Instytut Techniki Cieplnej

Transkrypt

1 Politechnika Śląska w Gliwicach Instytut Techniki Cieplnej Analiza krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji Raport z II etapu pracy Warszawa, styczeń

2 Analiza krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji Raport z II etapu pracy Umowa nr 501H/4433/0445/000 Zamawiający: Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych Autorzy pracy: mgr inż. Małgorzata Kwestarz dr inż. Andrzej Kerner prof. dr hab. inż. Janusz Lewandowski dr inż. Marcin Liszka prof. dr hab. inż. Stanisław Mańkowski mgr Joanna Matysiak mgr inż. Grzegorz Parcinski mgr inż. Uros Radovic dr inż. Adam Smyk dr inż. Wiesław Szadkowski dr inż. Krzysztof Wojdyga prof. dr hab. inż. Andrzej Ziębik Politechnika Warszawska ARE S.A. Politechnika Warszawska Politechnika Śląska Politechnika Warszawska ARE S.A. ARE S.A ARE S.A. Politechnika warszawska Politechnika Warszawska Politechnika Warszawska Politechnika Śląska Kierownik pracy: prof. dr hab. inż. Janusz Lewandowski Warszawa, styczeń

3 Analiza krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji Spis treści Słownik wybranych pojęć...7 Wstęp Dokumenty UE dotyczące Dyrektywy o promowaniu kogeneracji. Wyniki przeglądu Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council of 11 February 2004 on the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market and amending Directive 92/42/EC Draft Guidelines on Establishment of National Potentials, June 2005 European Commission DG TREN Analysis and Guidelines for Implementation of the CHP Directive 2004/8/EC Interim Version Annex Report III Commission Decision Establishing harmonised efficiency reference values for separate production of electricity and heat in application of Directive 2004/8/EC Guidelines for Implementation of the CHP Directive 2004/8/EC Guidelines for implementation of Annex II and Annex III Draft Final November ZAŁĄCZNIKI Identyfikacja celów polityki krajowej sformułowanych w strategiach sektorowych oraz zobowiązań międzynarodowych podjętych przez Polskę rzutujących na możliwości produkcyjne sektora energetycznego Skojarzone wytwarzanie oraz ciepłownictwo w dokumencie Polityka energetyczna Polski do roku Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w Programie dla Elektroenergetyki Strategie zapisane w Polityce klimatycznej Polski oraz Strategii rozwoju źródeł odnawialnych Dyrektywa 2001/80/WE oraz związane zapisy w ToP Dyrektywa 2002/91/WE Dyrektywa 2003/96/WE Dyrektywa 2003/87/WE Inne dyrektywy Unii Europejskiej Ocena ram prawnych i regulacyjnych dotyczących jednostek kogeneracji Zachęty do projektowania jednostek kogeneracji o wielkości odpowiadającej zapotrzebowaniu na ciepło użytkownika Ograniczenia barier utrudniających rozwój kogeneracji Uproszczenie i usprawnienie procedur administracyjnych Zapewnienia obiektywnych przejrzystych i nie dyskryminujących zasad uwzględniających właściwości technologii kogeneracji Koordynacji działań administracji

4 4.6. Pewności wydawania świadectw pochodzenia kogeneracji Podsumowanie obejmujące akty prawne aktualnie obowiązujące w Polsce Podsumowanie obejmujące projekt zmiany ustawy Prawo energetyczne oraz projekt zmiany rozporządzenia Ministra Gospodarki Wnioski Literatura Aktualna sytuacja w zakresie produkcji wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w Polsce Struktura paliwowa, produkcja energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu Stan techniczny bazy wytwórczej w elektrociepłowniach Sezonowość produkcji ciepła Opracowanie prognozy zapotrzebowania na ciepło użyteczne i energię elektryczną do roku 2020 dla oceny potencjału wysokosprawnej kogeneracji prognoza makroekonomiczna Założenia prognozy Prognoza demograficzna Prognoza makroekonomiczna Prognoza cen paliw Metodyka prognozowania zapotrzebowania na energię Symulacja wzrostu efektywności użytkowania energii Wyniki prognozy Zapotrzebowanie na energię użyteczną Zapotrzebowanie na energię finalną Zapotrzebowanie na finalną energię elektryczną Krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną Zapotrzebowanie na ciepło sieciowe Produkcja energii elektrycznej Ceny energii elektrycznej kupowanej od producentów systemowych Produkcja ciepła Zapotrzebowanie na energię pierwotną Podsumowanie Definicje najważniejszych pojęć, jednostek miar i skrótów stosowanych w roz Literatura Raport z badania statystycznego w celu określenia potencjału krajowej kogeneracji, zgodnie z Dyrektywą 2004/8/WE Wprowadzenie Wybór operatu Przebieg badania Opracowanie wzoru ankiet i objaśnień do ich wypełniania Konsultacje telefoniczne udzielane respondentom Wyniki badania statystycznego

5 Zestawienie wyników badania PKG Omówienie wyników badania ankietowego gmin ankieta PKG Aproksymacja wyników badania ankietowego PKG-1 na dane ogólnokrajowe Aproksymacja produkcji ciepła oraz prognozy produkcji ciepła z danych ankietowych w grupach zależnych od wielkości produkcji na dane ogólnokrajowe Podsumowanie Rynek chłodu w Polsce Metoda określania zapotrzebowania na chłód wg wskaźników EU Oszacowanie zapotrzebowania na chłód dla Polski z uwzględnieniem istniejących systemów ciepłowniczych Analiza porównawcza określenia tendencji zmian zapotrzebowania na ciepło użytkowe na przykładzie innych krajów Unii Europejskiej Wstęp Sytuacja demograficzna Produkt krajowy brutto Zużycie energii finalnej Ciepło sieciowe Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu Produkcja chłodu Wnioski Zapotrzebowanie na prace mechaniczną Porównanie wyników prognozy makro ekonomicznej, ankietowe i porównawczej w zakresie całkowitego zapotrzebowania na ciepło Zapotrzebowanie na ciepło do ogrzewania budynków i ciepłą wodę użytkową w roku bazowym (2005) Produkcja ciepła w systemach ciepłowniczych i źródłach indywidualnych w 2005 roku Końcowy sumaryczny bilans zapotrzebowania i produkcji Potencjał techniczny rozwoju kogeneracji Ocena potencjału ekonomicznego kogeneracji Zastosowana metoda oceny i przyjęte założenia Wyniki obliczeń wskaźników ekonomicznych Określenie wielkości potencjału ekonomicznego Oszczędność paliwa pierwotnego, ograniczenie emisji, zmniejszenie kosztów zewnętrznych Bariery rozwoju kogeneracji Bariery administracyjne Bariery identyfikowane przez wytwórców i użytkowników ciepła

6 Dodatek A Ocena potencjału ciepła użytkowego do celów mieszkaniowych możliwego do uzyskania z uciepłownienia bloków kondensacyjnych w Polsce Dodatek B Przyrost produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu w wyniki wymiany urządzeń w istniejących EC

7 Słownik wybranych pojęć Całkowity potencjał kogeneracji wielkość całkowitej produkcja ciepła użytkowego, a więc ciepła, które teoretycznie może być wytworzone w skojarzeniu z energią elektryczną CHP z języka angielskiego, Combined Heat and Power elektrociepłownia Certyfikacja budynków- certyfikacja energetyczna budynków tzn. planowany ustawowy obowiązek oceny efektywności energetycznej budynku Ciepło sieciowe - ciepło dystrybuowane przy pomocy sieci ciepłowniczych Ciepło użytkowe ciepło wykorzystywane do ogrzewania pomieszczeń, przygotowania ciepłej wody, wykorzystywane jako para wodna lub gorąca woda w procesach technologicznych innych niż wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej oraz użyte do wytwarzania chłodu C.w.u - ciepła woda użytkowa, ciepła woda wykorzystywana głównie dla celów sanitarnych Ekonomiczny potencjał kogeneracji część technicznego potencjału kogeneracji, zwymiarowana przez ilość ciepła, którego wytwarzanie w skojarzeniu z energią elektryczną jest opłacalne ekonomicznie Energia finalna - ilość energii użytecznej uzyskana z paliwa po uwzględnieniu strat wynikających z konwersji, transportu etc. Energia pierwotna- energia chemiczna zawarta w paliwie w miejscu i stanie, w jakim paliwo pierwotnie się znajdowało Feasibility study - studium wykonalności (studium ostatecznej wersji projektu) Generacja rozproszona wytwarzanie energii elektrycznej i (lub) ciepła głównie w małych obiektach wytwórczych, zazwyczaj opartych na technologii skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła; wytworzona energia elektryczna i ciepło wykorzystywane są lokalnie w budynkach (zespołach budynków) takich jak: szpitale, biurowce, centra handlowe itp. Gospodarcza ocena inwestycji - ekonomiczna ocena opłacalności, dokonywana z punktu widzenia gospodarki kraju, z uwzględnieniem kosztów i przychodów, które mają swoje odzwierciedlenie w cenach produktów Gospodarka rozdzielona - wytwarzania energii elektrycznej i ciepła niezależnie w oddzielnych jednostkach wytwórczych Inwestorska ocena inwestycji ekonomiczna ocena opłacalności, dokonywana z punktu widzenia inwestora, tj. podmiotu wykładającego środki finansowe na inwestycje 7

8 IRR-(ang. Internal Rate of Return) wewnętrzna stopa zwrotu; stopa dyskonta, dla której zaktualizowana wartość inwestycji netto (NPV) równa jest zero; wskaźnik wykorzystywany jest do oceny ekonomicznej efektywności inwestycji Kogeneracja skojarzone wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, tj. proces technologiczny, w którym jednocześnie wytwarzana jest energia elektryczna oraz ciepło użytkowe Koszt graniczny - (koszt krańcowy, ang. marginal cost), koszt jaki ponosi producent w związku ze zwiększeniem wielkości produkcji danego dobra o jedną jednostkę; stanowi przyrost kosztów całkowitych związany z wyprodukowaniem dodatkowej jednostki dobra Koszty zewnętrzne koszty, które na danym etapie rozwoju gospodarczego nie są przenoszone w ceny produktów Mikro-kogeneracja -skojarzona produkcja energii elektrycznej i ciepła w urządzeniach małej mocy; obok dużych elektrociepłowni zawodowych i przemysłowych na świecie coraz większą popularnością cieszą się małe układy skojarzone (50kW-3 MW), czyli mikro- i mini - kogeneracja Społeczna ocena inwestycji - ekonomiczna ocena opłacalności dokonywana z punktu widzenia społecznego, tj z uwzględnieniem wszystkich kosztów i przychodów także tych, które nie są ujęte w cenach produktów Sprawność referencyjna sprawność rozdzielnego wytwarzania energii elektrycznej (lub ciepła) w elektrowni (lub ciepłowni) w stosunku, do której wyznaczana jest wielkość oszczędności paliwa w kogeneracji (wartość wskaźnika PES); sposób wyznaczania tej wielkość został ujednolicony we wszystkich krajach UE Techniczny potencjał kogeneracji - cześć całkowitego potencjału kogeneracji zwymiarowana przez ilość ciepła, która z technicznego punktu widzenia, może być wytworzona w skojarzeniu z energią elektryczną; wielkość potencjału technicznego jest zatem zależna od stanu rozwoju technologii kogeneracji Technologia gazowa technologia energetyczna, w której paliwem jest gaz (ziemny, wielkopiecowy, koksowniczy itp.) Technologia kogeneracyjna technologia jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła Technologia węglowa technologia energetyczna, w której paliwem jest węgiel kamienny lub brunatny 8

9 Wskaźnik ECI (European Cooling Index) - zależny od średnich warunków zewnętrznych panujących w okresie letnim w danym mieście lub kraju; znormalizowana wartość wskaźnika ECI = 100 oznacza średnie warunki europejskie i odnosi się do miast, w których średnia temperatura zewnętrzna wynosi ok.10 C. Wskaźnik (współczynnik) PES - względna oszczędność energii pierwotnej wykorzystywanej do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła Wskaźnik skojarzenia - stosunek wytworzonych w kogeneracji ilości energii elektrycznej i ciepła Wykres uporządkowany wykres utworzony poprzez sortowanie od wielkości największej do najmniejszej chwilowego zapotrzebowania lub produkcji ciepła (energii elektrycznej) w funkcji czasu; obrazuje czas pracy instalacji z obciążeniem nie mniejszym niż wartość odpowiadająca współrzędnym danego punktu wykresu Wysokosprawna kogeneracja kogeneracja, która przynosi względna oszczędność paliwa (wskaźnik PES) 10% dla jednostek kogeneracyjnych o mocy elektrycznej powyżej 1MW oraz PES > 0% dla jednostek o mocy równej lub mniejszej od 1MW 9

10 Wstęp Niniejsze opracowanie jest raportem zawierającym wyniki II etapu prac realizowanej na zamówienie Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych, w ramach Umowy Nr 501H/4433/0445/000. Wykonawcami pracy są Uczelniane Centrum Badawcze Energetyki i Ochrony Środowiska Politechniki Warszawskiej, Instytut Techniki Cieplnej Politechniki Śląskiej oraz Agencja Rynku Energii S.A. W raporcie zamieszczono omówienie podstawowych tez i głównych elementów krajowych i europejskich dokumentów określających warunki działania przedsiębiorstw produkujących w skojarzeniu energię elektryczną i ciepło: Dyrektywy 2004/8/WE oraz Wytycznych Komisji Europejskiej DG TREN, Dokumentów określających politykę krajową sformułowaną w strategiach sektorowych, Zobowiązań międzynarodowych podjętych przez Polskę i rzutujących na możliwości produkcyjne sektora energetycznego, Ustaw i rozporządzeń krajowych dotyczących skojarzonego wytwarzania. Zamieszczono historyczne dane dotyczące produkcji ciepła i energii elektrycznej w Polsce, będące podstawą prognozy zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną do roku Źródłem tych danych, w większości przypadków, są zasoby Agencji Rynku Energii S.A, która w Polsce zbiera i przetwarza dane statystyczne związane z wytwarzaniem i zużyciem energii. Korzystano także z danych Głównego Urzędu Statystycznego (GUS), a w przypadku informacji o innych krajach Unii Europejskiej, z danych publikowanych przez Eurostat oraz organizację Euroheat & Power. Do opracowania prognozy wykorzystano trzy metody: Makroekonomiczną, wykorzystującą model matematyczny krajowej gospodarki energetycznej, Z wykorzystaniem badania ankietowego producentów użytkowników ciepła i energii elektrycznej, Porównawczą, bazującej na porównaniu gospodarki Polski z gospodarkami innych państw UE. W raporcie przedstawiono wyniki wszystkich prognoz i na jej podstawie określono całkowite zapotrzebowania na ciepło użytkowe w Polsce w latach 2010, 2015 oraz Zapotrzebowanie to było dalej podstawą do określenia potencjału technicznego kogeneracji. 10

11 Dla technologii perspektywicznych w polskich warunkach paliwowych zaproponowano technologie kogeneracyjne, które następnie poddano ocenie ekonomicznej. Na tej podstawie oceniono ekonomiczny potencjał krajowej kogeneracji. Uzupełnieniem niniejszego raportu jest załącznik stanowiący projekt dokumentu Analiza krajowego potencjału kogeneracji zgodnie z Dyrektywą 2004/8/WE. 11

12 2. Dokumenty UE dotyczące Dyrektywy o promowaniu kogeneracji. Wyniki przeglądu. W ramach przeglądu w rozdz omówiono dokumenty UE, które pozostały aktualne w styczniu 2007: 1. Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council of 11 February 2004 on the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market and amending Directive 92/42/EC. 2. Draft Guidelines on Establishment of National Potentials, European Commission DG TREN, June Commission Decision Establishing harmonised efficiency reference values for separate production of electricity and heat in application of Directive 2004/8/EC. 4. Guidelines for Implementation of the CHP Directive 2004/8/EC. Guidelines for implementation of Annex II and Annex III. European Commission DG TREN. Draft Final November W załącznikach Z1, Z2, Z3 omówiono pozycje, które były przedstawione w początkowym okresie implementacji Dyrektywy 2004/8/EC: 5. Z.1. Manual for Determination of Combined Heat and Power (CHP). CEN/CENELEC Workshop Agreement CWA 45547, September Z.2. Guidelines for Implementation of the CHP Directive 2007/8/EC. European 7. Commission DGTREN. Draft Interim Version 2. January Z.3. Guidelines to Implementation of the CHP Directive 2004/8/EC. Guidelines for implementation of Annex II and Annex III. European Commission DG TREN. Draft June Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council of 11 February 2004 on the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market and amending Directive 92/42/EC Dyrektywa 2004/8/EC Parlamentu Europejskiego I Rady z dnia 11 lutego 2004 w sprawie promowania kogeneracji Każdy z pozostałych dokumentów dotyczy implementacji postanowień Dyrektywy o promowaniu kogeneracji i każdy z nich odwołuje się do preambuły i celów Dyrektywy. W skład Dyrektywy wchodzą: wspomniana obszerna preambuła, zasadnicza część 12

13 Dyrektywy składająca się z 18 artykułów oraz cztery załączniki, w tym dwa dotyczące metodyki obliczeń, którymi zajmują się przede wszystkim dokumenty 2, 3, 4, 5 i 6. WYJĄTKI Z PREAMBUŁY Potencjał skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej jako środek służący do oszczędzania energii jest obecnie niewystarczająco wykorzystywany we Wspólnocie. Promowanie wysokosprawnej skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe stanowi priorytet dla Wspólnoty i niesie ze sobą potencjalne korzyści wynikające ze skojarzenia związane z oszczędzaniem energii pierwotnej, unikaniem strat w sieci (częściowo uwaga omawiającego) i zmniejszeniem emisji, w szczególności gazów cieplarnianych. Efektywne wykorzystanie energii poprzez stosowanie skojarzenia może również przyczynić się do poprawy bezpieczeństwa dostaw energii i konkurencyjności UE. Jest to tym bardziej istotne, ponieważ obecne uzależnienie krajów Unii Europejskiej od importu paliw w wysokości 50% może wzrosnąć w roku 2030 do 70%, jeżeli zostaną zachowane obecne tendencje. Należy, zatem podjąć odpowiednie kroki, żeby zapewnić lepsze wykorzystanie tych możliwości w ramach wewnętrznego rynku energetycznego. W preambule podkreśla się, że poprawa wytwarzania kogeneracji stanowi środek prowadzący do osiągnięcia zgodności z protokołem z Kioto, przede wszystkim w zakresie CO 2. Już w preambule wprowadza się pojęcie wysokosprawna kogeneracja precyzując, że oszczędność względna energii pierwotnej powyżej 10% upoważnia do używania tego terminu przez przedsiębiorstwa posiadające układy kogeneracyjne. Do celów Dyrektywy zaliczono m.in. ustanowienie ujednoliconej metody obliczania energii elektrycznej otrzymanej ze skojarzenia oraz wyznaczenie niezbędnych wskazówek do wdrożenia tej metody przy zastosowaniu metodologii opracowanych przez europejskie organizacje standaryzacyjne. Energii elektrycznej produkowanej w jednostkach posiadających status wysokosprawnej kogeneracji zapewnia się tzw. gwarancje pochodzenia. Programy wsparcia promujące kogenerację powinny być skupione na popieraniu kogeneracji wynikającej z gospodarczo uzasadnionego zapotrzebowania na ciepło i chłód. Wsparcie państwowe powinno być zgodne z warunkami wytycznych wsparcia państwowego dla ochrony środowiska. Państwa członkowskie powinny stworzyć inicjatywy niezbędne do zaspokojenia potrzeby stabilnych realiów gospodarczych i administracyjnych dla 13

