Potencjał wytwarzania energii elektrycznej w ciepłownictwie. komunalnym

Transkrypt

1 Potencjał wytwarzania energii elektrycznej w ciepłownictwie komunalnym dam Gajda Specjalista z rejestru ZG NOT Krzysztof Melka udytor energetyczny UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce 1. Wstęp Ciepłownictwo komunalne wchodzące w skład krajowego sektora energetycznego jest przestarzałe i mało efektywne. Opiera się głównie na kotłach wodnych, opalanych węglem kamiennym, nierzadko zużytych technicznie. Pomimo prowadzonych modernizacji i wysokich sprawności, dochodzących do 86%, wytwarza jedynie ciepło sieciowe. Charakteryzuje się przy tym wysokimi emisjami szkodliwych substancji do atmosfery. Poza tym ciepłownictwo komunalne musi zmierzyć się z wieloma wyzwaniami wynikającymi z polityki ekologicznej Unii Europejskiej. Są one głównie skutkiem pakietu klimatycznoenergetycznego 3x20 i dyrektywy 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (IED). Szczególnie trudne w najbliższych latach będzie dostosowanie się do wymogów tej dyrektywy. Wiąże się bowiem ze zmianą definicji źródła spalania z pojedynczej jednostki wytwórczej (kocioł) na komin. gregacja mocy kotłów podłączonych do wspólnego komina w większości ciepłowni zmienia dotychczasowe przedziały mocy źródeł spalania i przesuwa je na wyższe poziomy. Wiąże się z tym zaostrzenie standardów emisyjnych, zwłaszcza dwutlenku siarki (SO 2 ), tlenków azotu (NO x ) i pyłu, których dotrzymanie nie jest możliwe przy obecnych instalacjach ochrony powietrza atmosferycznego. Wspomniane wyzwania systemowe i przestrzeganie kolejnych regulacji prawnych, wynikających z polityki ekologicznej UE, w tym dotyczących redukcji emisji CO 2, wymuszają radykalne zmiany w dotychczasowej gospodarce ciepłowniczej. Jednocześnie poszczególne ciepłownie, choć dysponują skromnymi zasobami finansowymi na przedsięwzięcia modernizacyjne, posiadają szereg istotnych atutów. Należą do nich: dobre rozeznanie na lokalnych rynkach ciepła, uzbrojone lokalizacje i niezbędne zasoby kadrowe. Daje to szansę na modernizację przestarzałej bazy wytwórczej, w tym wprowadzenie wysokosprawnych systemów skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oraz dywersyfikację wysokoemisyjnej bazy paliwowej. Zapewni też spełnienie przyszłych wymogów ekologicznych. W artykule autorzy podjęli próbę eksperckiej, wariantowej oceny potencjału wytwarzania energii elektrycznej w oparciu o posiadane informacje o rynkach ciepła dla analizowanego zbioru ciepłowni. Ocenili także zmiany w bazie paliwowej, emisji CO 2,SO 2, NO x nr 34 (1314)

2 i pyłu, wielkości niezbędnych nakładów inwestycyjnych i kosztów eksploatacji zmodernizowanego podsektora ciepłownictwa komunalnego. 2. naliza technologiczna przedsięwzięć modernizacyjnych nalizą został objęty zbiór 116 ciepłowni o mocach MW t 1 i produkcji ciepła 100 PJ/rok z zestawu danych dla potrzeb Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji CO 2 na lata (KPRU II). Dla oceny potencjału wytwarzania energii elektrycznej autorzy przyjęli algorytm, uwzględniający przejście od ogółu zbioru do szczegółu w postaci wirtualnych ciepłowni reprezentujących wyodrębnione części podsektora ciepłownictwa komunalnego. Zbiór ciepłowni został podzielony na cztery grupy według zainstalowanych mocy: do 50 MW t MW t MW t MW t Taki podział służy uzyskaniu możliwie małego zróżnicowania mocy ciepłowni z danej grupy. Moce cieplne wirtualnych ciepłowni stanowią średnie arytmetyczne mocy cieplnych zainstalowanych w poszczególnych