ma uzyskiwać zwrot z inwestycji m.in. poprzez sprzedaĹź wodoru dla przemysłu.

Jeśli projekt zakończy się sukcesem, Sanok może stać się wzorcem transformacji energetycznej dla innych polskich miast.

Robert Kędzierski, dziennikarz money.pl