14 inwestowania w nowe jednostki kogeneracyjne. Mają temu służyć programy wsparcia o czasie realizacji, co najmniej czterech lat. Komisja zamierza monitorować i zbierać doświadczenia uzyskane podczas stosowania przez kraje członkowskie programów wsparcia. Artykuły Dyrektywy Cel Dyrektywy jest określony w Art. 1, który mówi o zwiększeniu efektywności energetycznej i poprawie bezpieczeństwa dostaw energii poprzez stworzenie ram dla promowania i rozwoju wysokosprawnej kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe, aby uzyskać oszczędność energii pierwotnej na wewnętrznym rynku energii, przy uwzględnieniu specyficznych warunków krajowych. W artykułach 2 oraz 3 omówiono definicje, wśród których stosunek energii elektrycznej do ciepła spełnia definicyjne wymagania wskaźnika skojarzenia. Art. 4 jest poświęcony ujednoliconym (spójnym) wartościom referencyjnych sprawności rozdzielonej produkcji ciepła i elektryczności. Zagadnienie to opisano szerzej przy omówienie dokumentu 6. W artykule 5 wprowadza się pojęcie gwarancji pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Państwa członkowskie powinny zapewnić, że gwarancja pochodzenia energii elektrycznej pozwoli producentom wykazać, że energia elektryczna, którą sprzedają jest produkowana na bazie wysokosprawnej kogeneracji. Producenci powinni móc otrzymać gwarancje pochodzenia na przedłożoną prośbę. Gwarancje pochodzenia powinny być wzajemnie uznawane przez państwa członkowskie wyłącznie jako potwierdzenie danych określonych w punkcie 5 artykułu 5 (wartość opałowa paliwa, data i miejsce produkcji, ilość energii elektrycznej, oszczędność energii pierwotnej). Artykuł 6 traktuje o obowiązku państw członkowskich dokonania analizy krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji. Ocenie krajowego potencjału poświęcono omówienie dokumentu 5. Artykuł 7 omawia wspomniane wcześniej programy wspierające dla kogeneracji. W artykule 8 podane jest odwołanie do dyrektyw 2001/77/WE i 2003/54/WE w sprawie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Państwa członkowskie mogą ułatwić dostęp jednostek wysokosprawnej małej - i mikrokogeneracji do systemu elektroenergetycznego, po uprzednim powiadomieniu Komisji. Artykuł 9 pod nazwą Procedury administracyjne dotyczy potrzeby oceny przez państwa członkowskie istniejących norm ustawodawczych i regulacyjnych pod względem 14

15 procedur uzyskiwania pozwoleń i innych procedur odnośnie jednostek wysokosprawnej kogeneracji. Dotyczy to zachęt do projektowania jednostek kogeneracyjnych, zmniejszania przeszkód w rozwijaniu kogeneracji, usprawnienie procedur i zapewnienie obiektywnych zasad dla różnych technologii kogeneracji. Artykuły 10 i 11 Dyrektywy dotyczą odpowiednio raportów państw członkowskich i sprawozdawczości komisji. Termin raportu, który jest przedmiotem niniejszego opracowania to 21 luty Następne raporty powinny być przedstawiane co 4 lata na prośbę Komisji. Opis proponowanej treści raportu zamieszczono w omówieniu dokumentu 5. W oparciu o raporty państw członkowskich Komisja będzie nadzorować stosowanie Dyrektywy i przedłoży Parlamentowi Europejskiemu oraz Radzie rok później, a następnie co 4 lata raporty o postępach we wdrażaniu Dyrektywy. Artykuł 12 traktuje o obliczeniach alternatywnych, które mogą być stosowane do końca roku 2010, po wcześniejszym wyrażeniu zgody przez Komisję. Dotyczy to następujących procedur. Odliczenia od przedłożonych danych istniejącej produkcji energii elektrycznej nie pochodzącej z procesu kogeneracji inną metodą niż podana w załączniku II(b); jednakże dla celów podanych w art.5(1) i art. 10(3) należy być w zgodzie z załącznikiem II, Oszczędność energii pierwotnej obliczaną według załącznika III(c) bez stosowania załącznika II. Taka produkcja może być uznana za produkcję wysokosprawną, jeżeli spełnia kryteria sprawności z załącznika III(a) oraz dla jednostek o mocy większej niż 25MW, jeśli całkowita sprawność przekracza 70%. Jednak dla celów wydania gwarancji pochodzenia i dla celów statystycznych obliczenia muszą być zgodne z załącznikiem II, Można definiować kogenerację jako wysokosprawną bez konieczności sprawdzenia kryterium podanego w załączniku III(a), jeżeli możliwe jest udowodnienie na poziomie krajowym, że jest spełnione kryterium III(a); jednak dla celu gwarancji pochodzenia i dla celów statystycznych obliczenia muszą być dokonane zgodnie z załącznikiem II. Artykuł 13 mówi o aktualizacji wartości progowych sprawności podanych w załączniku II(a) w miarę postępu technicznego. To samo dotyczy wskaźnika skojarzenia. Artykuły 14, 15, 16, 17, 18 mają charakter administracyjny. Załącznik I zawiera spis technologii kogeneracji objętych przez omawianą Dyrektywę. 15

16 Załącznik II podaje sposób obliczania energii elektrycznej uzyskiwanej w procesie kogeneracji wg następujących zasad: a) Jeżeli sprawność całkowita elektrociepłowni gazowo-parowej oraz parowej upustowokondensacyjnej wynosi co najmniej 80%, a dla pozostałych jednostek wymienionych w załączniku I osiąga co najmniej 75% to całkowita roczna produkcja energii elektrycznej stanowi produkcję w kogeneracji, b) W przeciwnym przypadku wykorzystuje się do obliczeń produkcji elektryczności w kogeneracji wskaźnik skojarzenia oraz ilość ciepła wytworzoną w kogeneracji; załącznik zawiera domyślne wartości wskaźnika skojarzenia, które można użyć w przypadku braku faktycznej wartości eksploatacyjnej. Załącznik III wprowadza definicję wskaźnika PES (względna oszczędność energii pierwotnej) oraz kryteria wysokosprawnej kogeneracji: PES 10% dla jednostek kogeneracyjnych poza małą i mikro-kogeneracją, PES>0 w małej i mikro-kogeneracji, Uwagi odnośnie ujednoliconych sprawności referencyjnych zawarto w omówieniu dokumentu 6. Omówienie wskaźnika PES znajduje się w załączniku do opracowania. Załącznik IV ujmuje kryteria analizy krajowego potencjału w dziedzinie wysokosprawnej kogeneracji. Szczegóły znajdują się w omówieniu dokumentu Draft Guidelines on Establishment of National Potentials, June 2005 European Commission DG TREN Analysis and Guidelines for Implementation of the CHP Directive 2004/8/EC Interim Version Annex Report III Omówienie Wprowadzenie Stosunkowo obszerny wstęp w omawianym dokumencie nawiązuje w kilku miejscach do preambuły Dyrektywy. Kogeneracja jest postrzegana w UE jako główna technologia prowadząca do poprawy sprawności użytkowania energii pierwotnej, która przyczyni się do zrównoważonego rozwoju europejskiego sektora energii. Wymienia się główne zalety kogeneracji, a mianowicie: Oszczędność energii pierwotnej, Uniknięcie strat sieciowych (zdaniem autorów tylko zmniejszenie), Redukcja emisji szkodliwych substancji, w tym CO 2. 16

17 Rozwój kogeneracji może przyczynić się do poprawy bezpieczeństwa dostaw energii pierwotnej do UE i do zwiększenia jej konkurencyjności, jak również poszczególnych członków Wspólnoty. Dlatego promowanie kogeneracji jest kierunkiem priorytetowym w UE. Dalej stwierdza się, podobnie jak w preambule Dyrektywy, że potencjał kogeneracji nie jest wystarczająco wykorzystywany w UE i dlatego konieczne jest przedsięwzięcie kroków zapewniających lepszą eksploatację tego potencjału w ramach wewnętrznego rynku energii. Przytoczony jest artykuł 1 Dyrektywy w oryginalnym brzmieniu dla podkreślenia głównego jej celu. Podkreślono, że Dyrektywa musi być wdrożona w krajach członkowskich w przeciągu 2 lat. Zapowiedziano, że w tym celu Komisja powinna zaopatrzyć kraje członkowskie w niezbędne informacje i instrukcje w celu zagwarantowania odpowiedniego wdrożenia. W treści przytacza się punkty 1 i 2 art. 6 Dyrektywy, który nakłada na państwa członkowskie obowiązek oceny krajowego potencjału kogeneracji. Przytoczony jest także dosłownie cały tekst Aneksu IV Dyrektywy omawiający kryteria analizy krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji. Prezentowane "Wytyczne" są adresowane do odpowiednich urzędów w krajach członkowskich w celu przeprowadzenia niezbędnej analizy zgodnie z Dyrektywą. Zapowiedziano, że wersja ostateczna "Wytycznych" będzie uzupełniona przykładami. Rozdział 2 zawiera schemat blokowy dla zdeterminowania krajowego potencjału kogeneracji oraz prezentuje zawartość poszczególnych pozycji schematu, które są szczegółowo omawiane w następnych rozdziałach. Przegląd krajowy Rozdział 3 jest poświęcony wskazówkom dotyczącym przeglądu krajowego systemu energetycznego. W pierwszym kroku zaleca się wylistowania istniejących celów polityki energetycznej, do których należą: rozwój elektrociepłowni, bezpieczeństwo dostaw paliw, redukcja CO 2, wykorzystanie OŹE oraz inne cele ekologiczne. Określenie potencjału efektywności kogeneracji pod względem kosztów jest zależne od specyfiki każdego z krajów członkowskich: prognoza PKB, prognoza demograficzna, przewidywany rozwój w obrębie różnych sektorów przemysłowych, ogólnie warunki ekonomiczne. Generalnie zaleca się, aby prognozy i założenia, użyte wcześniej w innych raportach do UE, były także użyte w ocenie potencjału kogeneracji. 17

18 Bazując na krajowych danych statystycznych powinien być dokonany przegląd istniejącej struktury dostaw i zapotrzebowania na paliwa, przegląd systemu elektroenergetycznego i miejskich systemów ciepłowniczych. Przyznaje się, że mogą wystąpić trudności w określeniu produkcji elektryczności w kogeneracji. Należy uwzględnić plany wyłączeń z eksploatacji istniejących bloków ciepłowniczych przy ocenie przyszłego potencjału kogeneracji. Bazujące na przeglądzie krajowego systemu energetycznego, przewidywanych celach polityki energetycznej (OŹE, bezpieczeństwo dostaw, spodziewany rozwój ekonomiczny) należy sporządzić wykaz paliw dla kogeneracji. Obok paliw podstawowych (gaz ziemny, olej opałowy, węgiel) należy uwzględnić biomasę, palne odpady komunalne, palne gazy technologiczne i palne odpady przemysłowe. Dla poszczególnych paliw przewidzianych do kogeneracji powinny zostać oszacowane i zewidencjonowane bieżące i przyszłe ceny. Potencjał techniczny Generalnie informacja o zapotrzebowaniu na ciepło nie stanowi części krajowej statystyki energetycznej. Zatem oszacowanie zapotrzebowania na ciepło może być przygotowane bazując na innych dostępnych źródłach informacji. W Wytycznych wskazuje się na rejestr budynków, który jest przeważnie w krajach UE dostępny. Rynek ciepła użytecznego powinien być oceniany biorąc pod uwagę następujące jego segmenty: Mieszkaniowy (ciepło na cele ogrzewania i c.w.u.), Przemysłowy (para, gorąca woda, praca mechaniczna), Ciepło do napędu absorpcyjnych agregatów chłodniczych (segment chłodniczy rynku). Segment mieszkaniowy rynku ciepła podzielono na następujące główne grupy: Budynki z centralnym zaopatrzeniem w ciepło (zasilane z miejskich systemów ciepłowniczych z udziałem elektrociepłowni i bez udziału skojarzenia; duże budynki zasilane gazem ziemnym oraz duże budynki zasilane innymi paliwami; budynki jednorodzinne zasilane gazem ziemnym, olejem oraz innymi paliwami), Budynki bez systemu centralnego zaopatrzenia w ciepło. Zapotrzebowanie na ciepło użytkowe może być oszacowane za pomocą wskaźników jednostkowego zapotrzebowania (w odniesieniu do jednostki powierzchni lub jednostki 18

19 mieszkaniowej). Bardziej precyzyjne oszacowanie potencjału bazuje także na włączeniu do analizy specyfikacji przestrzennej, a mianowicie: Odwzorowanie obszarów ogrzewanych ( mapping ), Wskaźniki jednostkowe zapotrzebowania ciepła ( key figures ). Mapping bazuje na statystyce obszarów zabudowanych podzielonych na: Obszary mieszkaniowe, Budynki użyteczności publicznej, Budynki komercyjne, Budynki przemysłowe, źródła ciepła. Key figures (wskaźniki odniesione do m 2 lub m 3 ) powinny być oszacowane dla sytuacji aktualnej i rozwojowej (2010, 2015, 2020). Wskaźniki powinny uwzględniać prognozowaną termomodernizację budynku. Rynek przemysłowy ciepła jest podzielony na: Istniejące duże rynki przemysłowe z kogeneracją, Istniejące duże rynki przemysłowe bez kogeneracji, Istniejące małe rynki z kogeneracją, Istniejące małe rynki bez kogeneracji. Zakłada się, że dostępne są informacje statystyczne na poziomie zakładu przemysłowego i można uzyskać potrzebne informacje za pomocą kwestionariuszy (ankiet). Rynek chłodu jest podzielony na: Segment przystosowany do zasilania ciepłem (chłodziarki absorpcyjne), Segment nieprzystosowany do zasilania ciepłem. Zapotrzebowanie na chłód (następnie na ciepło) jest szacowane za pomocą wskaźników ( key figures ). Przegląd odpowiednich typów elektrociepłowni powinien być przeprowadzony na bazie dostępnych typów paliw i zidentyfikowanych wcześniej sektorów rynków ciepła. Przegląd powinien zawierać kluczowe wskaźniki ( key figures ), takie jak nakłady inwestycyjne, wskaźniki eksploatacyjne, sprawnościowe i utrzymania ruchu. Bazując na zidentyfikowanym potencjale technicznym dla pokrycia zapotrzebowania na ciepło użytkowe oraz na uzgodnionych wartościach sprawności referencyjnej dla 19

20 gospodarki rozdzielonej może być wykonana ocena potencjału oszczędności energii uzyskiwanej dzięki kogeneracji. Dla każdego typu rynku ciepła zakłada się odpowiedni typ elektrociepłowni i bazując na wielkości rynków ciepła ocenia się produkcję energii elektrycznej. Potencjał efektywności pod względem kosztów Generalnie podejście polega na podziale ocenionego poprzednio rynku ciepła na określoną liczbę jednolitych rynków ciepła (segmentów) przy uwzględnieniu lub bez uwzględnienia czynnika przestrzennego ( geographical element ). Dla wszystkich istniejących elektrociepłowni powinno się przeanalizować możliwość zwiększenia produkcji energii elektrycznej bazując na rynku ciepła związanym z kogeneracją. To stanowi część analizy określenia potencjału kogeneracji. Dla każdego typu rynku ciepła należy zdefiniować, która opcja kogeneracji może być najbardziej odpowiednia. Podstawą do oceny są oszacowania ilości ciepła i energii elektrycznej produkowanej w kogeneracji, ewentualnie bazujące na wartościach referencyjnych. W przypadku oceny potencjału pod względem kosztowym także typy dostępnych paliw i ich ceny powinny być oszacowane. W dalszym etapie analizy należy wziąć pod uwagę wymagania inwestorów. Inwestor przemysłowy może wymagać wyższego IRR aniżeli inwestor komunalny, który może preferować gwarancje długiego i stabilnego rynku ciepła. Inny limit dla potencjału kogeneracji stanowi rynek energii elektrycznej. Można postawić pytanie, jaki rodzaj energii elektrycznej jest zastępowany przez zwiększenie produkcji w kogeneracji. Generalnie, jeżeli rynek dla dodatkowej produkcji energii elektrycznej jest ograniczony to odbije się to na rynkowej cenie energii elektrycznej. Powinien być wzięty pod uwagę istniejący i prognozowany bilans wydajności (mocy) w systemie elektroenergetycznym. W przypadku nadwyżki mocy cena rynkowa energii elektrycznej będzie bliska kosztowi granicznemu krótkoterminowemu short-run, w przypadku zaś braku mocy będzie się kształtowała w kierunku kosztu granicznego pełnego long-run. Całkowity (globalny) rynek ciepła, oceniony poprzednio, powinien być podzielony na różne typy. Dla każdego z rozważanych segmentów rynku zapotrzebowanie na ciepło użyteczne jest uszeregowane startując z typów rynków gdzie spodziewany potencjał kogeneracji jest największy. 20

21 Typ rynku Ogrzewanie mieszkań został podzielony na 12 segmentów, począwszy od obszarów dużych zaopatrywanych z kogeneracji a skończywszy na obszarach wiejskich (rozproszeni użytkownicy). Rozwój istniejących rynków ciepła powinien być oceniony dla lat 2010, 2015, Typ rynku przemysłowego został podzielony na 4 segmenty: istniejące większe zakłady przemysłowe z elektrociepłowniami i bez elektrociepłowni, duże zakłady przemysłowe i małe zakłady przemysłowe. Podane przykłady gałęzi przemysłu i kogeneracji nie uwzględniają przemysłu hutniczego, co jest specyfiką Polski uwaga autorów. Rynek chłodu (chłodziarki absorpcyjne) został podzielony na 3 segmenty; duże kompleksy budowlane zlokalizowane w pobliżu istniejących elektrociepłowni lub w pobliżu istniejących miejskich sieci ciepłowniczych oraz duże kompleksy budowlane, gdzie zasilanie ciepłem urządzeń chłodniczych wymaga dodatkowego zapotrzebowania ciepła z nowych systemów elektrociepłowni i sieci ciepłowniczych. Rynek ciepła i energii elektrycznej oparty na produkcji w skojarzeniu powinien być oceniony dla każdego z omówionych wcześniej rynków ciepła. To oszacowanie powinno być dokonane używając economic prices i financial prices. Wartość (cena energii elektrycznej) powinna być rozpatrywana w stosunku do kosztu granicznego energii elektrycznej wytworzonej w najbardziej efektywnej elektrowni kondensacyjnej usytuowanej w obszarze działania elektrociepłowni (Metoda elektrowni równoważnej = metoda kosztów unikniętych). Zależnie od lokalnych wskaźników, wartość zaoszczędzonych nakładów inwestycyjnych w gospodarce rozdzielonej powinna być dodana. Także wartości zaoszczędzonych kosztów przesyłania i dystrybucji w systemie elektroenergetycznym powinny być dodane. O ile druga z uwag jest przekonywująca, to w przypadku oszczędności nakładów inwestycyjnych w gospodarce rozdzielonej mamy wątpliwości, ponieważ koszt uniknięty zawiera także element kosztów stałych - uwaga autorów. Należy wziąć pod uwagę plany wyłączeń. Wartość ciepła może być oszacowana jako zaoszczędzone koszty paliwowe (jako minimum) bazując na referencyjnych wartościach rozdzielonej produkcji ciepła. Oszczędność kosztów inwestycyjnych w przyszłej produkcji rozdzielonej ciepła powinna być wtedy dodana. 21