grupach ciepłowni. Ich zestawienie zawiera tab. 1. Szczegółowej analizie zostały zatem poddane cztery wirtualne ciepłownie o cieplnych mocach zainstalowanych, przedstawionych jako średnie w tab. 1. Dla wykonania stosownych obliczeń autorzy założyli, że: współczynnik skojarzenia: a = P skoj α = 0,4 P szczyt wielkość średniego obciążenia letniego: 0,1 P szczyt. Przyjęli też skonstruowany na podstawie dostępnych danych roczny uporządkowany wykres zapotrzebowania na ciepło, charakterystyczny dla ciepłownictwa komunalnego. Kształt wykresu w postaci figur geometrycznych o zwymiarowanych punktach, niezbędnych do dalszych obliczeń, przedstawia rys. 1. UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce Ustalenie średnich wielkości mocy cieplnych w skojarzeniu (0,4 P szczyt ) w opisanych grupach ciepłowni (reprezentowanych przez ciepłownie wirtualne) pozwoliło na dobór dostępnych jednostek kogeneracyjnych, który zapewnia pokrycie zapotrzebowania na ciepło użytkowe. Tab. 2 i rys. 2 (w postaci graficznej) przedstawiają charakterystyczne dane rozpatrywanego zbioru jednostek wytwórczych. Są one przydatne do zastosowania w ciepłownictwie komunalnym, zapewniają pożądaną dywersyfikację bazy paliwowej i spełnienie warunków ekologicznych. Należy zwrócić uwagę, iż w większości przypadków moce elektryczne przyjętych jednostek wytwórczych pozwalają na ich włączenie do lokalnych sieci dystrybucyjnych średnich napięć, w tym na bezpośrednie zasilanie grup lub większych odbiorców położonych w pobliżu źródeł wytwarzania. Ograniczenie mocy ciepłowniczych bloków biomasowych wiąże się ze spodziewanym odstępstwem dla małych mocy (do 20 MW e ) od wymogu spalania tzw. biomasy agro. Dzięki niemu małe jednostki wytwórcze uzyskają łatwiejszy dostęp do lepszej biomasy, w tym drzewnej, którą wykorzystują obecnie głównie elektrownie zawodowe. W kolejnym kroku z użyciem charakterystyk produkcyjnych nowych jednostek zostały przyjęte możliwe konfiguracje technologiczne wirtualnych ciepłowni. Uwzględniają one przy tym zapotrzebowanie na ciepło w sezonie letnim. Tab. 3 przedstawia wybrane zestawienia nowych jednostek wytwórczych w poszczególnych ciepłowniach. Z tab. 3 wynika, że grupy ciepłowni (wg tab. 1) o wyższych zainstalowanych mocach cieplnych posiadają większe możliwości zróżnicowania doboru kogeneracyjnych jednostek wytwórczych. Pozwala to na pracę części z nich również w sezonie letnim. Ta praca może się odbywać z pełną lub ograniczoną mocą, bezpośrednio lub z wykorzystaniem chłodni, najczęściej powietrznych (występują często problemy z zapewnieniem niezbędnej ilości wody do chłodzenia), w układach pseudokondensacji bądź przy współpracy z akumulatorami ciepła. Decyzje inwestycyjne i reżimy eksploatacyjne zależą od efektywności ekonomicznej przyjętych rozwiązań, mechanizmów wsparcia i od zróżnicowania cen energii elektrycznej, niezbędnej do pokrycia zapotrzebowania w szczycie i okresach pozaszczytowych. 1 Moc, wynikająca z ilości energii wprowadzanej w paliwie do źródła w jednostce czasu przy jego nominalnym obciążeniu, nazywana w artykule mocą w paliwie. 138

3 Tab. 1. Charakterystyka grup ciepłowni Grupa ciepłowni Przedział mocy zainstalowanej [MW t ] Liczba ciepłowni w grupie Moc w paliwie [MW t ] Sprawność przemiany paliwa [%] Moc zainstalowana [MW t ] Średnia moc zainstalowana w grupie [MW t ] I do ~ 51 II ~ 90 III ~ 162 IV ~ 290 xmwt 0,4 x (xx(((( x 250 h 500 h 0,16 x 0,4 x 0,4 x 0,1 x 0,2 x 3008 h 1780 h 353 h 212 h 3407 h h 8760 h Rys. 1. Roczny uporządkowany wykres zapotrzebowania ciepła Uwaga: x oznacza wielkość mocy zainstalowanej ciepłowni (x=p szczyt )