22 Następujące warunki ekonomiczne i finansowe są brane pod uwagę: Ekonomiczne generalnie warunki ekonomiczne kraju członkowskiego, a w szczególności ekonomiczna stopa zwrotu inwestycji, Finansowe najniższy akceptowalny poziom zysku (IRR) dla producentów. Analiza kogeneracji Bazując na wyróżnionych rynkach ciepła, odpowiednich typach paliw i odpowiednich technologiach kogeneracji określenie potencjału w zakresie efektywności kosztowej może być zainicjowane stosując analizę krok po kroku, zależną od sytuacji w różnych krajach. Zaleca się ścieżkę priorytetową. Ranking rynków ciepła daje wskazanie odnośnie punktu startu w analizie w celu zidentyfikowania miejsca gdzie został znaleziony największy potencjał kogeneracji. Procedura określania potencjału w zakresie efektywności kosztowej dla każdego jednolitego rynku ciepła: Przegląd struktury dostaw energii daje wskazówkę o aktualnej sytuacji, Analiza bazuje na economic and financial fuel and electricity prices, Cele polityki energetycznej powinny być włączone do określenia potencjału kogeneracji w zakresie efektywności kosztowej jako proces iteracyjny; po pierwszej ocenie potencjału powinno się oszacować, jakich użyć środków wsparcia (grantów) aby osiągnąć te cele. Osiąga się wtedy nowe przybliżenie. Jeżeli to nie jest wystarczające to należy dostosować odpowiednio albo środki wsparcia, albo cele. Ta iteracyjna procedura musi funkcjonować do momentu aż cele zostaną osiągnięte. W przypadku istniejących elektrociepłowni w pierwszym kroku należy przeanalizować czy jest efektywne (pod względem kosztów) zwiększanie produkcji energii elektrycznej bazując na obecnym zapotrzebowaniu na ciepło użyteczne lub energię mechaniczną np. przez zmianę technologii lub paliwa. W następnym kroku analiza polega na zbadaniu czy jest to wykonalne, aby rozszerzać rynek użytecznego ciepła lub pracy mechanicznej przez dokonywanie nowych inwestycji (nowe przyłączenia do innych części zakładów przemysłowych, czy nowych sieci ciepłowniczych). Analiza ma charakter analizy feasibility study. Tam gdzie analiza pokaże, że inwestycje nie są wykonalne powinna być analizowana potrzeba dodatkowego wsparcia. Potrzeba wsparcia jest porównywana np. z krajowym kosztem innych inwestycji środowiskowych. Przykładowo czy koszty redukcji CO 2 dzięki kogeneracji są większe niż koszty innych redukcji CO 2 zidentyfikowanych w kraju. W ramach tej części analizy potencjał związany z efektywnością kosztową jest 22

23 definiowany jako suma wszystkich kosztów efektywnych opcji kogeneracji identyfikowanych w ramach każdego z segmentów rynku. Analiza powinna być także przeprowadzona dla lat 2010, 2015 i W przypadku nowych kogeneracyjnych rynków, dla każdego jednolitego typu rynku ciepła jest wybierana odpowiednia opcja elektrociepłowni zależna od popytu i lokalnych warunków odnośnie paliwa, rynku energii elektrycznej itp. Dla każdej kombinacji typ elektrociepłowni odpowiedni rynek jest realizowana analiza wykonalności. Należy przy tym uwzględnić wymagania inwestorów. Także tutaj sugeruje się, aby zainicjować analizę od najbardziej interesującej opcji biorąc pod uwagę specyficzny status każdego z krajów członkowskich. Specjalną uwagę należy zwrócić na opcję mikrokogeneracji. Potrzeba wsparcia powinna być podobnie przeanalizowana jak w przypadku istniejących elektrociepłowni. NARODOWA STRATEGIA ROZWOJU Identyfikacja barier powinna być podzielona na następujące kategorie: Techniczne (np. brak rynku energii elektrycznej, brak dostępu do gazu ziemnego itp.), Finansowe (np. niska cena rynkowa energii elektrycznej, wysokie wymagania odnośnie IRR), Administracyjne (prawodawstwo, trudności w otrzymywaniu pozwoleń itp.) Ekonomiczna i finansowa analiza określi potencjał odnośnie efektywności kosztowej dla wysokosprawnej kogeneracji. Jeżeli potencjał finansowy jest mniejszy niż potencjał ekonomiczny to wskazuje to na konieczność wsparcia w celu osiągnięcia potencjału finansowego oszczędności energii. Powinno być oszacowane jak duża różnica będzie pokrywana przez środki wsparcia biorąc pod uwagę cele polityki krajowej. Jako przykłady środków wsparcia stosowane obecnie w krajach członkowskich można wymienić: Gwarantowane ceny dla energii wyprodukowanej w kogeneracji w zadanym okresie, Wsparcie dla odnawialnych źródeł energii, Dalsze informacje w tym względzie będą zebrane za pomocą odpowiednich kwestionariuszy przedkładanych krajom członkowskim. Bazując na celach polityki krajowej, na potencjale w zakresie efektywności kosztowej, na zidentyfikowanych barierach, na schematach wsparć (grantów) dla przezwyciężenia tych 23

24 barier może być opracowana narodowa strategia dla kogeneracji. Ta strategia powinna być regularnie dopasowywana biorąc pod uwagę niestałość warunków ekonomicznych i finansowych w każdym z krajów członkowskich. Omawiane Wytyczne kończy proponowany opis treści raportu, jaki każde państwo członkowskie będzie publikowało. Zawiera on następujące pozycje: 1. Wprowadzenie 2. Podsumowanie (cele polityki krajowej, potencjał techniczny, potencjał w odniesieniu do efektywności kosztowej, oszczędność energii, główne bariery, schematy wsparcia) 3. Cele polityki narodowej i trendy rozwojowe 4. Główne założenia do analizy (ekonomiczne, finansowe, ceny paliw i energii elektrycznej, bieżąca i przyszła struktura dostaw i zapotrzebowania) 5. Potencjał techniczny 6. Potencjał w odniesieniu do efektywności kosztowej 7. Bariery 8. Strategia rozwoju narodowego 2.3. Commission Decision Establishing harmonised efficiency reference values for separate production of electricity and heat in application of Directive 2004/8/EC. Ustanowienie ujednoliconych (spójnych) wartości sprawności referencyjnych dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła w zastosowaniu Dyrektywy 2004/8/EC Omówienie Dokument (w formie draftu) odwołuje się do artykułu 4 Dyrektywy, wg którego Komisja ma ustanowić ujednolicone (spójne) wartości sprawności referencyjnych dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła zróżnicowanych poprzez odpowiednie wskaźniki włączając w to rok budowy jednostki i rodzaj paliwa. Ukończona przez Komisję analiza wykazała, że w przypadku rozdzielonej produkcji energii elektrycznej należy rozróżniać wartości referencyjne sprawności w zależności od roku budowy jednostki kogeneracyjnej. Ponadto powinny być zastosowane współczynniki korekcyjne ze względu na wpływ temperatury otoczenia na sprawność energetyczną 24

25 wytwarzania energii elektrycznej. Dodatkowo także należy uwzględnić współczynniki korekcyjne z powodu uniknięcia strat sieciowych ze względu na decentralizację produkcji energii elektrycznej. Natomiast w przypadku rozdzielonego wytwarzania ciepła analiza ukończona przez Komisję wykazała, że nie jest wymagane zwracanie uwagi na rok budowy, ponieważ sprawność energetyczna netto kotłów w analizowanym przez Komisję okresie prawie nie uległa poprawie. Także korekta ze względu na temperaturę otoczenia nie jest w tym przypadku wymagana, jak również korekta ze względu na straty sieciowe, ponieważ ciepło jest wykorzystywane blisko miejsca produkcji. Ujednolicone (spójne) wartości sprawności referencyjnych dla gospodarki rozdzielonej bazują na zasadach wymienionych w Aneksie III Dyrektywy. Niezbędne jest zachowanie zarówno stałych warunków dla inwestowania w kogenerację, jak i nieprzerwanego zaufania inwestora. Z tego punktu widzenia słuszne będzie utrzymanie tej samej wartości referencyjnej dla jednostki kogeneracyjnej w wystarczająco długim okresie 10 lat. Z drugiej jednak strony, aby wypełnić główny cel Dyrektywy promowania kogeneracji potrzebne są zachęty (bodźce) dla retrofitu starych jednostek kogeneracyjnych. Z tego powodu wartości sprawności referencyjnych dla wytwarzania energii elektrycznej powinny być bardziej ścisłe począwszy od jedenastego roku licząc od roku budowy. Art. 1 omawianego dokumentu informuje, że sprawności referencyjne dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła zostaną przedstawione w Aneksach I i II. W art. 2 omówiono współczynniki korekcyjne. Państwa członkowskie będą stosowały współczynniki korekcyjne podane w Aneksie III (a) w celu dostosowania ujednoliconych (spójnych) wartości sprawności referencyjnych podanych w Aneksie I do specyficznej sytuacji klimatycznej w każdym z państw członkowskich. Nie odnosi się to do kogeneracji bazującej na ogniwach paliwowych. Jeżeli na terytorium kraju członkowskiego oficjalne dane meteorologiczne wykazują różnice w rocznej średniej temperaturze otoczenia rzędu 5K lub więcej, wówczas można stosować podział na strefy klimatyczne, o czym jednak należy powiadomić Komisję. Państwa członkowskie będą stosowały współczynniki korekcyjne podane w Aneksie IV dotyczące unikniętych strat sieciowych. Nie dotyczy to drewna opałowego i biogazu. 25

26 W przypadku gdy państwa członkowskie stosują zarówno współczynniki korekcyjne podane w Aneksie III (a), jak i podane w Aneksie IV powinny najpierw stosować Aneks III (a) a potem dopiero Aneks IV. Art. 3 mówi o zastosowaniu ujednoliconych (spójnych) wartości sprawności referencyjnych. Państwa członkowskie będą stosowały ujednolicone (spójne) wartości sprawności referencyjnych podane w Aneksie I odnoszące się do roku budowy jednostki kogeneracyjnej. Będą one obowiązywały przez 10 lat licząc od roku budowy jednostki kogeneracyjnej. Począwszy od jedenastego roku kraje członkowskie będą stosowały spójne wartości sprawności referencyjnych, które na mocy paragrafu 1 odnoszą się do jednostki kogeneracyjnej liczącej 10 lat. Będą one obowiązywały przez 1 rok. Dla celów art. 3 rok budowy jednostki kogeneracyjnej będzie oznaczał rok kalendarzowy pierwszej produkcji energii elektrycznej. W art. 4 rozważany jest retrofit (rekonstrukcja, modernizacja) jednostki kogeneracyjnej. Jeżeli istniejąca jednostka kogeneracyjna jest rekonstruowana a koszty inwestycyjne przekraczają 50% kosztów inwestycyjnych nowej, porównywanej jednostki kogeneracyjnej za pierwszy rok produkcji energii elektrycznej będzie uważany rok, w którym rozpoczęto produkcję energii elektrycznej w jednostce zmodernizowanej w sensie artykułu 3. Art. 5 dotyczy opalania mieszanką paliwową. W takim przypadku spójne wartości sprawności referencyjnych dla produkcji rozdzielonej stosować się będzie proporcjonalnie wg średniej ważonej energii chemicznej doprowadzonej w poszczególnych paliwach. W Aneksie III zamieszczono współczynniki korekcyjne klimatyczne i sieciowe. Korekta temperatury otoczenia opiera się na różnicy między przeciętną roczną temperaturą w danym kraju a warunkami ISO. Na każdy stopień odstępstwa od temperatury 15 o C stosuje się poprawkę ±0,1% (punktu procentowego) sprawności referencyjnej (spadek powyżej 15 o C, przyrost dla odstępstwa w dół od 15 o C). Aneks III zawiera także sposób ustalania stref klimatycznych. W aneksie IV zamieszczono współczynniki korekcyjne wynikające z uniknięcia strat sieciowych przy przesyłaniu energii elektrycznej na różnych poziomach napięcia. 26

27 2.4. Guidelines for Implementation of the CHP Directive 2004/8/EC Guidelines for implementation of Annex II and Annex III Draft Final November 2006 Omówienie Omawiany dokument jest częścią projektu Analysis and Guidelines for Implementation of the CHP Directive. Wytyczne zmierzają do tego, aby na poziomie krajów członkowskich osiągnąć cele Dyrektywy na poziomie ujednoliconym w UE z rzetelną możliwością zastosowania i administracyjnymi wymogami. Rozdział 2 opracowania precyzuje cele Dyrektywy odwołując się na wstępie do artykułu 1 Dyrektywy. Główne cele Dyrektywy można podsumować następująco: zrównoważony rozwój europejskiego sektora energetycznego, oszczędność energii pierwotnej, redukcja emisji (w szczególności gazów cieplarnianych), poprawa bezpieczeństwa dostaw energii, promocja wysokosprawnej kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe, wykorzystanie istniejącego potencjału kogeneracji, przeprowadzenie ujednoliconej oceny kogeneracji wśród państw członkowskich, optymalizacja pomocnych schematów dla kogeneracji, ustalenie ujednoliconej definicji energii elektrycznej pochodzącej z kogeneracji i z wysokosprawnej kogeneracji do celów statystycznych oraz systemu gwarancji pochodzenia (świadectw pochodzenia) dla elektryczności z wysokosprawnej kogeneracji. Zgodnie z wymogami Dyrektywy zostaną określone ujednolicone wartości sprawności referencyjnych dla rozdzielonego wytwarzania ciepła i elektryczności. Zdefiniowano wysokosprawną kogenerację przyjmując dla jednostek kogeneracyjnych powyżej 1MW el - PES 10%, a dla jednostek o mocy równej lub mniejszej od 1MW el PES>0%. Państwa członkowskie są zobligowane do analizy ich potencjału wysokosprawnej kogeneracji. Rozdział 3 zatytułowany Definicje zawiera w dwóch pierwszych podrozdziałach omówienie Dyrektywy oraz część głównych definicji prezentowanych w Dyrektywie. Dodatkowo zdefiniowano następujące pojęcia: Pełny tryb kogeneracyjny nie występuje ciepło odpadowe Całkowita energia chemiczna paliw wyrażona za pomocą wartości opałowej energia chemiczna paliw niezbędna dla produkcji energii elektrycznej, pracy mechanicznej i ciepła użytkowego, Okres sprawozdawczy nie może być mniejszy niż 1 godzina. Punkt 3.3 Wytyczne jest poświęcony sprecyzowaniu granic bilansowych systemów skojarzonych, przy czym analiza jest oparta o zasady zdefiniowane w CWA

28 W przypadku zastosowania artykułu 12.2 Dyrektywy definicje granic mogą być inne niż podane w Wytycznych. Granice bilansowe obejmują wyłącznie proces skojarzony. Takie elementy układu jak kotły ciepłownicze (rezerwowe lub szczytowe) oraz bloki kogeneracyjne są wyłączone poza granice bilansowe. Definicja fuel input (energii napędowej): Materiały palne, Para i ciepło dostarczane do układu. Nie uwzględnia się energii doprowadzonej w entalpii powrotnego kondensatu. Definicja ciepła wyprowadzonego Tylko ta część ciepła wyprowadzonego, która jest przekazana w celu użytecznego wykorzystania i która jest wyprowadzona z układu skojarzonego może być uznana jako ciepło użytkowe. Należą do tej kategorii: Ciepło procesowe i ciepło do ogrzewania pomieszczeń, Straty ciepła w sieciach ciepłowniczych, jeżeli udział w skali roku mieści się w normalnym przedziale (aż do 35% dostarczonego ciepła użytkowego), Spaliny z układu skojarzonego wykorzystywane do bezpośredniego ogrzewania i do celów suszenia, Ogrzewanie procesowe, które jest wykorzystywane w eksploatacji innych kotłów lub innych urządzeń do konwersji energii, Ciepło procesowe dla produkcji biogazu (aż do 50%). Definicja wyklucza ciepło odpadowe wyprowadzane bez użytecznego wykorzystania. Ciepło wyprowadzone i wykorzystywane do wytwarzania mocy w innym miejscu nie zalicza się do eksportu ciepła, lecz jako część wewnętrznego transportu ciepła w ramach obiegu skojarzonego. W niektórych przypadkach układy skojarzone mogą eksportować parę, która pierwotnie była importowana przy wyższym ciśnieniu jako ciepło doprowadzone z innego układu. Aby zakwalifikować ten przypadek do ciepła użytkowego musi być ono wykorzystywane do celów wymienionych wyżej. W przypadku procesów chłodzenia to powinny być one umiejscowione na zewnątrz granic układu skojarzonego. 28

29 Definicja mocy elektrycznej wyprodukowanej w skojarzeniu Energia elektryczna wyprodukowana w skojarzeniu stanowi część całkowitej produkcji, która jest mierzona na zaciskach głównego generatora. W przypadku pracy mechanicznej, która jest określona dla głównego napędu stanowi ona część produkcji lub całkowitą produkcję układu skojarzonego. Mocy wyprowadzonej nie należy obniżać o potrzeby własne. Definicja innych typów wyjść z układu skojarzonego Niektóre z układów skojarzonych posiadają turbiny pomocnicze służące do napędu pomp lub sprężarek dostarczających pracę mechaniczną i zaopatrujących konsumentów w ciepło. W takich przypadkach pomocnicze turbiny parowe należą do układu skojarzonego. Wyprowadzona energia elektryczna i mechaniczna stanowią część wyjść układu skojarzonego. Ciepło potrzebne do produkcji tej dodatkowej energii elektrycznej i mechanicznej musi być odjęte od wyprowadzonego ciepła użytkowego. Tam gdzie turbiny napędzające pompy lub generatory są zasilane parą z układu skojarzonego przepływ energii powinien być włączony do przepływu energii z układu skojarzonego, jeżeli dostarczają one energię do obszaru konsumentów i nie zaliczają się do pomocniczego zużycia energii. W przypadku układów skojarzonych wykorzystujących ciepło procesowe do produkcji biogazu maksimum 50% tego ciepła można uważać jako ciepło użytkowe o ile jest wykorzystywane do tego celu. Tam gdzie główne napędy są połączone szeregowo w cyklu kombinowanym (gdzie ciepło z głównego napędu turbina gazowa, jest przetwarzane w parę w celu zasilania turbiny parowej), urządzenia te nie mogą być rozpatrywane niezależnie od siebie nawet gdy turbina parowa znajduje się w innym miejscu. Ciepło użytkowe z układu skojarzonego Jest to ciepło dostarczane z procesu skojarzonego do sieci ciepłowniczej lub procesu technologicznego w okresie sprawozdawczym. Jest to ciepło, które w innym przypadku musiałoby być pozyskiwane z innych źródeł. Ze względu na trudną do przeprowadzenia ocenę powrotu kondensatu z procesów zasilanych parą z układu skojarzonego entalpia kondensatu powrotnego zgodnie z rekomendacją w CWA jest pomijana. 29