4 Tab. 2. Zestaw kogeneracyjnych jednostek wytwórczych Zbiór jednostek wytwórczych Oznaczenie Moc zainstalowana Elektryczna [MW e ] Cieplna [MW t ] Osiągana sprawność elektryczna Średnioroczna sprawność ogólna rutto [%] Netto [%] [%] Silniki gazowe S Turbiny gazowe TG loki gazowoparowe GP loki biopaliwowe IO Rys. 2. Rozkład mocy jednostek wytwórczych

5 3. naliza możliwości produkcyjnych energii elektrycznej Z zestawów jednostek wytwórczych, ujętych w tab. 3, do dalszej analizy zostały wybrane po dwa warianty w każdej z wirtualnych ciepłowni: Wariant : Jednostki wytwórcze tworzą zestawy o najwyższych mocach elektrycznych. Wariant : Jednostki wytwórcze tworzą zestawy o najniższych mocach elektrycznych, zapewniające wraz z niezbędną liczbą kotłów wodnych (KW) pokrycie potrzeb cieplnych odbiorców. Oba warianty określają granice obszaru pożądanych rozwiązań układów kogeneracyjnych w ciepłownictwie komunalnym. Przy tym wariant charakteryzuje się wysoką, a wariant niską produkcją energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji, przy tej samej produkcji ciepła. Warianty te zostały porównane ze stanem obecnym (kotły wodne) i po modernizacji ciepłowni (z wymianą kotłów na nowe, o tych samych mocach, wyposażonych w instalacje oczyszczania spalin spełniające wymagania dyrektywy IED), przyjętymi jako wariant 0. Wielkości zainstalowanej mocy elektrycznej i cieplnej w kogeneracyjnych jednostkach wytwórczych możliwe do uzyskania dzięki modernizacji technologicznej ciepłowni przedstawia tab. 4. Tab. 5 przedstawia potencjalne wielkości produkcji energii w wysokosprawnej kogeneracji. Przy czym tab. 4 i 5 uwzględniają też niezbędną moc i wielkości produkcji ciepła w kotłach wodnych. Uzupełniają one produkcję wymaganą do pokrycia szczytowego zapotrzebowania ciepła i zapewniają ewentualną rezerwę przy wyłączeniu z ruchu największego bloku kogeneracyjnego w modernizowanej ciepłowni w sezonie grzewczym. W kolejnych krokach zostały zsumowane wielkości nakładów inwestycyjnych i efektów modernizacji dla całych grup ciepłowni, reprezentowanych przez ciepłownie wirtualne w wariancie i. Wyniki przedstawia zbiorczo tab spekty środowiskowe wymogi emisyjne 4.1 Emisja SO 2, NO x i pyłu Obowiązujące standardy emisyjne dla instalacji energetycznego spalania paliw określa rozporządzenie Ministra Środowiska z 24 kwietnia 2011 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji (Dz. U. Nr 95, poz. 558). Zgodnie z tym rozporządzeniem standardy emisyjne odnoszą się do instalacji rozumianej jako źródło = kocioł. Natomiast dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2010/75/UE z r. w sprawie emisji przemysłowych (Dz. U. L 334 z ) zmienia definicję instalacji na źródło = wspólny komin oraz wprowadza znacznie ostrzejsze standardy emisyjne dla dużych obiektów energetycznego spalania paliw (moc we wprowadzonym paliwie 50 MW t ). Dyrektywa (zwana w skrócie dyrektywą IED od ang. Industrial Emissions Directive) powinna być wdrożona do prawa krajowego do 7 stycznia 2013 r., a zmienione standardy emisyjne będą obowiązywać od 2016 r. Dla sektora ciepłowniczego zmiana definicji źródła staje się istotnym problemem. Zmieniają się bowiem przedziały mocy, a tym samym standardy emisyjne przewidziane dla instalacji. Za przykład może posłużyć klasyczna ciepłownia, opierająca się na dwóch kotłach WR25, opalanych węglem kamiennym, podłączonych do wspólnego komina. Obecnie te kotły, zgodnie z definicją z rozporządzenia Ministra Środowiska, są traktowane jako oddzielne obiekty o mocy w paliwie < 50 MW t każdy. Za to po zmianie definicji na wspólny komin, będą jednym obiektem o mocy w paliwie przekraczającej 50 MW t. Dla takiej instalacji obowiązują standardy emisyjne z dyrektywy IED. Operator instalacji będzie zmuszony dostosować je do odpowiednich poziomów emisji SO 2, NO x i pyłu, co przedstawia tab. 7. Ze względu na wagę sektora energetycznego w gospodarkach państw UE, zapisy dyrektywy IED przewidują mechanizmy derogacyjne, które pozwolą rozłożyć w czasie wymagane zmiany, a tym samym koszty. Derogacje dla ciepłownictwa komunalnego są zapisane w art. 35 dyrektywy IED. Zgodnie z nim do 31 grudnia 2022 r. obiekt energetycznego spalania (źródła podłączone do wspólnego komina) może być zwolniony z przestrzegania dopuszczalnych wielkości emisji, o ile spełnione są następujące warunki: całkowita nominalna moc obiektu energetycznego spalania dostarczona w paliwie nie przekracza 200 MW t ; obiekt uzyskał pierwsze pozwolenie przed 27 listopada 2002 r. lub operator tego obiektu złożył kompletny wniosek o pozwolenie przed tą datą, pod warunkiem, że obiekt trafił do eksploatacji nie później niż 27 listopada 2003 r.; co najmniej 50% produkcji ciepła użytkowego wytwarzanego w obiekcie (średnia krocząca z pięciu lat) jest dostarczanych w postaci pary lub gorącej wody do publicznej sieci ciepłowniczej; oraz nr 34 (1314)

6 w tym okresie dopuszczalne wielkości emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu, określone w pozwoleniu mającym zastosowanie w dniu 31 grudnia 2015 r. (w szczególności zgodnie z wymogami dyrektyw 2001/80/WE i 2008/1/WE) są utrzymane co najmniej do 31 grudnia 2022 r. Dodatkowo, łagodniejsze standardy przewidziane w dyrektywie bez ograniczenia czasowego można stosować dla obiektów, które uzyskały pozwolenie przed r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem. Muszą one stanowić źródła szczytowe lub być przeznaczone do pracy w szczytach ciepłowniczych o czasie pracy 1500 h/rocznie, i jedynie pod warunkiem, że eksploatacja rozpoczęła się nie później niż r. Oprócz tych odstępstw dyrektywa przewiduje możliwość tzw. derogacji naturalnych (art. 33 dyrektywy), pod warunkiem, że: operator instalacji zobowiąże się w pisemnym oświadczeniu przedstawionym właściwemu organowi najpóźniej do dnia 1 stycznia 2014 r., że od 1 stycznia 2016 r. do 31 grudnia 2023 r. nie będzie eksploatował obiektu przez więcej niż godzin (przy czym operator ma corocznie obowiązek przedkładania właściwemu organowi zapisu czasu funkcjonowania od 1 stycznia 2016 r.); dopuszczalne wielkości emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu, określone w pozwoleniu dla obiektu energetycznego spalania mającym zastosowanie w dniu 31 grudnia 2015 r. (w szczególności zgodne z wymogami dyrektyw 2001/80/WE i 2008/1/WE) są utrzymane co najmniej przez pozostały okres eksploatacji obiektu energetycznego spalania. Obiekty energetycznego spalania o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie ponad 500 MW, opalane paliwem stałym, którym udzielono pierwszego pozwolenia po 1 lipca 1987 r., muszą przestrzegać dopuszczalnych wielkości emisji tlenków azotu określonych w załączniku V część 1; oraz obiektowi energetycznego spalania, który nie uzyskał pozwolenia, o którym mowa w art. 4 ust. 4 dyrektywy 2001/80/WE (zgłoszonych do tzw. derogacji naturalnych pod warunkiem eksploatacji obiektu przez co najwyżej godzin w okresie r.). Ponadto dyrektywa IED w art. 