30 Energia elektryczna i mechaniczna z układu skojarzonego Jest definiowana jako energia brutto, która jest produkowana w bezpośredniej relacji do ciepła użytkowego generowanego w okresie sprawozdawczym. Większość elektrycznych potrzeb własnych w układzie skojarzonym jest używana do napędu pomp, wentylatorów, sprężarek. W przypadku pomocniczych napędów mechanicznych, zgodnie z rekomendacją w CWA praca mechaniczna jest przeliczana na energię elektryczną ze współczynnikiem 1. Ciepło użytkowe spoza układu skojarzonego Jest to ciepło dostarczane do sieci ciepłowniczej lub do procesu produkcyjnego, które nie jest generowane w bezpośredniej relacji do produkcji energii elektrycznej i mechanicznej. Energia elektryczna i mechaniczna spoza układu skojarzonego Jest to energia, która nie jest produkowana w bezpośredniej relacji do produkcji ciepła użytkowego. Energia chemiczna paliwa zużywana poza procesem skojarzonym Jest to energia chemiczna paliwa obciążająca produkcję poza układem skojarzonym. Przykładem może być człon kondensacyjny turbiny upustowo-kondensacyjnej. W tym przypadku nie da się zwykle zmierzyć bezpośrednio mocy członu kondensacyjnego. Dlatego należy układ podzielić na część kondensacyjną i część przeciwprężną. Określenie procesu skojarzonego Układy skojarzone, w których eksport ciepła użytkowego jest osiągany kosztem częściowego ubytku produkcji energii elektrycznej/mechanicznej nazywa się procesami z ubytkiem energii elektrycznej/mechanicznej. W przeciwnym przypadku układy skojarzone nazywa się procesami bez ubytku energii elektrycznej/mechanicznej. Efekt ubytku energii elektrycznej/mechanicznej ocenia się za pomocą wskaźnika ubytku β. Dla określenia energii elektrycznej wytwarzanej poza układem skojarzonym w układzie turbiny upustowokondensacyjnej niezbędna jest znajomość wskaźnika β. Określa się go na podstawie pomiarów. Jeżeli pobór ciepła ma miejsce na różnych poziomach ciśnienia to należy określić wskaźnik ubytku dla każdego z nich. 30

31 Rozdział 4 zawiera przegląd typów technologii skojarzonego wytwarzania ciepła i elektryczności. Powszechnie stosowane typy elektrociepłowni to: parowe przeciwprężne, parowe upustowo-kondensacyjne, gazowo-parowe, gazowe z odzyskiem ciepła, z silnikami spalinowymi. Mikroturbiny gazowe, silniki parowe i niskotemperaturowe (organiczne) obiegi Rankina nie są jeszcze dobrze opanowane, lecz pod pewnymi warunkami są ekonomicznie uzasadnione. Natomiast silniki Stirlinga i ogniwa paliwowe są jeszcze w wpełni zależne od wsparcia. Mikrokogeneracja jest definiowana jako jednostka poniżej mocy 50kW el (brutto) mierzonej na zaciskach generatora. W przypadku większej liczby jednostek moce podlegają sumowaniu. Jako kogeneracja w małej skali są uważane jednostki kogeneracyjne o mocy poniżej 1MW el (brutto) mierzonej na zaciskach generatora. W rozdziale 4 podane są także domyślne (brakujące) wartości wskaźnika skojarzenia dla najbardziej powszechnych typów elektrociepłowni. Nie są to jednak wielkości reprezentatywne. Potrzebne są pomiary dla określenia wskaźnika skojarzenia przy pracy w trybie pełnej kondensacji. Rozdział 5 zawiera schemat blokowy (flow diagram) prezentujący procedury zastosowania wytycznych zawartych w Aneksach II i III do Dyrektywy oraz alternatywnych metodologii obowiązujących czasowo. Zostały omówione szczegółowo kolejne ścieżki algorytmu obliczeniowego: Ścieżka bezpośrednia uwzględniająca warunki określone w Aneksach II i III do Dyrektywy, Ścieżka, która omija wartości progowe określone w Aneksie II, Ścieżka, która uwzględnia zapis w artykule 12 Dyrektywy; do końca roku 2010, po uprzednim uzyskaniu zgody Komisji, państwa członkowskie mają prawo stosować alternatywne w stosunku do ścieżki bezpośredniej metody obliczania oszczędności energii chemicznej paliwa i uznawania kogeneracji jako wysokosprawnej; rozróżnia się trzy podścieżki zgodnie z zapisami ustępów 1, 2 i 3 artykułu 12 Dyrektywy. Schemat blokowy procedur zastosowania wytycznych w Dyrektywie wymaga bardziej szczegółowego omówienia pod kątem praktycznego zastosowania. W rozdziale 6 przedstawiono procedury obliczania produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu. Energia elektryczna wyprodukowana w kogeneracji będzie oznaczała energię elektryczną generowaną w procesie połączonym z produkcją ciepła użytkowego i obliczoną 31

32 zgodnie z metodologią sformułowaną w Aneksie II Dyrektywy. W pierwszym kroku należy sprawdzić, czy cała produkcja spełnia kryteria określone w Aneksie II. Sprawdza się poziom rocznych sprawności całkowitych elektrociepłowni. Dotrzymanie wartości odpowiednio 80 % dla układów gazowo-parowych i elektrociepłowni z turbinami upustowokondensacyjnymi oraz 75 % dla pozostałych technologii skojarzonych pozwala zakwalifikować całą produkcję energii elektrycznej i ciepła do produktów skojarzonych. Należy zauważyć, że państwom członkowskim wolno w zasadzie ustalić wyższe wartości progowe niż w Dyrektywie, ale Komisja preferuje stosowanie wartości progowych z Dyrektywy w celu ujednolicenia metodyki. Zgodnie z art. 13 wartości progowe powinny być dostosowane do postępu technicznego. W przypadku, gdy wymienione wielkości graniczne nie są dotrzymane rozpatrywany zakład dzieli się na część skojarzoną i część niewytwarzającą produktów w skojarzeniu (non-chp part). Dla części skojarzonej wyznacza się produkcję energii elektrycznej za pomocą wskaźnika skojarzenia. Zgodnie z dyrektywą: Wartości użyte do obliczania energii elektrycznej z procesu skojarzonego należy określić w oparciu o przewidywaną lub aktualną eksploatację jednostki przy normalnych warunkach użytkowania, Jeżeli sprawność całkowita jest mniejsza od granicznej, ilość energii elektrycznej w skojarzeniu oblicza się za pomocą wskaźnika skojarzenia, Obliczenia powinny być prowadzone w oparciu o aktualną wartość wskaźnika skojarzenia, Jeżeli aktualna wartość σ nie jest znana mogą być użyte wartości domyślne zamieszczone w Aneksie II, w szczególności do celów statystycznych, Kraje członkowskie mogą określić σ przy pracy w trybie kogeneracyjnym z niższą wydajnością używając danych eksploatacyjnych dla specjalnej jednostki, Kraje członkowskie mogą użyć w celach obliczeniowych innego okresu sprawozdawczego niż jeden rok. Wskaźnik skojarzenia σ musi być obliczany bazując na wielkościach zmierzonych w pełnym trybie kogeneracyjnym. Pełny tryb kogeneracyjny oznacza, że nie odprowadza się ciepła odpadowego z układu skojarzonego. Jeżeli właściciel elektrociepłowni stwierdza, że rzeczywiste wartości do określenia σ nie są dostępne, należy go zobowiązać do uzyskania zezwolenia, aby używać wartości domyślnych podanych przez urząd państwowy. Jedyne przypadki, kiedy rzeczywiste wartości nie są używane to: 32

33 Wysokie nakłady na pomierzenie nakładów paliwowych lub ciepła odprowadzanego, Istnieją inne ekonomiczne ograniczenia np. krótki czas życia zakładu. W przypadku stwierdzenia, że dane eksploatacyjne dla określenia σ są niedostępne, domyślne wartości z Aneksu II powinny być użyte. W takim przypadku należy zagwarantować, że obliczona ilość energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu jest mniejsza lub równa całkowitej produkcji energii elektrycznej. Jeżeli mikrokogeneracja nie spełnia warunku sprawności granicznych określenie ilości energii elektrycznej może być oparte o wielkość kwalifikowaną σ podaną przez producenta. Uznaje się, że domyślne wartości σ mogą nie odzwierciedlać rzeczywistych wartości wskaźników skojarzenia. Nowe elektrociepłownie powinny być projektowane optymalnie pod rzeczywisty rynek ciepła użytkowego. Niezbędne wyposażenie pomiarowe powinno być zainstalowane w celu udokumentowania eksploatacyjnej wartości wskaźnika skojarzenia. Rozdział 7 dotyczy określenia efektywności elektrociepłowni. Zgodnie z Dyrektywą układy skojarzone są oceniane bazując na wskaźniku PES (Primary Energy Savings). Aby to porównanie przeprowadzić trzeba określić wartości referencyjne sprawności energetycznych w procesie rozdzielonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej. Aneks III Dyrektywy precyzuje zasady obliczania sprawności referencyjnych: Porównanie elektrociepłowni z rozdzielonym wytwarzaniem energii elektrycznej powinno uwzględniać te same kategorie paliw, Porównanie powinno być przeprowadzone biorąc pod uwagę najlepszą dostępną na rynku i gospodarczo uzasadnioną technologię rozdzielonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w roku budowy elektrociepłowni, Dla jednostek starszych niż 10 lat wartości referencyjne ustala się jak dla jednostek dziesięcioletnich, Wartości sprawności referencyjnych powinny uwzględniać różnice klimatyczne. Standardowa procedura jest oparta o zastosowanie Aneksu II i III. Pierwszy krok polega na określeniu wielkości wejściowych i wyjściowych z układu skojarzonego. W drugim kroku jest obliczany PES. Zgodnie z Dyrektywą, aby kogeneracja mogła być uznana jako wysokosprawna PES powinien wynosić: Co najmniej 10% dla układów 1MW el i wyżej, Więcej niż 0% dla układów poniżej 1MW el. 33

34 Ujednolicone wartości sprawności referencyjnych dla elektryczności zamieszczono w tablicy 7.1 Uzależniając je od roku budowy jednostki i typu paliwa. W przypadku tablicy sprawności referencyjnych dla ciepła nie uwzględnia się roku budowy. W przypadku jednostek kogeneracyjnych młodszych niż 10 lat rok budowy determinuje wartość sprawności referencyjnej. Jednostkom kogeneracyjnym starszym niż 10 lat są przyjmowane wartości sprawności referencyjnych jak dla obiektów dziesięcioletnich. Jeżeli elektrociepłownia jest rekonstruowana a koszty inwestycyjne przekraczają 50% kosztów inwestycyjnych nowej porównywalnej jednostki kogeneracyjnej kalendarzowy rok pierwszej produkcji energii elektrycznej w zrekonstruowanej elektrociepłowni będzie uważany jako rok budowy. Jeżeli elektrociepłownia składa się z dwu lub więcej jednostek, które były budowane w różnych latach każda jednostka jest oceniana oddzielnie. Jeżeli jednostka kogeneracyjna jest opalana mieszanką paliw wówczas wartości referencyjne stosować się będzie proporcjonalnie wg średniej ważonej energii chemicznej różnych paliw. Korekta temperatury otoczenia opiera się na różnicy między przeciętną roczną temperaturą w danym kraju a warunkami ISO. Na każdy stopień odstępstwa od temperatury 15 o C stosuje się poprawkę ±0,1% (punktu procentowego) sprawności referencyjnej (spadek powyżej 15 o C, przyrost dla odstępstwa w dół). Korekta temperatury nie jest stosowana do ogniw paliwowych. Kolejna korekta dotyczy strat sieciowych przy przesyłaniu energii elektrycznej na różnych poziomach napięcia wynikające z unikniętych strat sieciowych na skutek lokalizacji elektrociepłowni w pobliżu odbiorców ciepła użytkowego. W tablicy 7.2 zamieszczono współczynniki korekcyjne dotyczące strat sieciowych. Korekty ze względu na straty sieciowe nie stosuje się w przypadku drewna i biogazu. Rozwój wartości referencyjnych może wpływać na decyzje inwestycyjne. Zaleca się, że wartości sprawności referencyjnych były poddane re-ewaluacji w roku Dyrektywa wymaga, aby wartości sprawności referencyjnych były ponownie oceniane w roku Rozdział 7 kończy formuła obliczania PES z komentarzami: PES = 1 1 CHP Hη CHP Eη + Ref Hη Ref Eη 34

35 gdzie: PES - primary energy savings, CHP Hη - sprawność energetyczna produkcji ciepła w elektrociepłowni, Ref Hη - sprawność referencyjna rozdzielonej produkcji ciepła, CHP Eη - sprawność energetyczna produkcji energii elektrycznej w elektrociepłowni, Ref Eη - sprawność referencyjna rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej. Obliczenia powinny być przeprowadzone na danych eksploatacyjnych rocznych. Zgodnie jednak z Aneksem III państwa członkowskie mogą stosować inny okres sprawozdawczy niż rok. Przed obliczeniem PES należy określić ilość energii chemicznej paliwa obciążającej produkcję elektryczności w członie kondensacyjnym. Należy przy tym posłużyć się sprawnością energetyczną członu kondensacyjnego. Rozdział 8 zawiera 4 przykłady obejmujące następujące przypadki układów skojarzonych: silnik spalinowy, układ kombinowany gazowo-parowy, turbina parowa przeciwprężna, turbina gazowa z odzyskiem ciepła. W rozdziale 9 przedstawiono procedury administracyjne, które determinują dalsze funkcjonowanie zasad Dyrektywy. Wyróżniono następujące główne zadania w tym obszarze, a mianowicie: Przygotowanie przyswojenia zasad Dyrektywy, Organizowanie oceny równolegle do różnych wymagań sprawozdawczych, Zebranie odpowiednich danych do celów statystycznych, Ustalenie systemu, który zapewni niezawodną klasyfikację wysokosprawnej kogeneracji bazując na pojedynczych zastosowaniach, Przegląd procedur administracyjnych dotyczących uzyskania zezwoleń na budowę wysokosprawnych układów kogeneracyjnych, Dostosowanie schematów wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji zgodnie z wymaganiami Dyrektywy. Zróżnicowana struktura i różne stany wyjściowe poszczególnych krajów członkowskich nie pozwalają na wysunięcie generalnych propozycji (rekomendacji). Procedury dotyczące alokacji układów wysokosprawnej kogeneracji wymagające w większości krajów członkowskich całkowicie nowej organizacji. Warunkiem wstępnym ujednoliconej statystyki, gwarancji pochodzenia i odpowiednich systemów wsparcia jest niezawodna baza danych. Proces certyfikacji może być 35

36 administrowany przez agencję narodową lub przeprowadzony przez niezależną organizację prywatną pod kontrolą generalnej organizacji do spraw certyfikatów. Wymienione niżej procedury mogą wpływać na zminimalizowanie nakładów na stworzenie transparentnego i niezawodnego systemu certyfikacji. Na początku każdy zakład musi przejść procedurę certyfikacyjną. To obejmuje opis eksploatacji zakładu obejmujący m.in. określenie sprawności, wskaźnika skojarzenia, wydajności, itd. Dla kogeneracji w małej skali można to uzyskać na podstawie certyfikatów producenta. W przypadku innych zakładów jest potrzebna obiektywna ocena. Certyfikat zakładowy wymaga powtórzenia w przypadku zmian procesowych. W przypadku certyfikacji energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji operator elektrociepłowni wysyła okresowo dane eksploatacyjne do organizacji wydającej certyfikaty wraz ze sprawozdaniem o działalności elektrociepłowni. Dostępny dla weryfikacji zbiór danych będzie stanowił bazę dla certyfikatu. Rozbieżności w danych spowodują kontrolę zakładu. Koszty kontroli obciążają operatora zakładu. Zaleca się, żeby statystyka, zobowiązania podane w gwarancjach pochodzenia oraz administracyjne wymagania dotyczące schematów wsparcia były w gestii jednej i tej samej organizacji. Omawiany dokument zawiera załącznik dotyczący monitorowania i pomiarów w elektrociepłowni. Paliwa i energia doprowadzona, moc wyjściowa elektryczna i cieplna powinny być mierzone i monitorowane na poziomie standardowej dokładności. Stwierdzono, że tam gdzie ciepło nie jest sprzedawane (ciepło na potrzeby własne) często nie działają systemy monitorowania. W przypadku braku odpowiednich przyrządów pomiarowych dopuszcza się oszacowanie za pomocą metod pośrednich. Niektóre wejścia i wyjścia nie są mierzone bezpośrednio (np. paliwo o zróżnicowanej wartości opałowej, spaliny używane w celach suszenia). Instalacje pomiarowe powinny spełniać standardy europejskie (EN) lub międzynarodowe (ISO). Zaleca się, aby były przestrzegane następujących wymagania: Zastosowanie procedury walidacji systemu monitorującego, Okresowe wzorcowanie powinno być dokonane przez European Accreditation Service, Dla zapewnienia aby niepewności w układzie monitorowania mieściły się w zakresie specyfikacji danego urządzenia pomiarowego wzorcowanie musi być przeprowadzane przynajmniej co 5 lat albo częściej jeżeli tak zaleca producent, Sposób przeprowadzania pomiarów powinien wykluczyć fałszowanie. 36

37 Wymagania pomiarowe W przypadku nowych układów skojarzonych poniżej 1MW el z ustalonym wskaźnikiem skojarzenia i ustalonym stosunkiem mocy do paliwa można mierzyć tylko ilość energii elektrycznej. Jeżeli nie jest określony stosunek paliwa do energii elektrycznej to ilość paliwa powinna być mierzona. Pracę mechaniczną powinno się mierzyć za pomocą momentometru. Strumienie pary i parametry termiczne muszą być mierzone na granicy bilansowej układu skojarzonego. Strumienie kondensatu powrotnego i wody uzdatnionej oraz ich parametry także muszą być mierzone na granicy bilansowej zakładu. Urządzenia pomiarowe muszą spełniać wymagania European Measurement Directive oraz standardy europejskie jak EN Przy obliczaniu energii chemicznej paliw należy posługiwać się wartością opałową. Wskaźnik skojarzenia musi być obliczany w oparciu o wielkości zmierzone w trybie pełnej kogeneracji. Ilości energii elektrycznej, ciepła i całkowita sprawność muszą być obliczane w oparciu o wielkości zmierzone w warunkach eksploatacyjnych ZAŁĄCZNIKI Z.1 Manual for Determination of Combined Heat and Power (CHP) W opracowaniu CEN/CENELEC (w uzgodnieniach warsztatowych CWA ) zaproponowano metodykę obliczeń ilości energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu, wyznaczania wskaźnika skojarzenia oraz względnej oszczędności energii chemicznej paliwa uzyskanej dzięki skojarzeniu w stosunku do zużycia energii chemicznej w gospodarce rozdzielonej. W opracowaniu używa się terminu CHP Overall Efficiency na określenie sprawności całkowitej elektrociepłowni η CHP. W literaturze anglojęzycznej (np. J.H. Horlock Cogeneration Combined Heat and Power (CHP) Krieger Publishing Company, Malabar, Florida 1997) używa się bardziej precyzyjnego określenia Energy Utility Factor EUF). Uważamy, że ten ostatni termin powinien być wprowadzony do instrukcji UE. W opracowaniu brakuje opisu metodyki wyznaczania wskaźnika β ubytku produkcji energii elektrycznej w przypadku wzrostu poboru ciepła. To jest klasyczny problem w procesach uciepłownienia bloków kondensacyjnych elektrowni zawodowych. Zwracamy na to uwagę, ponieważ często w obliczeniach nie uwzględnia się faktu, że zwiększony pobór 37

38 pary z upustu do celów grzejnych powoduje zmniejszone zapotrzebowanie pary do regeneracyjnego podgrzewania kondensatu. Dlatego wskaźnik ubytku produkcji energii elektrycznej nie powinien być obliczany z relacji: β ' = i i T od η me (1) gdzie: i T - spadek entalpii pary liczony od parametrów pary w upuście do parametrów w skraplaczu, i od - spadek entalpii w odbiorniku ciepła, η me - sprawność elektromechaniczna turbozespołu, ale z formuły: β = i u i T i w η me (2) gdzie: i u i w - entalpia pary w upuście, - entalpia kondensatu przed wymiennikiem regeneracyjnym zasilanym z upustu. Ponieważ: otrzymuje się: iu iw > iod (3) β < β ' (4) Niższa faktyczna wartość wskaźnika ubytku uzyskana ze wzoru (2) jest wynikiem zwiększonego przepływu pary przez część niskoprężną turbiny z powodu zmniejszonego zapotrzebowania pary do regeneracji. Tego efektu częściowej kompensacji ubytku produkcji energii elektrycznej nie uwzględnia się stosując uproszczony wzór (1). Relacja (2), chociaż bardziej dokładna niż formuła (1) jest też uproszczeniem, ponieważ nie uwzględnia zjawiska zmiany rozkładu ciśnień w poszczególnych grupach stopni turbiny na skutek zmiany strumienia pary pobieranej z jednego upustu. Dokładna 38

39 metoda wyznaczania wskaźnika ubytku produkcji energii elektrycznej opiera się o zastosowanie prawa przelotowości Flügla-Stodoli (Szargut J. Application of steam from regenerative bleeds for the production of network heat in large steam power plants, Archiwum Energetyki, nr 1-2, 1999). W opracowaniu nie wyjaśniono, że relacja na wskaźnik skojarzenia: η non CHP,p σ CHP = (5) η CHP η non CHP,p obowiązuje przy założeniu, że sprawność energetyczna wytwarzania energii elektrycznej poza procesem skojarzonym jest równa arytmetycznej sprawności cząstkowej wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowni. Wynika to z następującego rozumowania przytoczonego niżej. Sprawność ogólną można wyrazić za pomocą relacji: p + q η = f f CHP non CHP,q (6) lub p q η = + f f f f non CHP,q CHP non CHP,q (7) gdzie: p - produkcja elektryczności, q CHP - produkcja ciepła w skojarzeniu, f - całkowite zużycie energii chemicznej paliwa, fnon CHP,q - zużycie energii chemicznej paliwa na wytwarzanie ciepła poza układem skojarzonym. W równaniu (7) wyrażenie: p f f non CHP,q oznacza arytmetyczną sprawność cząstkową wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowni. 39

40 Zgodnie z przyjętym założeniem można napisać: p η non CHP,p = (8) f f non CHP,q Wychodząc z definicji wskaźnika skojarzenia: p σ CHP = (9) q CHP oraz dodając i odejmując w mianowniku wielkość produkcji energii elektrycznej: p σ CHP = q + p p CHP i wykorzystując równania (8) i (6) oraz warunek, że w Aneksie II do Dyrektywy) otrzymuje się: η = η CHP (według zasad podanych ηnon CHP,p ( f fnon CHP,q) ) ( f f ) ( f f ) σ CHP = η CHP non CHP,q η non CHP,p non CHP,q skąd: η non CHP,p σ CHP = (10) η CHP η non CHP,p W opracowaniach 3 i 4 zawierających wytyczne dla implementacji Dyrektywy o promowaniu kogeneracji znajdują się dwa powołania na omawiane wyżej opracowanie CWA Z.2 Guidelines for Implementation of the CHP Directive 2004/8/EC Draft January 2006 and Draft June 2006 Draft opracowania ze stycznia 2006 stanowi pierwszą wersje wytycznych. Opracowanie CWA zostało włączone do omawianego draftu. Celem było opracowanie uzgodnionych definicji, metod obliczeń produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu oraz referencyjnych wartości sprawności dla procesów rozdzielonego wytwarzania ciepła i elektryczności. 40

41 Draft ze stycznia 2006 We wprowadzeniu omawia się znaczenie kogeneracji oraz nawiązuje się do Dyrektywy 2004/8/EC. Podkreślono, że proces implementacji Dyrektywy powinien być transparentny. W Rozdziale 2 przedstawia się główne cele i strukturę Dyrektywy. Omówiono krótko poszczególne artykuły Dyrektywy oraz przedstawiono odpowiedzialnych za implementację oraz harmonogram. Odpowiedzialni za implementację Dyrektywy są: Komisja Unii Europejskiej oraz rządy krajów członkowskich UE. Harmonogram obejmuje okres od do Zwrócono uwagę, że opracowanie Manual for Determination of Combined Heat and Power CWA zostało włączone jako część omawianych wytycznych. W rozdziale 3 wymienionych wytycznych zamieszczono przegląd technologii skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej. Wyróżniono 10 typów technologii, a mianowicie: układy gazowo-parowe, turbiny przeciwprężne, turbiny upustowokondensacyjne, turbiny gazowe z odzyskiem ciepła, gazowe silniki tłokowe, silniki spalinowe, mikroturbiny gazowe, silniki Stirlinga, ogniwa paliwowe z podziałem na niskoi średniotemperaturowe (jedna grupa) oraz wysokotemperaturowe, silniki parowe oraz niskotemperaturowe obiegi Rankina. Zamieszczono definicję m.in. mikrokogeneracji (poniżej 50 kw el ) oraz małej kogeneracji (poniżej 1MW el ). Porównano oznaczenia stosowane w Aneksie II do Dyrektywy oraz w opracowaniu CWA W nawiązaniu do Aneksu II omówiono obliczanie produkcji energii elektrycznej z układu skojarzonego. Zamieszczono następujące stwierdzenie: jeżeli roczna sprawność energetyczna (EUF wg proponowanego określenia) jest równa lub większa od 80% dla układów gazowo-parowych i turbin upustowokondensacyjnych oraz równa lub większa od 75% dla pozostałych typów układów skojarzonych wówczas całość energii elektrycznej i mechanicznej jak również ciepła jest uznana jako produkty skojarzenia. Wówczas żadne dalsze obliczenia nie są wymagane. Komentarz odnośnie wymaganej sprawności 80% dla układów upustowo-kondensacyjnych zamieszczono w końcowej części niniejszego przeglądu. Omówiono także zastosowanie dokumentu CWA 45547, do którego opracowano poprawki. W rozdziale 4 podkreślono m.in. konieczność zachowania jednakowych warunków wyjściowych przy porównywaniu efektów energetycznych skojarzenia w odniesieniu do gospodarki rozdzielonej (m.in. zachowanie warunku dotyczącego tego samego rodzaju paliwa). Powtórzono zapis kryterium o uznaniu układu skojarzonego za wysoko-sprawny: 41

42 Wskaźnik PES co najmniej 10% dla układów powyżej 1MW el, 0% dla układów poniżej 1MW el W tablicach 4.2 i 4.4 zamieszczono sprawności referencyjne dla rozdzielonego wytwarzania elektryczności i ciepła pogrupowane m.in. wg rodzaju paliwa. Wątpliwości budzi zaliczenie gazu koksowniczego do gazów niskokalorycznych (ujmuje się go łącznie z gazem wielkopiecowym). Gaz koksowniczy charakteryzuje się wysoką kalorymetryczną temperaturą spalania (porównywalną z gazem ziemnym) i powinien być traktowany jako substytut gazu ziemnego. Podany został także sposób korekty referencyjnych wartości sprawności ze względu na zmienną temperaturę otoczenia i straty przesyłania w sieciach elektroenergetycznych. Rozdział 5 poświęcono sprawie oceny narodowych potencjałów wysokosprawnej kogeneracji włączając w to również mikrokogenerację. Zaproponowano przewodnik w tej sprawie zamieszczając schemat blokowy. W rozdziale 6 poruszono problemy procedur administracyjnych, zaś w rozdziale 7 omówiono sprawę raportowania (raport z początkowej sytuacji i raport o postępie w kierunku zwiększenia udziału kogeneracji w krajach członkowskich). Z.3 Draft z czerwca 2006 Prezentowany dokument jest częścią projektu Analysis and Guidelines for Implementation of the CHP Directive. Podobnie jak Draft ze stycznia 2006 odwołuje się do opracowania CWA z września Rozdział 2 opracowania precyzuje cele Dyrektywy, a mianowicie: zrównoważony rozwój sektora energetycznego Europy, oszczędność energii pierwotnej, redukcję emisji (szczególnie CO 2 ), prognozę bezpieczeństwa dostaw energii, promocję wysokosprawnej kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe, uzgodnione oceny potencjału kogeneracji wśród państw członkowskich, uzgodnione metody obliczania produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu, uzgodnione wartości sprawności referencyjnych dla rozdzielonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej. Zdefiniowano wysokosprawną kogenerację przyjmując jako próg 10 % wartości PES dla układów powyżej 1 MW el i więcej niż 0 % wartości PES dla układów o mocy równej lub mniejszej od 1 MW el. W rozdziale 3 zatytułowanym Definitions przedstawiono generalne stwierdzenia zawarte w Dyrektywie odwołując się do odpowiednich artykułów, m. in. odniesiono się do alternatywnych metod obliczeń, z których państwa członkowskie mogą korzystać do końca 42

43 2010 roku. Przytoczono główne definicje podane w Dyrektywie. Bazując na zasadach, które zdefiniowano w CWA , określono granice bilansowe układów skojarzonych dla nietypowych przypadków (np. turbina czołowa i turbina niskoprężna secondary steam turbine). Rozdział 4 zawiera przegląd technologii skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej. W porównaniu z Draftem ze stycznia 2006 Tablica 4.1 zawiera dodatkowe informacje dotyczące rodzaju paliwa oraz zakresu zmiany mocy i wskaźnika skojarzenia. Wśród rozpatrywanych technologii znajdują się także duże bloki energetyczne, które zostały uciepłownione. Górna granica wynosi 1200 MW. Wśród wymienionych w Tablicy 4.1 paliw brakuje hutniczych gazów palnych (gaz wielkopiecowy, gaz konwertorowy, gaz gardzielowy czy gaz koksowniczy). Rozdział 5 zawiera schemat blokowy (flow diagram) prezentujący procedury zastosowania wytycznych zawartych w Aneksach II i III do Dyrektywy oraz alternatywnych metodologii obowiązujących czasowo. Zostały omówione szczegółowo kolejne ścieżki algorytmu obliczeniowego: Ścieżka bezpośrednia uwzględniająca warunki określone w Aneksach II i III do Dyrektywy, Ścieżka, która omija wartości progowe określone w Aneksie II, Ścieżka, która uwzględnia zapis w artykule 12 Dyrektywy; do końca roku 2010, po uprzednim uzyskaniu zgody Komisji, państwa członkowskie mają prawo stosować alternatywne w stosunku do ścieżki bezpośredniej metody obliczania oszczędności energii chemicznej paliwa i uznawania kogeneracji jako wysokosprawnej; rozróżnia się trzy podścieżki zgodnie z zapisami ustępów 1, 2 i 3 artykułu 12 Dyrektywy. Schemat blokowy procedur zastosowania wytycznych w Dyrektywie wymaga szczegółowej analizy. W rozdziale 6 przedstawiono procedury obliczania produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu. W pierwszym kroku należy sprawdzić, czy cała produkcja spełnia kryteria określone w Aneksie II. Jeżeli nie, należy zidentyfikować ilość produkcji elektryczności i ciepła wytwarzanych poza skojarzeniem. Podobnie jak to opisano w Drafcie ze stycznia 2006 sprawdza się poziom rocznych sprawności ogólnych. Dotrzymanie wartości odpowiednio 80 % dla układów gazowo-parowych i elektrociepłowni z turbinami upustowokondensacyjnymi oraz 75 % dla pozostałych technologii skojarzonych pozwala 43

44 zakwalifikować całą produkcje elektryczności i ciepła do produktów skojarzonych. Tak jak i w poprzednim przypadku (Draft ze stycznia) chcielibyśmy zwrócić uwagę na progową wartość sprawności dla układów z turbinami upustowo-kondensacyjnymi. Sprawność ogólna elektrociepłowni z turbiną upustowo-kondensacyjną może osiągnąć wartość 80 % lub wyżej przy bardzo małym udziale produkcji energii elektrycznej w członie kondensacyjnym. Komentarz odnośnie tego problemu zamieszczono w końcowej części niniejszego opracowania. W przypadku, gdy wymienione wielkości graniczne nie są dotrzymane rozpatrywany zakład dzieli się na część skojarzoną i część nie wytwarzającą produktów w skojarzeniu (non-chp part). Dla części skojarzonej wyznacza się produkcję elektryczności za pomocą wskaźnika skojarzenia. Dla określenia produkcji energii elektrycznej poza skojarzeniem w przypadku turbiny upustowo-kondensacyjnej wymagana jest znajomość wskaźnika ubytku mocy. Do roku 2010 państwa członkowskie mogą używać procedur alternatywnych do obliczania produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu i poza skojarzeniem. Rozdział 7 Draftu z czerwca 2006 dotyczy określenia efektywności procesu skojarzonego w nawiązaniu do Aneksu III do Dyrektywy. Efektywność tę określa względna oszczędność energii chemicznej paliw pierwotnych obliczana w porównaniu do zużycia paliw pierwotnych w gospodarce rozdzielonej. Przeprowadzając porównanie należy przestrzegać następujące zasady: Porównanie należy przeprowadzać w odniesieniu do tego samego rodzaju paliwa, Elektrociepłownia powinna być porównywana z najlepszą ciepłownią i najlepszą elektrownią kondensacyjną, które były dostępne w roku budowy elektrociepłowni, Wartości referencyjne sprawności dla elektrociepłowni starszych niż 10 lat powinny być ustalane według jednostek referencyjnych z 10-letnim okresem eksploatacji, Przy ustalaniu wartości sprawności referencyjnych należy zwrócić uwagę na różnice klimatyczne w krajach członkowskich. Uznanie układu skojarzonego za wysokosprawny odbywa się na podstawie oceny wskaźnika PES przy przyjęciu wspomnianych już wcześniej wartości progowych: Co najmniej 10 % dla układów 1 MW el i wyżej, Wyżej niż 0 % dla układów poniżej 1 MW el. W Tablicy 7.1 zamieszczono wartości referencyjne dla rozdzielonego wytwarzania elektryczności dla różnych rodzajów paliw biorąc pod uwagę lata

45 W Tablicy 7.3 zamieszczono z kolei wartości referencyjne dla rozdzielonej produkcji ciepła. Wykaz paliw jest identyczny jak w przypadku elektryczności, nie uwzględniono natomiast zmian sprawności w poszczególnych latach. W Tablic 7.3 zamieszczono dwie kolumny wartości sprawności referencyjnych. Pierwsza kolumna dotyczy przypadku, gdy nośnikiem energii jest para lub gorąca woda. Druga kolumna odnosi się do bezpośredniego zużycia spalin. W obu przypadkach (Tablica 7.1 i Tablica 7.3) gaz koksowniczy został zaliczony do jednej grupy z gazami niskokalorycznymi (np. gaz wielkopiecowy). Gaz koksowniczy ma wartość opałową około 18 MJ/ m, czterokrotnie wyższą niż gaz wielkopiecowy. 3 n Charakteryzuje się wysoką temperaturą kalorymetryczną spalania (na poziomie gazu ziemnego). W związku z tym sprawności referencyjne w tym przypadku są raczej zaniżone. W rozdziale 7 zamieszczono także procedury korekcyjne do wielkości referencyjnych ujmując wpływ temperatury otoczenia oraz korekty ze względu na straty przesyłania w sieciach. Rozdział 8 zawiera przykłady obliczeniowe ilustrujące zastosowanie prezentowanych wytycznych. Przykłady dotyczą następujących przypadków realizacji technologii skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej: klasyczna elektrociepłownia z turbiną przeciwprężną, układ gazowo-parowy elektrociepłowni; dwa przypadki turbiny gazowej z odzyskiem ciepła oraz silnik spalinowy. We wszystkich rozważanych przypadkach wskaźnik PES > 10 %. Rozdział 9 opracowania Draft z czerwca 2006 zawiera procedury administracyjne. Podkreśla się, że dobre funkcjonowanie Dyrektywy o promowaniu kogeneracji zależy od dobrej implementacji procedur administracyjnych. W tym przypadku zasadniczy cel to dobrze działający system certyfikatów dla elektryczności wytwarzanej w układach wysokosprawnej kogeneracji. Załącznik do opracowania dotyczy pomiarów i monitoringu układów skojarzonych. Takie wielkości jak: strumienie paliwa, ciepła, energii elektrycznej i mechanicznej, strumienie pary, kondensatu powrotnego i wody zasilającej muszą być mierzone. Przywołana jest w tym miejscu Dyrektywa Europejska dotycząca pomiarów. Standardy europejskie (np. przepisy niemieckie) wymagają zastosowania metod zaawansowanej walidacji wyników pomiarów. W Polsce podjęto próby wdrażania do praktyki przemysłowej w elektrociepłowniach (np. Jaworzno II) system kontroli eksploatacji z zastosowaniem rachunku wyrównawczego. Nawiązując do problemu sprawności granicznych trzeba zwrócić uwagę na referencyjną wartość sprawności elektrociepłowni wyposażonej w turbinę upustowo-kondensacyjną. 45

46 Wartość referencyjna na poziomie η CHP = 80 % jest możliwa do uzyskania tylko przy bardzo małym stosunku produkcji energii elektrycznej w kondensacji do energii elektrycznej wyprodukowanej w skojarzeniu. Za dowód niech posłuży poniższa analiza. Sprawność energetyczna elektrociepłowni z turbiną upustowo-kondensacyjną: gdzie: Q & Q& + Nel sk + N η E u k = P& W d - moc cieplna, N el sk - moc elektryczna w skojarzeniu, el k (11) N el k - moc elektryczna w kondensacji, P & W d - strumień energii chemicznej paliwa. Za mianownik w wyrażeniu (11) można podstawić: N Q& + η el sk N me el k P& Wd = + (12) ηe k ηe el k gdzie: η E k - sprawność energetyczna kotła, η E el k - sprawność energetyczna członu kondensacyjnego. Podstawiając (12) do (11) i dzieląc liczniki oraz mianownik przez Q & otrzymuje się: E k ( ) 1+ σ 1+ α η E u k = σ 1+ η me α σ + η η E el k (13) gdzie: σ α - wskaźnik skojarzenia, - stosunek mocy elektrycznej w kondensacji do mocy elektrycznej w skojarzeniu. 46

47 Przyjmując typowe wartości sprawności: η me = 0,95 ; η E k = 0,9 ; η E el k = 0,35 otrzymuje się dla σ = 0,3 i α = 0,1 wartość η E u k = 86 %, ale dla σ = 0,3 i α = 1 sprawność η E u k = 69%. Osiągnięcie sprawności układu upustowo-kondensacyjnego na poziomie wartości referencyjnej 80 % jest możliwe przy nieznacznym obciążeniu członu kondensacyjnego (praktycznie przy minimum kondensacji). W strukturze polskiej kogeneracji do układów upustowo-kondensacyjnych zalicza się uciepłownione bloki elektrowni zawodowych. W tym przypadku udział elektryczności produkowanej w skojarzeniu w stosunku do produkcji w kondensacji jest bardzo mały. 47