32 przedstawia krajowy plan przejściowy i związane z nim uwarunkowania w zakresie dostosowania się do jej wymogów. Warto nadmienić, że ten plan nie obejmuje obiektów energetycznego spalania paliw (systemów ciepłowniczych), dla których derogacje są przewidziane w ramach art. 35. UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce 4.2 Emisja CO 2 W grudniu 2008 r. państwa członkowskie UE przyjęły pakiet klimatycznoenergetyczny. Jego głównymi celami są: ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, poprawa efektywności energetycznej, wzrost produkcji energii ze źródeł odnawialnych. W ramach pakietu klimatycznoenergetycznego została przyjęta dyrektywa 2009/29/WE z 23 kwietnia 2009 r., zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE z 13 października 2003 r., w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (tzw. dyrektywa EU ETS). Dyrektywa EU ETS wprowadza istotne zmiany do systemu handlu uprawnieniami, m. in. w zakresie przyznawania bezpłatnych uprawnień. W ramach EU ETS stopniowo będzie ograniczana pula uprawnień otrzymywanych nieodpłatnie przez podmioty gospodarcze. Dla wytwórców ciepła sieciowego zostały przewidziane derogacje zwiększające w stosunku do wytwórców energii elektrycznej procentową pulę przydziału bezpłatnych uprawnień. ędzie ona stopniowo redukowana do 30% w 2020 r., aż do wygaszenia przydziału w 2027 r. Prace na forum KE nad przygotowaniem instrumentów wdrożeniowych, w tym decyzji dotyczących szczegółowych rozwiązań najważniejszych aspektów systemu handlu uprawnieniami, mają się zakończyć w 2013 r. Przedstawione rozwiązania legislacyjne posłużyły do obliczeń rocznych ładunków emisji i wskaźników produktowych emisji po modernizacji zbioru analizowanych ciepłowni. Efekty ekologiczne modernizacji w porównaniu z obecnymi wielkościami emisji (wariant 0 ) przedstawiają tab. 8 i tab spekty ekonomiczne Dane z prowadzonych analiz, w tym dotyczące ilości i kosztów paliw, wielkości i przyjętych kosztów uprawnień do emisji CO 2, nakładów inwestycyjnych, posłużyły do wyceny rocznych i jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła po modernizacji ciepłowni (po cenach z 2010 r.). Ze względu na stosunkowo małe emisje SO 2, NO x i pyłu, znacznie niższe opłaty za korzystanie ze środowiska (w porównaniu z cenami uprawnień do emisji CO 2 ), pominięto koszty emisji tych zanieczyszczeń. Uzyskane wyniki, w tym dla wariantu 0, przedstawia tab

7 Tab. 3. Wybrane konfiguracje technologiczne nowych jednostek Moc w skojarzeniu Obciążenie letnie Grupa Ciepłowni Konfiguracja technologiczna nowych jednostek Elektryczna brutto Cieplna brutto Pokrycie obciążenia letniego MW t MW e MW t I TG15 3xS2+2xS8 +IO10 13,0 23,8 11,0 20,6 20,1 20,9 ~ 5 KW 3 S2 S2 KW 5 S8 45,0 36,0 2 S8 z akumulatorem ciepła II GP45 IO20 45,0 18,0 36,0 38,0 ~ 9 ½ GP45 z akumulatorem ciepła KW lub IO20 w pseudokondensacji 2 S8+3 S18 3 S10+GP45 2 S8+GP70 71,8 75,0 87,6 65,4 65,5 66,4 S18 2 S10 2 S8+KW lub ½ GP70 z akumulatorem ciepła III 3 S18+IO10 S8+2S10+IO20 GP70+IO10 63,8 46,9 79,9 66,0 66,2 68,0 ~ 16 IO10 lub S18 S8+S10 IO10 lub ½ GP70 z akumulatorem ciepła TG50+IO10 54,9 66,8 IO10 GP70+S10+IO20 98,0 99,5 IO 20 w pseudokondensacja lub ½ GP70 IV GP120+S18 TG50+3 S18 130,0 99,0 101,5 102,8 ~ 25 S18+KW j.w. lub 2 S18 z akumulatorem ciepła TG50+2 S8+IO20 80,8 104,2 IO20 w pseudokondensacji Uwaga: Wielkości liczbowe przy oznaczeniach jednostek wytwórczych określają moc elektryczną znamionową danej jednostki. Oznaczenie KW dotyczy istniejących kotłów wodnych.