48 3. Identyfikacja celów polityki krajowej sformułowanych w strategiach sektorowych oraz zobowiązań międzynarodowych podjętych przez Polskę rzutujących na możliwości produkcyjne sektora energetycznego Podstawowymi dokumentami określającymi cele polityki krajowej związanej z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła są: Polityka energetyczna Polski do roku 2025, Dokument przyjęty przez Radę Ministrów 4 stycznia 2005 roku, Polityka Klimatyczna Polski. Strategie redukcji gazów cieplarnianych w Polsce do roku Dokument przyjęty przez Radę Ministrów 4 listopada 2003, Program dla Elektroenergetyki. Dokument przyjęty przez Radę Ministrów 27 marca 2006, Strategia rozwoju energetyki odnawialnej. Dokument opracowany przez Ministerstwo Ochrony Środowiska z września Istotne z punktu widzenia możliwości produkcyjnych sektora energetycznego zobowiązania międzynarodowe wynikają z Traktatu o Przystąpieniu do Unii Europejskiej (ToP) oraz Dyrektyw UE (poza będąca dokumentem szczególnym z punktu widzenia niniejszego raportu, mówioną w rozdziale 2 Dyrektywą 2004/8/WE): Dyrektywy 2001/80/WE w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania paliw, Dyrektywy 2002/91/WE w sprawie charakterystyki energetycznej budynków, Dyrektywy 2003/96/WE w sprawie restrukturyzacji wspólnotowego systemu opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej, Dyrektywy 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych, Dyrektywy 2003/87/WE w sprawie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, Dyrektywy 96/61/WE z 24 września 1996 r., w sprawie zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli (tzw. dyrektywa IPPC), Dyrektywy 2001/81/WE z 23 października 2001 r., w sprawie krajowych limitów emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza (tzw. dyrektywa NEC). 48

49 3.1. Skojarzone wytwarzanie oraz ciepłownictwo w dokumencie Polityka energetyczna Polski do roku 2025 Zgodnie z przyjętą Polityką Energetyczna Polski do 2025 roku skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła oraz wykorzystanie odnawialnych źródeł energii są istotnymi technologiami służącymi zapewnieniu bezpieczeństwa ekologicznego i energetycznego kraju. Są one wymienione jako szczególne preferowane sposoby gospodarowania energią zapewniające bezpieczeństwo ekologiczne: W zakresie gospodarowania energią zapewnienie bezpieczeństwa ekologicznego oznacza w szczególności: a) radykalną poprawę efektywności wykorzystania energii zawartej w surowcach energetycznych - przez zwiększanie sprawności przetwarzania energii w ciepło i energię elektryczną, promowanie układów skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oraz zagospodarowywanie ciepła odpadowego; Dokument rządowy określa zasady doktryny polityki energetycznej w, której to rozpatrywane technologie znajdują swoje miejsce: Natomiast jako najistotniejsze zasady doktryny polityki energetycznej będą stosowane niżej wymienione: 5.Wspomaganie rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii (OZE) i pracujących w skojarzeniu, w tym generacji rozproszonej, przy użyciu mechanizmów rynkowych Upowszechnianie idei partnerstwa publiczno-prywatnego na szczeblu regionalnym i lokalnym, w przedsięwzięciach świadczenia usług dystrybucyjnych i zapewnienia dostaw energii i paliw, szczególnie dla rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii oraz skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Konsekwencją tego jest wpisanie na listę priorytetów rządowych problemów rozwoju odnawialnych źródeł energii i skojarzonego wytwarzania: W horyzoncie najbliższych czterech lat do kolejnej aktualizacji polityki energetycznej, przewidzianej obecnie nowelizowaną m.in. w tym zakresie ustawą Prawo energetyczne, za najważniejsze priorytety i kierunki działań rządu przyjmuje się: 49

50 Propodażowe modyfikacje dotychczasowych sposobów promowania energii z OZE i energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła oraz wdrożenie systemu obrotu certyfikatami pochodzenia energii, niezależnego od jej odbioru i tym samym pozwalającego jej wytwórcom na kumulację odpowiednich środków finansowych, a w konsekwencji przyczyniającego się do wzrostu potencjału wytwórczego w tym zakresie;... Planowana rozbudowa sieci gazowej powinna pozwolić na rozwój skojarzonego wytwarzania nie tylko w układzie zcentralizowanej dystrybucji ciepła, ale także w układach rozproszonych: Potrzeba posiadania zdolności transportowych i połączeń transgranicznych, zapewniających ciągłość dostaw paliw i energii, ukierunkowuje działania realizacyjne polityki energetycznej na: Rozbudowę i modernizację sieci dystrybucyjnych. Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną wymaga działań zapewniających przebudowę i rozbudowę sieci średniego i niskiego napięcia, głównie na obszarach wiejskich, a także modernizację i unowocześnienie sieci dystrybucyjnych w zakresie zapewniającym odpowiednią jakość dostarczanej energii elektrycznej. W odniesieniu do sieci gazowych kierunkiem rozwoju infrastruktury dystrybucyjnej będą obszary o rosnącym zapotrzebowaniu na gaz ziemny, stanowiący między innymi źródło energii dla energetyki rozproszonej i skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła... Szczególne znaczenie rząd przywiązuje do wzrostu efektywności energetycznej a tzw., efektywnościowy wariant rozwoju jest uznawany za priorytetowy. Za czynnik istotny dla poprawy efektywności uznawany jest rozwój skojarzonego wytwarzania: Zwiększenie efektywności energetycznej jest jednym z kluczowych elementów zrównoważonej polityki energetycznej i wymaga działań w następujących kierunkach:. 2. Zwiększanie sprawności wytwarzania energii. Sprawność wytwarzania energii w Polsce jest mniejsza niż w innych wysoko rozwiniętych krajach Unii 50

51 Europejskiej. Przewiduje się zwiększenie wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z produkcją ciepła... Przytoczone powyżej w większości przypadków zapisy wspólne dla odnawialnych źródeł energii oraz produkcji skojarzonej mają bardzo ogólny charakter. Zapisy bardziej szczegółowe odnoszą się już tylko do energetyki odnawialnej. Poświecono jej w dokumencie wydzielony rozdział zatytułowany WZROST WYKORZYSTANIA ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII,. Potwierdza się w nim zadeklarowane wcześniej osiągnięcie w 2010 roku odpowiednio 7.5 % udziału energii ze źródeł odnawialnych zarówno w zużyciu energii pierwotnej, jak i w zużyciu energii elektrycznej brutto. Uzyskaniu takiego celu zapewnić ma szereg wyspecyfikowanych działań. W dokumencie wskazane są organy rządowe odpowiedzialne za ich realizację. Niestety takich zapisów brak jest w stosunku do skojarzonego wytwarzania. Nie są nawet zasygnalizowane mechanizmy i działania pozwalające na osiągniecie zapowiadanego rozwoju kogeneracji. W przyjętej Polityce energetycznej Polski do 2025 roku sektor ciepłownictwa prawie nie został dostrzeżony. Wspomniano jedynie o lokalnym charakterze systemów ciepłowniczych i stwierdzono, że za sprawy ciepłownictwa odpowiadają władze lokalne. W końcowej części Polityki... podano niepełną i nie do końca prawdziwą charakterystykę sektora wytwarzania ciepła. Dostarczanie ciepła w naszych warunkach klimatycznych jest jedną z najważniejszych usług sektora komunalnego. Zapotrzebowanie energii i paliw na cele szeroko pojętego ogrzewania obejmującego ogrzewanie budynków, przygotowanie ciepłej wody oraz ciepła technologicznego w gospodarce komunalnej i przemyśle stanowi ok. 40 % w bilansie paliwowym kraju. Zabezpieczenie tego zapotrzebowania stanowi jeden z podstawowych elementów bezpieczeństwa energetycznego państwa i powinno być przedmiotem troski nie tylko administracji lokalnych, ale tez administracji centralnej, szczególnie w obszarze monitorowania stanu ciepłownictwa oraz racjonalizacji zużycia ciepła i jego nośników. W trakcie prac nad dokumentem opracowano prognozę zapotrzebowania na paliwa pierwotne, ciepło i energię elektryczna do Prognoza ta nie trafiła jednak do dokumentu końcowego, a zamieszczono tam jedynie w formie załącznika (Załącznik 2) Wnioski z praca analityczno prognostycznych. Z liczb będących wynikłem prognozy zamieszczono w nim tylko informacje, o ile wzrośnie w perspektywie 2025 roku zapotrzebowanie na paliwa pierwotne oraz energię elektryczną. Autorzy pracy (podobnie jak Zamawiający) dysponują pełnymi wynikami obliczeń prognostycznych. Zostaną one 51

52 zestawione z wynikami prognozy wykonywanej w ramach niniejszej pracy w raporcie z etapu II Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w Programie dla Elektroenergetyki W Programie dla elektroenergetyki skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła zajmuje niewiele miejsca. Technologia ta wymieniana jest w kontekście działań prowadzących do zmniejszenia emisji oraz poprawy sprawności wytwarzania. Jako jeden z celów programu wymieniane jest zmniejszenie wpływu energetyki na środowisko, zgodnie z zapisami Traktatu o Przystąpieniu do UE oraz wymogami Dyrektyw UE, co będzie wymagać rozwoju wytwarzania energii w źródłach odnawialnych oraz rozwoju wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem, pozwalającego na uzyskanie energii elektrycznej przy znacznych oszczędnościach energii w paliwie pierwotnym. W Programie przewidziano promowanie rozwoju wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem poprzez zapisanie w prawie Energetycznym postanowień Dyrektywy 2004/8/WE oraz uruchomienie rynku praw majątkowych wynikających z gwarancji pochodzenia energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu z ciepłem (czerwone certyfikaty). Zapowiedziano także stosowanie mechanizmów wsparcia dla małych systemów wytwarzania w skojarzeniu w celu szerszego rozwoju energetyki rozproszonej, poczynając od 2006 r.. Założono wzrost wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem z obecnego poziomu około 15 % do wielkości % w 2010 r., Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła wymienione jest jak technologia, wskazana do szczegółowych analiz i to w zakresie zarówno wysokosprawnego wytwarzania w dużych instalacjach energetycznych, jak i w małych instalacjach w ramach budowy w Polsce systemu energetyki rozproszonej Strategie zapisane w Polityce klimatycznej Polski oraz Strategii rozwoju źródeł odnawialnych Dokument Polityka klimatyczna Polski. Strategie redukcji gazów cieplarnianych w Polsce do roku 2020 jest istotny z punktu widzenia warunków rozwoju kogeneracji wobec zapisanych w nim zadań w zakresie redukcji emisji dwutlenku węgla oraz deklarowanych sposobów realizacji tych zadań. W dokumencie tym stwierdza się: 52

53 Celem strategicznym polityki klimatycznej jest włączenie się Polski do wysiłków społeczności międzynarodowej na rzecz ochrony klimatu globalnego poprzez wdrażanie zasad zrównoważonego rozwoju, zwłaszcza w zakresie poprawy wykorzystania energii, zwiększania zasobów leśnych i glebowych kraju, racjonalizacji wykorzystania surowców i produktów przemysłu oraz racjonalizacji zagospodarowania odpadów, w sposób zapewniający osiągnięcie maksymalnych, długoterminowych korzyści gospodarczych, społecznych i politycznych. Cel ten jest spójny z celami polityki klimatycznej Unii Europejskiej. Jak wykazały analizy i badania, realizacja obecnej polityki ekologicznej Polski pozwala na wywiązanie się Polski z bieżących zobowiązań w ramach Konwencji klimatycznej, około 30% redukcję emisji gazów cieplarnianych (względem roku bazowego 1988) osiąga się bez wdrażania dodatkowej polityki klimatycznej do roku Dlatego też celem ilościowym prezentowanej polityki klimatycznej jest pogłębienie skali redukcji emisji gazów cieplarnianych do poziomu 40% do roku Dalej wskazane są sposoby, które doprowadzą do tak daleko idącej redukcji emisji. W przypadku sektora energetyki stwierdza się: W tym sektorze występują następujące opcje redukcji emisji gazów cieplarnianych: (i) remonty i modernizacje niektórych istniejących układów zasilanych węglem kamiennym, (ii) inwestowanie w małe źródła skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła, (iii) energetyczne wykorzystanie biomasy odpadowej (lasy, przemysł drzewny), (iv) poprawa sprawności sieci cieplnych, (v) decentralizacja i optymalizacja systemu przesyłu energii elektrycznej. Potencjalnie możliwe do wdrożenia przedsięwzięcia redukcyjne w elektroenergetyce zawodowej to przedsięwzięcia głównie związane są z wprowadzeniem technologii opartych na gazie ziemnym (jednostki parowo-gazowe produkcji energii elektrycznej). W elektrociepłowniach i ciepłowniach przemysłowych jako potencjalne przedsięwzięcia redukcyjne dominują również technologie związane z substytucją węgla kamiennego gazem ziemnym. Większą rolę odgrywają tu małej i średniej mocy układy skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła. Układy takie dominują również w zakresie potencjału związanego z rozwojem rozproszonych źródeł energii. W tym przypadku duże znaczenie mają również elektrociepłownie na biomasę pochodzącą z plantacji energetycznych oraz odpadową biomasę z leśnictwa i przemysłu drzewnego. 53

54 W wyniku przeprowadzonych lub planowanych modernizacji większość pracujących obecnie urządzeń wytwórczych elektrowni zawodowych może być wykorzystywane jeszcze przez lat. Oznacza to znaczące usztywnienie struktury technologicznej, utrudniające dokonanie zmian skutkujących redukcją emisji CO2. Wymiana istniejących, sprawnych urządzeń wytwórczych na nowe nie jest uzasadniona ekonomicznie, wymaga bowiem poniesienia znaczących nakładów inwestycyjnych powodujących zwiększenie systemowych kosztów produkcji energii. Efekt wymiany starych technologii węglowych na nowoczesne o wyższej sprawności to ok. 20% redukcji emisji CO2. Wzrost kosztów jest jednak znaczący i w efekcie redukcja emisji CO2 osiągana w tych przedsięwzięciach jest dość droga. Redukcję emisji o niższych kosztach można osiągnąć poprzez zastosowanie nowych elektrowni parowo-gazowych w miejsce istniejących węglowych. Koszty produkcji energii elektrycznej są zbliżone we wszystkich trzech technologiach (na węgiel kamienny, brunatny i gaz ziemny), jednak większy efekt redukcji emisji CO2 przy zastosowaniu technologii gazowej przekłada się na znacznie niższe jednostkowe koszty redukcji emisji. Cytowany powyżej dokument, opracowany w 2003, można ocenić jako oderwany od rzeczywistości. Postawione w nim cele są nierealne, a sposoby ich osiągnięcia były jak się wydaje pozbawione ekonomicznego uzasadnienia już w momencie powstawania. Należy tu jednak zauważyć, że w Ministerstwie Środowiska istnieje świadomość potrzeby aktualizacji dokumentu, a przede wszystkim doprowadzenie do sytuacji, w której poszczególne polityki sektorowe będą ze sobą wspólne. Strategia rozwoju źródeł odnawialnych stawia jeden istotny cel, z punktu widzenia niniejszej pracy. Zakłada ona, bowiem uzyskanie w już w 2010 roku 7,5% udział energii odnawialnej w produkcji ciepła, a następnie wzrost tego udziału o 1% rocznie (punkt procentowy) do 2025 roku. W strategii stwierdza się, że osiągnięcie tak postanowionych celów winno być realizowane głównie poprzez wykorzystanie biomasy (odpady drzewne i rolnicze oraz z upraw energetycznych), energii słonecznej i geotermalnej (do celów podgrzewania ciepłej wody użytkowej i ogrzewnictwa), a także poprzez wykorzystanie energii zawartej w środowisku dzięki zastosowaniu pomp ciepła (o czym stanowi Art.5. Dyrektywy 2002/91/WE). Zwiększenie udziału ciepła z biomasy powinno być również kształtowane poprzez zwiększenie sprawności systemów przetwarzających energię pierwotną biomasy w energię użyteczną, a także poprzez wytwarzanie z biomasy paliw łatwiejszych do transportu, magazynowania i spalania. W strategii ocenia się, że potencjał OZE, który może 54

55 być wykorzystane dla wytwarzania ciepła w Polsce jest wystarczający dla wykonania tak postawionych celów. Należy wyrazić wątpliwość czy przedstawione w strategii cele są realne, szczególnie wobec równoległego zobowiązania podjętego w Traktacie o Przystąpieniu o osiągnięciu w 2010 roku 7,5% udziału w wytwarzaniu energii elektrycznej z OZE Dyrektywa 2001/80/WE oraz związane zapisy w ToP Jednym z głównych wyzwań, przed jakimi stoją obecnie podsektory wytwarzania energii elektrycznej i ciepła jest przystosowanie się do wymagań Dyrektywy 2001/80/WE Parlamentu Europejskiego i Komisji Unii Europejskiej z 23 października 2001, w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania paliw (tzw. nowa dyrektywa LCP). Jej celem jest ograniczenie emisji SO 2, NO X i pyłu z tzw. dużych źródeł spalania (LCP Large Combustion Plant), tj. źródeł o mocy w paliwie P 50 MW. Dla źródeł tych Dyrektywa określa obowiązujące od 2008 roku dopuszczalne normy emisji jednostkowej (standardy emisji SE). Standardy te są wyższe dla tzw. źródeł istniejących tj. źródeł, które uzyskały pozwolenie na budowę przed oraz niższe dla źródeł nowych. Dyrektywa przewiduje, że źródła, które zadeklaruj, że zostaną zlikwidowane nie później niż do końca 2015 roku, a w okresie będą pracowały nie dłużej niż godzin, są zwolnione z wypełniania norm Dyrektywy. Zwolnienia te będą dalej nazywane derogacjami naturalnymi. Zapisy Dyrektywy dopuszczają sytuację, w której nie wszystkie źródła spełniają standardy, a obniżenie emisji realizowane jest poprzez Krajowy Plan Redukcji Emisji (KPRE). W KPRE określana jest całkowita ilość zanieczyszczeń, jakie wyemitowałby wszystkie źródła, gdyby spełniały standardy. Tak wyznaczony pułap nie może być przekroczony, natomiast nie wszystkie źródła objęte KPRE muszą spełniać normy emisji. Wdrożenie Dyrektywy wymaga od krajowych wytwórców energii poniesienia znaczących nakładów inwestycyjnych przede wszystkim na ograniczenia emisji dwutlenku siarki. Perspektywa poniesienia znacznych wydatków spowodowała, że Polska w trakcie negocjacji akcesyjnych wystąpiła o okres przejściowy dla wybranych instalacji. W efekcie uzyskano zgodę na nie stosowanie norm Dyrektywy, w większości przypadków do końca 2015 roku, dla 121 kotłów w 36 zakładach elektrowniach, elektrociepłowniach i dużych elektrociepłowniach przemysłowych. Uzyskano także zgodę na odstępstwo w zakresie 55