8 Tab. 4. Potencjalne moce zainstalowane Moc zainstalowana nowych jednostek Grupa ciepłowni Wariant Gaz iomasa 2/ Elektryczna Cieplna Elektryczna Cieplna Kotły wodne istniejące lub nowe 1/ MW e MW t MW e MW t MW t I II III IV Razem / Moce kotłów wodnych niezbędnych przy przekroczeniu zapotrzebowania na ciepło pokrywanego przez jednostki kogeneracyjne. 2/ rak biomasy w wariancie wynika ze specyfiki jednostek gazowych: wysokiej mocy elektrycznej, stosunkowo niskiej mocy cieplnej przy określonej, racjonalnej konfiguracji technologicznej w danej ciepłowni wirtualnej. Tab. 5. Potencjalna produkcja energii Produkcja energii Grupa ciepłowni Wariant w kogeneracji w KW Gaz iomasa Węgiel kamienny Elektryczna Ciepło Elektryczna Ciepło Ciepło GWh TJ GWh TJ TJ I II III IV Razem

9 Tab. 6. Charakterystyka granicznych wariantów modernizacji ciepłownictwa komunalnego Produkcja energii Paliwa Wariant Nakład inwestycyjny mld zł W kogeneracji W KW En. elektryczna Ciepło Ciepło Gaz iomasa Węgiel kamienny TWh PJ PJ mld Nm 3 Mln Mg Mln Mg ~ 21,0 28,6 ~ 32,0 13,4 79,7 80,1 20,3 20,0 5,08 1,07 8,48 1,06 1,05 O ~ 5, ,07 Uwaga: W wariancie O nakłady inwestycyjne dotyczą nowych kotłów wodnych, wyposażonych w stosowne instalacje oczyszczania spalin, celem dotrzymania standardów emisyjnych dyrektywy IED. Tab. 7. Porównanie standardów emisyjnych dla kotłów WR25 przed i po wprowadzeniu dyrektywy IED Typ źródła Standardy wg rozporządzenia MŚ w/s standardów emisyjnych z instalacji Standardy emisyjne wynikające z dyrektywy IED 2 kotły WR25 podłączone do wspólnego komina SO 2 NO x pył SO 2 NO x pył mg/nm Uwaga: Standardy emisyjne przedstawiono dla źródeł istniejących sklasyfikowanych wg rozporządzenia MŚ w/s standardów emisyjnych z instalacji, tzn. oddanych do użytkowania przed r., których w ciepłownictwie polskim jest najwięcej. Tab. 8. Emisje SO 2, NO x i pyłu (Mg/a) Wariant Emisje roczne Redukcja wskaźnika produktowego [%] SO 2 NO x Pył SO 2 NO x Pył Uwaga: W wariancie 0 wielkości emisji dotyczą stanu istniejącego.

10 Tab. 9. Emisja CO 2 Wariant Emisja roczna Emisja CO 2 Wskaźnik produktowy Redukcja wskaźnika produktowego 10 3 Mg kg/gj % ,8 30,9 34,0 65, ,7 Uwaga: W wariancie 0 emisja roczna dotyczy obecnego stanu technicznego ciepłowni Tab. 10. Koszty wytworzenia energii (po cenach z 2010 r.) Koszty wytwarzania Wariant Jednostkowe Roczne Energia elektryczna Ciepło Energia elektryczna Ciepło Razem 0 zł/mwh zł/gj mld zł mld zł mld zł 218,0 252,0 65,1 60,9 45,2 Uwaga: Koszty skalkulowano przy cenie uprawnień do emisji 12,5 EUR/Mg CO 2 (śr. cena z połowy 2011 r.); 1 EUR=4,0 zł i cenach paliw: węgla 16 zł/gj,gazu 36 zł/gj, biomasy śr. 23 zł/gj i przy 100% zakupie uprawnień do emisji CO 2 w każdym z wariantów 6,2 3,4 6,5 6,0 4,5 12,7 9,4 4,5 Rys. 3. Koszty wytwarzania w funkcji cen uprawnień do emisji CO 2

11 Istotnym składnikiem kosztów wytwarzania poza paliwami jest cena uprawnień do emisji CO 2 w III (lata ) i w dalszych okresach rozliczeniowych europejskiego handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (EU ETS). Prognozy ośrodków analitycznych znacznie się różnią, a niektóre przewidują, że cena uprawnień dochodzi do 100 EUR/Mg CO 2. Wpływ zmian cen uprawnień w zakresie 12,5 60 EUR/Mg CO 2 na średnie koszty wytwarzania energii w analizowanym zbiorze zmodernizowanych ciepłowni przedstawia rys. 3. Z rys. 3 wynika, że koszty wytwarzania ciepła w wariancie 0 i zrównują się przy cenie uprawnień zbliżonej do 60 EUR/Mg CO 2. Podobna tendencja dotyczy kosztów wytwarzania energii elektrycznej w wariantach i. Natomiast koszty wytwarzania ciepła w wariancie są wyższe o ok. 20% od wariantów i 0. Ogólnie widoczny jest istotny wpływ cen uprawnień do emisji CO 2 na koszty wytwarzania, w stopniu mogącym nawet podważyć ekonomiczną zasadność przyjętych pierwotnie rozwiązań modernizacyjnych. 