56 tlenków azotu dla 87 kotłów w okresie , co jest związane ze zmniejszeniem standardów Dyrektywy od 2016 roku z 500 do 200 mg/m 3 oraz w zakresie emisji pyłu (do końca 2017 roku) dla kotłów w 28 ciepłowniach komunalnych. Odstępstwa te będą dalej nazywane derogacjami TA. Jednocześnie z przyznaniem Polsce okresów przejściowych Unia wprowadziła zapis o dopuszczalnym poziomie emisji dla wszystkich źródeł objętych Dyrektywą. Limity te wynoszą: dla SO Mg w Mg w Mg w 2012, dla NO X Mg w Mg w Mg w 2012 Dla SO 2 oprócz limitu ustalony został także cel polegający na ograniczeniu emisji do jeszcze niższych poziomów tj Mg w 2010 oraz Mg w W Dyrektywie brak jest jednoznacznej definicji źródła energii w odniesieniu do źródeł istniejących. Dotychczas w polskim prawie za źródło spalania uznawany był kocioł. W większość krajów UE obowiązuje definicja wg, której źródłem jest komin. Przy takiej definicji obstaje też Komisja Europejska. Aktualnie wszystkie przesłanki wskazują na to, że Polska przyjmie definicję zgodną ze stanowiskiem Komisji. Ostateczne decyzje w tym zakresie maja zapaść do końca marca br Dyrektywa 2002/91/WE Dyrektywa 2002/91/WE w sprawie charakterystyki energetycznej budynków, stanowiąca uzupełnienie wcześniejszych wytycznych zawartych w Dyrektywie 93/76/EWG (SAVE), a także kontynuację wymagań zawartych w Dyrektywie 96/61/WE (IPPC). Jej celem jest podniesienie standardu energetycznego budynków, czyli docelowo - zmniejszenie zużycia energii w sektorze budynków mieszkalnych i użyteczności publicznej. Wprowadzenie w życie postanowień Dyrektywy będzie miało znaczący wpływ na funkcjonowanie sektora ciepłowniczego w Polsce. Dyrektywa 2002/91/EC obowiązuje od stycznia 2003 roku. Państwa członkowskie mają 3 lata na dostosowanie swojego prawodawstwa i mechanizmów gospodarczych do wymogów Dyrektywy. Dyrektywa określa ramy działań Unii na rzecz ustanowienia wspólnych zasad legislacyjnych, które spowodują osiąganie odpowiedniego poziomu wydajności energetycznej budynków, pozostawiając swobodę praktycznej realizacji przyjętych zasad poszczególnym państwom członkowskim Unii. Głównym celem wprowadzenia Dyrektywy jest zapewnienie efektywności energetycznej w budownictwie. Aby cel ten mógł być osiągnięty przewiduje się, co następuje: 56

57 Stworzenie ogólnych ram wspólnej metodologii do obliczania tzw. zintegrowanej wydajności energetycznej budynków, Wprowadzenie norm, co do minimalnego poziomu wydajności energetycznej nowych budynków i budynków poddanych termomodernizacji, Ustalenie i wprowadzenie schematów certyfikacji nowych budynków i budynków istniejących na podstawie norm wydajności energetycznej; w przypadku budynków niemieszkalnych będzie wymagane publiczne przedstawianie certyfikatów wraz z podaniem podstawowych parametrów wpływających na mikroklimat danego obiektu; certyfikaty mają być ważne nie dłużej niż przez okres 10 lat, Prowadzenie stałej kontroli kotłowni lub innych źródeł ciepła i instalacji grzewczych/klimatyzacyjnych, Charakterystyka energetyczna budynku może obejmować wskaźnik emisji CO 2. Dyrektywa stwierdza, że w odnawialnych źródłach energii tkwi olbrzymi, niewykorzystany jeszcze potencjał. Dlatego też zobowiązuje ona każdy kraj członkowski do przeprowadzenia jednorazowo oceny możliwości wykorzystania tego potencjału w nowoprojektowanych budynkach. Dyrektywa formułuje podstawowe zasady ustanawiające system wymagań charakterystyki energetycznej budynków, które powinny być obowiązujące dla wszystkich państw UE. Procedury wdrażania systemu mogą być natomiast opracowywane indywidualnie przez poszczególne państwa, co pozwoli określić im właściwy dla danego kraju reżim energetyczny. Wydajność energetyczna budynków ma być określana na podstawie zastosowanych: Rozwiązań materiałowych, w tym przede wszystkim izolacji, Instalacji grzewczych, klimatyzacyjnych i wentylacyjnych, instalacji oświetleniowych, Usytuowania i orientacji budynku, Warunków klimatu wewnętrznego, Systemów odzysku ciepła, Aktywnych i pasywnych systemów zysków słonecznych, Innych niekonwencjonalnych rozwiązań wykorzystujących odnawialne źródła energii, w tym systemów z pompami ciepła (pod warunkiem zapewnieniu ich rzeczywistej efektywności energetycznej). 57

58 W przypadku nowych obiektów o powierzchni użytkowej powyżej 1000 m 2 Dyrektywa nakazuje sprawdzenie czy możliwe jest: Zastosowanie zdecentralizowanego systemu dostawy energii wykorzystującego OZE, Zasilanie obiektów energią wytwarzaną w systemach skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, Zasilanie obiektów energią grzewczą wytwarzaną w systemach z pompami ciepła, Ogrzewanie lub chłodzenie lokalne lub blokowe. Państwa członkowskie miały obowiązek wprowadzić w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania zapisów zawartych w Dyrektywie najpóźniej do dnia 4 stycznia 2006 r Dyrektywa 2003/96/WE Dyrektywa 2003/96/WE w sprawie restrukturyzacji wspólnotowego systemu opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej. Ma ona na celu wsparcie budowy jednolitego rynku energii oraz stworzenie instrumentów podatkowych, pomocnych w dotrzymaniu przez UE postanowień Protokołu z Kioto (redukcja emisji gazów cieplarnianych). Dyrektywa wprowadza minimalne stawki podatku akcyzowego na paliwa opałowe (olej lekki, olej ciężki, gaz ziemny, węgiel kamienny i koks) i energię elektryczną. Dyrektywa określa minimalne stawki podatku akcyzowego m. in. dla paliw energetycznych (Tabela 3.1). Jednocześnie Artykuł 15 Dyrektywy zezwala krajom członkowskim na wprowadzania częściowych lub całkowitych zwolnień podatkowych na pewne formy energii i ich wykorzystanie, w tym energii produkowanej ze źródeł odnawialnych, tj. energii słonecznej, wiatrowej, fal i pływów morskich, wodnej, biomasy i geotermalnej. Tabela 3.1 Minimalne stawki podatku akcyzowego dla paliw energetycznych i energii elektrycznej wg Dyrektywy 2003/96/WE oraz stawki obowiązujące w Polsce Oleje gazowe (w euro za l) Olej opałowy ciężki (w euro za kg) Gaz płynny (w euro za kg) Gaz ziemny (w euro za gigadżul/wartość kaloryczna brutto) Węgiel i koks (w euro za gigadżul/wartość kaloryczna brutto) Energia elektryczna (w euro za MWh) Zastosowanie gospodarcze Zastosowanie niegospodarcze Polska ( ) (2000 zł) (700 zł) (700 zł) 0,15 0,3 0 0,15 0,3 0 0,5 1,0 4,6 (20 zł) 58

59 3.7. Dyrektywa 2003/87/WE Rok 2006 jest drugim rokiem obowiązywania Dyrektywy 2003/87/WE z 13 października 2003 r., w sprawie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych drugim z trzyletniego okresu objętego pierwszym Krajowym Planem Alokacji Uprawnień do emisji CO 2 (KPRU I). Aktualny stan uprawnień w sektorze elektrociepłowni i ciepłowni pozwala wnioskować, że do roku 2007 nie powinien wystąpić niedobór uprawnień w skali sektora, ale w przypadku pojedynczych instalacji spodziewać się można przypadków zarówno niedoboru jak i nadmiaru. Przygotowany w br. i przedłożony Komisji Europejskie plan na lata (KPRU II) zaspakaja plany produkcyjne przedsiębiorstw. Zobowiązania Polski wynikające z Protokółu z Kioto nie wymagają, bowiem zaniżania przydziałów. Niestety radykalny spadek cen uprawnień oraz widoczna nadalokacja uprawnień w KPRU I (NAP I) w zdecydowanej większości krajów UE spowodowała, że Komisja dąży do drastycznego obniżenia liczby uprawnień. Świadczy o tym pierwsza decyzja odnosząca się do 10 krajów. Decyzji w sprawie Polski spodziewać się można w końcu marca Inne dyrektywy Unii Europejskiej Oprócz dyrektyw wymienionych i szczegółowiej mówionych wyżej wytwórcy energii elektrycznej i ciepła będą ponosili konsekwencje wynikające z kilku innych Dyrektyw: Dyrektywy 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych, Dyrektywy 96/61/WE z 24 września 1996 r., w sprawie zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli (tzw. dyrektywa IPPC), Dyrektywy 2001/81/WE z 23 października 2001 r., w sprawie krajowych limitów emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza (tzw. dyrektywa NEC). Dyrektywa 2006/32/WE nakłada na państwa członkowskie obowiązek poprawy efektywności końcowego użytkowania energii. Zmniejszenie zużycia paliw i energii nie jest możliwe bez zwiększenia efektywności jej wykorzystania przez odbiorców końcowych. Pierwsze efekty wynikające z wprowadzenia w życie dyrektywy będą dopiero po kilku latach. Państwa członkowskie muszą określić działania w skali kraju mające na celu wsparcie 59

60 efektywnego wykorzystania energii przez dystrybutorów i odbiorców końcowych. Jednym z istotnych elementów wspierających działania w tym zakresie mogą być tak zwane białe certyfikaty uwzględniające roszczenia uczestników rynku związane z oszczędzaniem energii. Wdrożenie tej dyrektywy zagwarantuje ponadto rozwój i stabilność usług energetycznych oraz przyczyni się do zmniejszenia zużycia paliw i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych do atmosfery. W art.4 zaproponowano krajowe cele orientacyjne w zakresie oszczędności energii wynoszące 9 % w szóstym roku stosowania Dyrektywy. Do celów sprawozdawczych należy również ustanowić cel na okres 3 letni. Podany w Dyrektywie cel 9 % redukcji zużycia energii jest celem orientacyjnym i nie wiąże Państw Członkowskich z prawnie wymagalnym zobowiązaniem osiągnięcia celu. Dyrektywa 96/61/WE wprowadza tzw. pozwolenia zintegrowane, obejmujące wymagania wszystkich Dyrektyw UE dotyczących ochrony środowiska, a także wprowadza konieczność zastosowania najlepszej dostępnej techniki (BAT), w przypadku budowy bądź modernizacji obiektów. Obowiązek uzyskania pozwolenia zintegrowanego dotyczy zakładów, których funkcjonowanie, ze względu na rodzaj i skalę prowadzonej w niej działalności, może powodować znaczne zanieczyszczenie poszczególnych elementów przyrodniczych albo środowiska jako całości. W ostatnim okresie zostały przyjęte przez Komisję Europejską wytyczne precyzujące pojęcie najlepszej dostępnej techniki. Krajowe instalacje będą miały bardzo poważne trudności w wypełnieniu tych wytycznych. Dyrektywa 2001/81/WE z 23 października 2001 r., w sprawie krajowych limitów emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza (tzw. dyrektywa NEC) określa dla krajów członkowskich UE całkowite limity zanieczyszczeń emitowanych do atmosfery. Nie obejmowała ona dotychczas Polski, ale Traktat o Przystąpieniu przewiduje jej rozszerzenie na kraje, które wstąpiły do Unii w maju 2004 roku.. Odpowiednie limity miały zostać określone do końca 2004 roku. W dotychczasowych krajowych analizach możliwości emisyjnych jako granice przyjmuje się dla dwutlenku siarki pułap tys. Mg wynikający z II Protokółu Siarkowego, a dla tlenków azotu około 880 tys. Mg zgodnie z II Protokółem Azotowym. Aktualnie całkowita krajowa emisja tych zanieczyszczeń jest znacząco niższa od tych wielkości. 60

61 4. Ocena ram prawnych i regulacyjnych dotyczących jednostek kogeneracji W niniejszym rozdziale poddane zostały ocenie aktualnie obowiązujące w Polsce akty prawne dotyczące kogeneracji, to znaczy obowiązująca wersja prawa energetycznego z dnia 10 kwietnia 1997 r. (stan prawny na 27 X 1997 r.) [1] oraz Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 9 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz. U. z 2004 r. Nr 267, poz. 2657) [2]. W obowiązujących aktach prawnych niewiele jest zapisów dotyczących wdrażania kogeneracji w Polsce. Najnowsza nowelizacja prawa energetycznego obejmująca implementację dyrektywy UE dotyczącej wspierania wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w skojarzeniu prawie w całości poświęcona jest kogeneracji. W związku z tym poddano ocenie również dwa projekty: projekt zmiany ustawy Prawo energetyczne z dnia 8 grudnia 2006 r. oraz projekt zmiany rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji, uiszczania opłaty zastępczej oraz sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji z dnia12 września 2006 r. [4]. Projekt zmiany ustawy został uchwalony przez Sejm 8 grudnia 2006 roku i przekazany do rozpatrzenia przez Senat. Niniejszej ocenie poddano ostateczną wersję zmian prawa energetycznego, zawierającą poprawki Senatu z dnia 12 stycznia 2007 r. [3]. Nowelizacja prawa energetycznego planowana była na styczeń 2007 roku, ale termin ten zostanie prawdopodobnie przesunięty na drugą połowę 2007 roku. Projekt zmiany ustawy w zakresie swojej regulacji dokonuje wdrożenia dyrektywy 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 roku w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym oraz zmian w stosunku do dyrektywy 92/42/EWG. W projekcie zmiany ustawy większy nacisk położono na implementację dyrektywy Unii Europejskiej w polskim Prawie Energetycznym a mniejszy na stworzenie skutecznych i efektywnych środków wspierających rozwój kogeneracji w Polsce. Projekt zmiany rozporządzenia Ministra Gospodarki ma być wprowadzony po nowelizacji prawa energetycznego i ma zastąpić Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 9 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii 61

62 elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz. U. z 2004 r. Nr 267, poz. 2657) Zachęty do projektowania jednostek kogeneracji o wielkości odpowiadającej zapotrzebowaniu na ciepło użytkownika. W polskim prawie i rozporządzeniach regulacyjnych brak jest bezpośrednich zachęt do inwestowania i projektowania jednostek kogeneracji o wielkości odpowiadającej zapotrzebowaniu na moc cieplną odpowiadającą lokalnym rynkom energii. Pośrednią zachętą dla potencjalnego inwestora jest postanowienie zawarte w art.9 Prawa Energetycznego (PE) wprowadzające obowiązkowy zakup energii pochodzącej z kogeneracji oraz określające kary za niedotrzymanie tego obowiązku. Artykuł ten nakazuje przedsiębiorstwom energetycznym zajmującym się wytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotem zakup oferowanej energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu w przyłączonych do sieci źródłach energii znajdujących się na terenie Rzeczypospolitej Polskiej. Projekt zmiany ustawy zastępuje obowiązek zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w kogeneracji z wytwarzaniem ciepła obowiązkiem uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji lub uiszczenia opłaty zastępczej. Świadectwa pochodzenia z kogeneracji mają być nabywane na rynku giełdowym po cenie rynku konkurencyjnego lub w transakcjach poza giełdowych. Wysokość ceny nabycia praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia ma się kształtować poniżej wysokości jednostkowej opłaty zastępczej. Jednostkowa opłata zastępcza ma odpowiadać różnicy pomiędzy średnią ceną energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym i średnimi kosztami wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach kogeneracji dla danej grupy jednostek. Potwierdzeniem realizacji obowiązku ma być umorzenie przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (Prezesa URE) odpowiedniej ilości świadectw pochodzenia energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji. Obowiązek ten proponuje się wprowadzić na okres przejściowy, tj. na lata W projekcie zmiany prawa energetycznego w art. 3 w pkt 34 w którym definiuje się pojęcie ciepła użytkowego z kogeneracji jako ciepło...służące zaspokojeniu niezbędnego zapotrzebowania na ciepło lub chłód... - wskazuje się, że gdyby ciepło nie zostało wytworzone w kogeneracji, to musiałoby zostać pozyskane z innych źródeł. 62

63 Projekt zmiany rozporządzenia [4] zawiera sposób obliczania ilości ciepła użytkowego w kogeneracji, oszczędności energii pierwotnej uzyskanej w kogeneracji w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego oraz sposoby wykorzystania ciepła użytkowego w kogeneracji przyjmowanego do obliczeń i podawanego we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji. W art. 4 punkcie 4 projekt rozporządzenia określa ciepło użytkowe jako:... ilości ciepła użytkowego uzyskanego z upustów i wylotów turbin parowych, kotłów odzysknicowych, ciepłowniczych turbin gazowych i silników wewnętrznego spalania... oraz dostarczonego do instalacji lub sieci ciepłowniczej i przeznaczonego do: 1. ogrzewania budynków i przygotowania ciepłej wody użytkowej, 2. przemysłowych procesów technologicznych, 3. obiektów wykorzystujących ciepło do produkcji rolnej i zwierzęcej, w celu zapewnienia odpowiedniej temperatury i wilgotności w tych obiektach, 4. wtórnego wytwarzania chłodu w przypadkach, o których mowa w pkt które w przeciwnym razie byłoby pozyskane, co daje się udowodnić, z innych źródeł... Projekt zmiany rozporządzenia podkreśla, że... Do ciepła użytkowego wytworzonego w kogeneracji nie wlicza się ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji... W związku z koniecznością precyzyjnego określenia ilości ciepła wytworzonego w kogeneracji w art. 7 punkcie 2 projekt rozporządzenia określa sposób pomiaru ilości ciepła użytkowego jako:...pomiar na granicy bilansowej jednostki kogeneracji lub wyodrębnionego zespołu urządzeń wchodzących w skład jednostki kogeneracji... Na podstawie przedstawionych zapisów można stwierdzić, że w żadnym z w/w aktów prawnych nie ma bezpośrednich zachęt do projektowania układów skojarzonych na moc cieplną lokalnego rynku energii, a ciepło użytkowe wytwarzane w kogeneracji jest traktowane jako substytut energii możliwej do uzyskania w innych źródłach co należy udowodnić. W art.56 punkcie 18 PE przy omawianiu kar pieniężnych nakładanych przez prezesa URE określono wysokość kary przy zaniechaniu obowiązku zakupu energii wytwarzanej w kogeneracji jako iloczyn: 63

64 Ks= Cs x (Eo -Ez), gdzie: Ks -minimalną wysokość kary pieniężnej, wyrażoną w złotych, Cs -średnia cenę sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym, wyrażona w złotych za 1 MWh, Eo -ilość oferowanej do zakupu energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, wynikająca z obowiązku zakupu w danym roku w MWh, Ez -ilość zakupionej energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła w danym roku, w MWh... Projekt zmiany ustawy [3] w art. 56 ust.2a pkt 3. określa minimalną wysokość kary pieniężnej, jaką wymierzyć może Prezes URE za niewypełnienie obowiązku przedłożenia do umorzenia świadectwa pochodzenia lub uiszczenia opłaty zastępczej. Minimalna wysokość kary pieniężnej obliczana będzie, w sposób analogiczny jak w przypadku obowiązku dla odnawialnych źródeł energii, jako iloczyn współczynnika 1,3 i różnicy opłaty zastępczej która powinna zostać zapłacona i rzeczywiście zapłaconej opłaty zastępczej: K S = 1,3 x (O ZK O ZZK ), gdzie poszczególne symbole oznaczają: K S - minimalną wysokość kary pieniężnej, wyrażoną w złotych, O ZK opłatę zastępczą, obliczoną zgodnie z art. 9a ust.8a, wyrażoną w złotych, O ZZK uiszczoną opłatę zastępczą, wyrażoną w złotych Ograniczenia barier utrudniających rozwój kogeneracji W aktualnie obowiązującym PE istnieją zapisy o obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w kogeneracji o ustalonym na dany rok udziale procentowym. Energia ta ma pierwszeństwo w przesyle sieciami elektroenergetycznymi. Produkcja energii w skojarzeniu w źródłach o łącznej mocy poniżej 5MW nie wymaga koncesji i za przyłączenie tych źródeł do sieci pobiera się połowę opłaty ustalonej na podstawie rzeczywistych nakładów. W artykule 9c PE (punkt 6 i 7) w ramach obowiązków operatorów systemu wprowadzono pierwszeństwo w świadczeniu usług przesyłania oraz odbioru energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła. 64