6. Podsumowanie nalizowany zbiór ciepłowni komunalnych odzwierciedla w pewnym przybliżeniu podsektor ciepłownictwa komunalnego (PEC), wchodzący w skład sektora energetycznego. Jak wynika z prowadzonych analiz i z posiadanych informacji o rynkach ciepła, podsektor ciepłownictwa komunalnego dysponuje znacznym potencjałem w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji TWh/rocznie. Nakłady inwestycyjne na ten cel są szacowane w granicach od 21 mld zł ( gaz, węgiel) do 32 mld zł ( biomasa, gaz, węgiel) (według cen z 2010 r.). Rozwój kogeneracji wpisuje się (jako najlepsza dostępna technologia T) w poprawę efektywności energetycznej i produkcji energii ze źródeł odnawialnych. W zależności od warunków lokalnych i rynkowych możliwe jest przyjęcie współczynnika skojarzenia o wyższych wartościach (z przedziału 0,4 0,6). Wiąże się to z dalszym wzrostem produkcji energii elektrycznej, nawet o kilkanaście procent w stosunku do przedstawionych wielkości. W praktyce dobór kogeneracyjnych jednostek wytwórczych w poszczególnych ciepłowniach zależy od dostępności paliw (wystarczające przepustowości gazociągów niskiego i średniego ciśnienia), możliwości pozyskania biomasy w promieniu km od konkretnej lokalizacji i wyprowadzenia mocy elektrycznej. Przedsięwzięcia inwestycyjne przynoszą znaczne redukcje emisji zanieczyszczeń do powietrza (SO 2, NO x, pył) oraz CO 2 (tab. 8, tab. 9). Nie uda się tego osiągnąć przy technologiach wytwarzania ciepła w kotłach wodnych (KW) opalanych węglem, nawet po ich dostosowaniu do nowych wymogów ekologicznych (dyrektywa IED). Dotyczy to również emisji CO 2. Ze względu na ograniczenie odbiorami ciepła, w przeważającym zakresie możliwe byłoby wyprowadzanie mocy elektrycznej z elektrociepłowni do lokalnych systemów przesyłowych średnich napięć (maksymalnie 110 kv). Przyczyni się to do wzrostu podaży energii elektrycznej na potrzeby lokalne, ograniczy jej zakupy z sieci przesyłowych NN i jednocześnie odciąży sieci. Mankamentem systemów ciepłowniczych jest sezonowość w produkcji ciepła i zależność wielkości wytwarzania energii elektrycznej od bieżącego zapotrzebowania. Częściowo mogą temu zapobiegać takie instalacje, jak akumulatory ciepła, systemy chłodnicze (pseudokondensacja), oparte głównie na chłodnicach powietrznych (ze względu na ograniczenia w dostępie do wody dla części lokalizacji). udowa tych instalacji zależy jednak od rachunku ekonomicznego, a w nim istotną rolę odgrywa zróżnicowanie cen szczytowej i pozaszczytowej energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym. Z tego wynika, że pełna, zainstalowana moc elektryczna w podsektorze ciepłownictwa komunalnego nie będzie dostępna w okresie letnim, tradycyjnie wykorzystywanym na remonty elektrowni systemowych. Przyczyni się więc do ewentualnego pogłębienia okresowych niedoborów mocy w KSE. Obserwowane jednak od kilku lat tendencje spłaszczania się doliny letniej obciążenia systemu elektroenergetycznego przy wyższych poziomach zapotrzebowania na moc, ograniczają możliwości remontowe elektrowni w tym okresie. Oznacza to potrzebę przesuwania części remontów na okres zimowy, gdy systemy ciepłownicze rozwijają pełną moc. W konsekwencji dodatkowa moc elektryczna (2,6 6,0 GW e ), uzyskana dzięki modernizacji ciepłowni, ułatwi remonty elektrowni systemowych w sezonie grzewczym. Można zatem stwierdzić w podsumowaniu, że problematyka podsektora ciepłownictwa komunalnego nie została wystarczająco dostrzeżona i odpowiednio przeanalizowana w polityce energetycznej Polski nr 34 (1314)

12 do 2030 r. Przy tym również została ograniczona, przez marginalizację wykorzystania gazu w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE), dywersyfikacja bazy paliwowej naszej energetyki. Sprowadza się do szerszego użycia źródeł odnawialnych i budowy zaczątków energetyki jądrowej. Energetyka jądrowa według obecnych prognoz w 2024 r. ma uzyskać moc ok. 3,2 GW e i produkcję energii elektrycznej ok. 27 TWh, przy nakładach ocenianych na przynajmniej 7080 mld zł w skali całego przedsięwzięcia (ok. 6,4 GW e ). Na szczęście w ostatnich latach zostały ograniczone (do 23 jednostek) plany budowy szeregu dużych węglowych bloków energetycznych na parametry nadkrytyczne o mocach MW e, powiązanych z drogimi systemami wychwytu i magazynowania CO 2 (CCS carbon capture system), konserwującę bazę paliwową opartą na węglu. Dla nowych jednostek wytwórczych o mocy 300 MW e, opartych na węglu, już na etapie pozyskiwania pozwoleń na inwestycję konieczna jest ocena możliwości budowy instalacji wychwytywania CO 2, jego transportu i składowania. W grę wchodzi także zarezerwowanie odpowiedniej przestrzeni na taką instalację, gdy okaże się to realne (tzw. wymóg CCS capture ready), co z kolei znacznie podraża inwestycję. Wymóg CCS capture ready nie dotyczy kogeneracyjnych jednostek wytwórczych o niższych mocach, przewidzianych do zabudowy w podsektorze ciepłownictwa komunalnego. Przedstawione wyniki analiz wskazują na istotną lukę w przyjętych obecnie kierunkach budowy nowych mocy elektrycznych, opartych o OZE i energetykę jądrową, przy jednoczesnej marginalizacji paliwa gazowego. Potwierdzają zasadność spójnego programu modernizacji podsektora ciepłownictwa komunalnego, który przyniesie 2,6 6,0 GW e nowych mocy. Taki program powinien być wdrożony w możliwie szerokim zakresie do 2022 r., aby po upływie okresu derogacji spełniać wymagania dyrektywy IED. Musiałby być skorelowany z rozwojem systemów magazynowania i dystrybucji gazu oraz ze wzrostem możliwości pozyskania biomasy, nawet kosztem spowolnienia budowy energetyki jądrowej. Duże znaczenie miałoby przy tym pobudzenie gospodarcze, zaktywizowanie regionów, małych i średnich miast, gdzie zlokalizowane są ciepłownie komunalne, i potencjalnych obszarów produkcji biomasy, czyli terenów wiejskich (w wariancie potrzeby przekraczają 8 mln Mg/rocznie). Jednocześnie wystąpiłby duży popyt na nowe jednostki wytwórcze i urządzenia pomocnicze, produkowane i możliwe do wytworzenia w kraju. UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce UE o energetyce Mgr inż. dam Gajda, absolwent Wydziału MEL Politechniki Warszawskiej, studiów podyplomowych na Politechnice Łódzkiej i w SGH. Specjalizacja zawodowa: wytwarzanie energii, ochrona środowiska w sektorze energetycznym, zarządzanie. Doświadczenie zdobywał w służbach ruchu elektrociepłowni Siekierki, jako szef budów elektrociepłowni Łódź 3, Łódź 4 i Pruszków 2 i w rozruchach urządzeń wytwórczych. Po przejściu w 1993 r. do Polskich Sieci Elektroenergetycznych uczestniczył w opracowywaniu programów rozwoju energetyki i kontraktów długoterminowych (KDT), zajmował się wpływem wymogów ekologicznych, krajowych i unijnych, na funkcjonowanie i rozwój sektora energetycznego. Jest autorem lub współautorem analiz i opracowań obejmujących całokształt gospodarki paliwowoenergetycznej i aspektów środowiskowych podsektora wytwarzania energii, ponad 100 publikacji naukowotechnicznych, laureatem nagród i wyróżnień resortowych. Mgr inż. Krzysztof Melka, absolwent Wydziału Inżynierii i Ochrony Środowiska Politechniki Częstochowskiej i menedżerskiego studium handlu emisjami i zarządzania energią w kademii Ekonomicznej w Poznaniu. Jest praktykiem z doświadczeniem w działalności konsultingowej dla firm prywatnych i podmiotów publicznych. Zajmuje się m. in. ocenami oddziaływania na środowisko inwestycji w sektorze energetycznym i analizami w zakresie wpływu pakietu klimatycznoenergetycznego na sektor wytwórców energii elektrycznej i ciepła oraz wymogami ekologicznymi dla dużych źródeł spalania paliw. 148