65 W artykule 9a ust.10 PE zobowiązuje ministra do określenia parametrów technicznych oraz sposobu obliczania udziału energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła. Do racjonalnego i efektywnego użytkowania paliw i energii odnoszą się także zapisy PE. - Art. 19 zobowiązuje zarządy gmin do uwzględniania w projekcie założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe oraz lokalnych możliwości skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. W art.19 punkcie 3, przy omawianiu zawartości projektu założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, PE określa obowiązek rozpatrzenia możliwości...wykorzystania istniejących nadwyżek i lokalnych zasobów paliw i energii, z uwzględnieniem energii elektrycznej i ciepła wytwarzanych w odnawialnych źródłach energii, energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła oraz zagospodarowania ciepła odpadowego z instalacji przemysłowych... : Projekt zmiany ustawy zawiera zmieniony zapis w art. 19 w ust. 3 pkt 3 jako:..możliwości wykorzystania istniejących nadwyżek i lokalnych zasobów paliw i energii, z uwzględnieniem energii elektrycznej i ciepła wytwarzanych w odnawialnych źródłach energii, energii elektrycznej i ciepła użytkowego wytwarzanego w kogeneracji... oraz wprowadza w art. 20 w ust. 2 pkt 1a dotyczącym zawartości projektu planu zaopatrzenia w ciepło energię elektryczną i paliwa gazowe obowiązek przedstawienia w nim propozycji wykorzystywania odnawialnych źródeł energii i wysokosprawnej kogeneracji. Zmiany te powinny służyć wspieraniu przez gminy rozwoju kogeneracji, przy sporządzaniu dla swojego obszaru założeń i planów zaopatrzenia w paliwa gazowe i energię Uproszczenie i usprawnienie procedur administracyjnych Dla uproszczenia i usprawnienia procedur administracyjnych prawo energetyczne zwalnia źródła rozproszone pracujące w skojarzeniu o mocy poniżej 5MW z obowiązku uzyskiwania koncesji oraz redukuje opłatę przyłączeniową o połowę. Przy obowiązywaniu poprzedniej wersji prawa energetycznego, przedsiębiorstwa wytwarzające energię elektryczną i ciepło w skojarzeniu były zobowiązane do uzyskania dwóch niezależnych koncesji w zakresie wytwarzania. Jednej na wytwarzanie ciepła i drugiej na wytwarzanie energii elektrycznej. 65

66 W art.32.1 PE dotyczącym obowiązku uzyskania koncesji zawarte jest zwolnienie z tego obowiązku dla źródeł kogeneracji o łącznej mocy poniżej 5MW. Projekt zmiany ustawy zawiera zapis w art. 32 w ust. 1 pkt z którego wynika, że zgodnie z nowelizacją PE wszystkie jednostki pracujące w kogeneracji niezależnie od mocy zainstalowanej będą miały obowiązek posiadania koncesji. Warunek ten stwarzać będzie utrudnienie (zwłaszcza dla mikrogenracji i kogeneracji na małą skalę) związane z koniecznością występowania do Prezesa URE o udzielenie koncesji oraz konieczność ponoszenia opłat za udzieloną koncesję i został prawdopodobnie wprowadzony w celu inwentaryzacji wszystkich podmiotów kogeneracyjnych w Polsce. Art. 7 projektu zmiany ustawy łagodzi ten przepis dla podmiotów które dotychczas wytwarzały energię elektryczną w kogeneracji bez konieczności uzyskania koncesji i podaje, że... mogą tę działalność wykonywać na dotychczasowych zasadach do czasu ostatecznego rozstrzygnięcia sprawy przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, pod warunkiem złożenia wniosku o udzielenie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w kogeneracji, w terminie 3 miesięcy od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy... W artykule podpunkt 3 dotyczącym ustalania opłat za przyłączenie do sieci obowiązujące PE zawiera zachętę dla nowych i projektowanych układów kogeneracji o mocy nie wyższej niż 5 MW polegającą na redukcji opłaty przyłączeniowej o połowę. Projekt zmiany ustawy zawiera sformułowanie (w artykule podpunkt 3) ograniczające przywilej uiszczania połowy opłaty przyłączeniowej dla... jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW.... Nowa wersja PE pozbawia dotychczasowe źródła pracujące w kogeneracji o mocy poniżej 5 MW z przywileju uiszczania połowy opłaty przyłączeniowej, ograniczając ten przywilej do jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW. Art. 5 projektu ustawy przedłuża możliwość uzyskania połowy opłaty przyłączeniowej dla jednostek kogeneracji o mocy nie wyższej niż 5 MW do 31 grudnia 2011 roku Zapewnienia obiektywnych przejrzystych i nie dyskryminujących zasad uwzględniających właściwości technologii kogeneracji W art.23.1 w podpunkcie 18 przy omawianiu zakresu działania prezesa URE PE w celu zapewnienia stabilności i przejrzystości zasad rachunku ekonomicznego dla 66

67 przedsiębiorstw wytwarzających energię elektryczna w skojarzeniu określa jako jeden z obowiązków prezesa URE:... obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku: a) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, b)średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym -w poprzednim roku kalendarzowym;... Projekt ustawy ujednolica i wprowadza szereg definicji dotyczących kogeneracji (art.3 punkt 33-38), których nie ma w obowiązującym PE, przy czym jako kryterium kogeneracji zostały wyznaczone średnioroczne sprawności równe co najmniej 75% i 80% zgodnie z punktem 36: 36) energia elektryczna z kogeneracji - energię elektryczną wytwarzaną w kogeneracji i obliczoną jako: a) całkowitą roczną produkcję energii elektrycznej w jednostce kogeneracji w roku kalendarzowym, wytworzoną ze średnioroczną sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji, co najmniej równą: - 75% dla jednostki kogeneracji z urządzeniami typu: turbina parowa przeciwprężna, turbina gazowa z odzyskiem ciepła, silnik spalinowy, mikroturbina, silnik Stirlinga, ogniwo paliwowe, lub - 80% dla jednostki kogeneracji z urządzeniami typu: układ gazowo parowy z odzyskiem ciepła, turbina parowa upustowo - kondensacyjna, lub b) iloczyn współczynnika i rocznej ilości ciepła użytkowego w kogeneracji wytworzonego ze średnioroczną sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji niższą niż sprawność graniczna, o której mowa w lit. a; współczynnik ten jest obliczany na podstawie pomiarów parametrów technologicznych jednostki kogeneracji, dla danego przedziału czasowego, i określa stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji; 67

68 W punkcie 37 zdefiniowana została referencyjna wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego jako odpowiednio sprawność rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej albo ciepła stosowana do obliczenia oszczędności energii pierwotnej uzyskanej w wyniku zastosowania kogeneracji zamiast rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. W punkcie 38 zdefiniowano pojęcie wysokosprawnej kogeneracji zapewniające oszczędność energii pierwotnej zużywanej w: a) jednostce kogeneracji w wysokości nie mniejszej niż 10% w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego, b) lub jednostce kogeneracji o mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1MW, w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego; Nie zawsze cała energia elektryczna wytworzona w kogeneracji będzie równa energii wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, która ma zostać objęta wsparciem. Celem projektu ustawy jest ustalenie jednolitej metody obliczania ilości energii elektrycznej uzyskanej z wytwarzania w kogeneracji. Projekt ustawy stawia pierwszeństwo energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji. Kryterium uznania wytwarzania energii elektrycznej w kogeneracji jako wytwarzania w wysokosprawnej kogeneracji jest uzyskanie oszczędności energii pierwotnej powyżej 10% w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego lub - dla źródeł o mocy osiągalnej elektrycznej poniżej 1 MW- uzyskanie oszczędności energii pierwotnej. Przedsiębiorstwo występujące z wnioskiem o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji powinno uzyskać w jednostce kogeneracji co najmniej 10 % oszczędność energii pierwotnej w porównaniu do odpowiednich jednostek wytwarzających tylko ciepło użytkowe i tylko energię elektryczną. Obliczanie oszczędności energii pierwotnej zawartej w paliwie uzależnione jest od referencyjnych wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego, rozumianej jako sprawność rozdzielonego wytwarzania ciepła albo energii elektrycznej, stosowaną do wyliczenia oszczędności energii pierwotnej w wyniku zastosowania kogeneracji zamiast rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. 68

69 Sposób określania referencyjnych wartości sprawności zawiera projekt zmiany rozporządzenia Ministra Gospodarki [4] Projekt ustawy zakłada powstanie rynku świadectw pochodzenia, który w przyszłości być może zostanie zastąpiony rynkiem certyfikatów energii. Zakładane funkcjonowanie tego rynku przedstawiono poniżej. Co jednak będzie jeśli rynek ten nie będzie działał prawidłowo? Świadectwa pochodzenia z kogeneracji (Art. 9m.) mają obejmować prawa majątkowe, które mają być zbywalne i mają stanowić towar giełdowy analogicznie jak świadectwa pochodzenia z odnawialnych źródeł energii. Przepisy art. 9e mają być stosowane odpowiednio do świadectw pochodzenia z kogeneracji. Warunkiem ważności każdej transakcji ma być zarejestrowanie jej w rejestrze świadectw pochodzenia prowadzonym przez giełdę towarową. Ważność świadectw pochodzenia dla celów realizacji obowiązku ich pozyskania i umorzenia ma być bezterminowa. Powinno to pozwolić na uzyskanie przez podmioty zobowiązane świadectw pochodzenia w ilości ustalonego obowiązku. Równocześnie wprowadzenie opłaty zastępczej ma kompensować wystąpienie niedoboru świadectw pochodzenia w niektórych latach, jak również działania spekulacyjne dla uzyskania wyższych cen świadectw pochodzenia z kogeneracji. Prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia z kogeneracji mają powstawać z chwilą zapisania świadectw pochodzenia po raz pierwszy na koncie ewidencyjnym w rejestrze. Zgodnie z postanowieniami art. 9m ustawy przeniesienie praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia może być dokonywane w stosunku do całości bądź części praw majątkowych wynikających z tych świadectw, przy czym minimalna wartość praw majątkowych odpowiadać powinna 1 kwh energii elektrycznej. Projekt ustawy (art. 9n ust. 1) nakłada na ministra właściwego do spraw gospodarki obowiązek opracowywania, co cztery lata, raportu oceniającego postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji. Raport ten ma zawierać ocenę możliwości stosowania wysokosprawnej kogeneracji oraz barier utrudniających wykorzystanie krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji oraz informację o zastosowanych środkach mających na celu zapewnienie niezawodności systemu wydawania świadectw pochodzenia z kogeneracji. 69

70 W związku z wprowadzeniem świadectw pochodzenia z kogeneracji oraz potwierdzania wykonania obowiązku poprzez umarzanie świadectw i ustalania jednostkowej opłaty zastępczej, w art.23 ust.2 ustawy, wprowadza się nowe kompetencje dla Prezesa URE. Ponadto w związku z uchyleniem obowiązku zakupu energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu i zmianą sposobu ustalania kar pieniężnych, zmienia się obecny przepis art. 23 ust.2 pkt 18 lit. a, w sprawie obliczania i ogłaszania średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, który ma wejść w życie z dniem 1 stycznia 2008 r. Proponuje się nowy przepis art. 23 ust.2 pkt 18 lit. a, wprowadzający obowiązek ustalania i publikowania średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji, które będą uwzględniane przy ustalaniu jednostkowych opłat zastępczych. Zgodnie z art. 13 projektu nowelizacji PE przepisy (art. 9a ust. 8 8d, art. 9m, art. 23 ust. 2 pkt 21 oraz art. 56 ust. 1 pkt 1a i ust. 2a pkt 3) w zakresie obowiązku uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji lub uiszczenia opłaty zastępczej, mają być stosowane do dnia 31 marca 2013 r. W art. 9a ust. 5 projekt nowelizacji PE kieruje opłaty zastępcze do Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej i mają być one wpłacane na wyodrębnione rachunki tego funduszu do dnia 31 marca każdego roku za poprzedni rok kalendarzowy. Wspieraniu kogeneracji mają służyć zapisane w art. 2 projektu PE [2] proponowane zmiany w ustawie z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska (Dz. U. Nr 62, poz. 627, z późn. zm.) w której w art. 401 ust. 9 i 10 wpływy z opłat zastępczych i z kar pieniężnych mają być kierowane do Narodowego Funduszu i przeznaczone wyłącznie na wspieranie odnawialnych źródeł energii lub wysokosprawnej kogeneracji Koordynacji działań administracji Głównym koordynatorem działań administracji w zakresie realizacji krajowej polityki energetycznej jest Minister Gospodarki. Do jego obowiązków należy również promocja kogeneracji w Polsce. Minister koordynuje działania administracji poprzez Urząd Regulacji Energetycznej. W istniejącym artykule 9f PE zawarty jest obowiązek dla Ministra Gospodarki przedstawiania co pięć lat Radzie Ministrów raportu określającego rozwój energetyki 70

71 odnawialnej w Polsce, co 2 lata raportu zawierającego analizę realizacji celów ilościowych i jakościowych w tym zakresie oraz publikowania tych raportów w Monitorze Polskim. W projekcie nowelizacji prawa energetycznego (art. 9n.) znajduje się podobny zapis dotyczący rozwoju kogeneracji w Polsce: 1. Minister właściwy do spraw gospodarki, co cztery lata, sporządza raport oceniający postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej i przedkłada Komisji Europejskiej w terminie przez nią wyznaczonym. 2. Minister właściwy do spraw gospodarki ogłasza, w drodze obwieszczenia, w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej Monitor Polski, raport, którym mowa w ust. 1, w terminie do dnia 21 lutego danego roku, w którym występuje obowiązek sporządzenia raportu. 3. Minister właściwy do spraw gospodarki informuje Komisję Europejską o podjętych działaniach ułatwiających przedsiębiorstwom energetycznym zajmującym się wytwarzaniem energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji w jednostkach kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW dostęp do systemu elektroenergetycznego... Wydaje się, że zapis ten powinien również nakładać obowiązek przedkładania raportu dotyczącego rozwoju kogeneracji w Polsce Radzie Ministrów, a nie tylko Komisji Europejskiej. Zgodnie z art. 9 projektu PE ogłoszenie pierwszego raportu ma nastąpić w terminie 3 miesięcy od wejścia w życie nowelizacji ustawy i ma on zawierać ocenę możliwości stosowania wysokosprawnej kogeneracji, barier utrudniających wykorzystanie krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji oraz informację o zastosowanych środkach mających na celu zapewnienie niezawodności systemu wydawania świadectw pochodzenia Pewności wydawania świadectw pochodzenia kogeneracji Zgodnie z art punkt 21 obowiązującego PE wydawanie oraz umarzanie świadectw pochodzenia energii należy do obowiązku prezesa URE. Zgodnie z postanowieniami PE wydawanie oraz umarzanie świadectw pochodzenia dotyczy tylko energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych, natomiast nie dotyczy energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu. Stanowi to istotną barierę hamującą rozwój kogeneracji w Polsce. 71

72 Kwestii tej dotyczy Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 9 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz. U. z 2004 r. Nr 267, poz. 2657). Przy czym zgodnie z Obowiązek, o którym mowa w art. 9a ust. 2 ustawy, uznaje się za spełniony, jeżeli udział ilościowy zakupionej energii elektrycznej ze skojarzonych źródeł energii... wynosi nie mniej niż: 1. 13,7 % w 2005 r.; 2. 15,0 % w 2006 r.; 3. 15,2 % w 2007 r.; 4. 15,6 % w 2008 r.; 5. 15,8 % w 2009 r.; 6. 16,0 % w 2010 r. W projekcie rozporządzenia Ministra Gospodarki [4]...obowiązek uzyskania i przedstawienia Prezesowi URE do umorzenia praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia z kogeneracji lub uiszczenia opłaty zastępczej... uznaje się za spełniony, jeżeli... udział ilościowy sumy energii elektrycznej,... wynosi nie mniej niż: 1) dla jednostek kogeneracji (opalanej paliwami gazowymi, lub o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła poniżej 1 MW): a) [ 2,5 ] % w 2007 r., b) [ 2,6 ] % w 2008 r., c) [ 2,8 ] % w 2009 r., d) [ 3,0 ] % w 2010 r., e) [3,5] % w 2011 r. 2) dla (pozostałych) jednostek kogeneracji: a) [16,5 ] % w 2007 r., b) [17,0 ] % w 2008 r., c) [17,5 ] % w 2009 r., d) [19,0 ] % w 2010 r., e) [19,5] % w 2011 r. W projekcie rozporządzenia określono odrębne wymagania odnośnie wzrostu udziału produkcji elektrycznej dla kogeneracji na małą skalę oraz dla pozostałych jednostek kogeneracji. Obowiązek posiadania i umarzania świadectw pochodzenia oddzielnie dla źródeł gazowych oraz o mocy poniżej 1 MW i powyżej 1 MW powinien wpłynąć na rozwój mikrogeneracji, kogeneracji na małą skalę oraz jednostek kogeneracji rozproszonej zasilanej gazem. 72

73 W projekcie zmiany ustawy przepisy art. 9l wprowadzają instytucję świadectwa pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji. Świadectwa pochodzenia z kogeneracji mają umożliwić wytwórcom energii elektrycznej wykazanie, iż wytwarzana i sprzedawana przez nich energia elektryczna pochodzi z wysokosprawnej kogeneracji. Jednocześnie świadectwo pochodzenia ma stanowić środek do realizacji obowiązku uzyskania i umorzenia określonej ilości świadectw pochodzenia z kogeneracji. Świadectwa pochodzenia z kogeneracji, podobnie jak świadectwa pochodzenia energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii, mają być wydawane przez Prezesa URE na wniosek wytwórcy energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji. Wniosek o wydanie świadectwa pochodzenia wytwórca ma składać za jeden lub kilka miesięcy jednego roku kalendarzowego, albo za cały rok kalendarzowy, w terminie 14 dni od dnia zakończenia wytworzenia energii elektrycznej wykazanej we wniosku, na podstawie planowanej lub wykonanej średniorocznej sprawności wytwarzania w danym roku. W terminie do dnia 15 lutego następnego roku przedsiębiorstwo energetyczne ma obowiązek przedłożyć Prezesowi URE sprawozdanie za poprzedni rok zawierające dane roczne za poprzedni rok kalendarzowy podawane we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia na podstawie faktycznie uzyskanej wielkości średniorocznej sprawności. Do sprawozdania ma być dołączone potwierdzenie danych zawartych w sprawozdaniu przez akredytowaną jednostkę oraz wniosek o umorzenie lub wydanie świadectw pochodzenia w ilości odpowiadającej różnicy pomiędzy wydanymi świadectwami i sprawozdaniem rocznym. Polskie Centrum Akredytacji ma prowadzić listę akredytowanych jednostek, które zatrudniają osoby o odpowiednich kwalifikacjach technicznych z zakresu kogeneracji oraz zapewniają niezależność w przedstawianiu wyników badań, obejmujących stwierdzenie zasadności oraz prawidłowości wniosków o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji. Polskie Centrum Akredytacji ma przekazywać listę tych jednostek Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki na jego wniosek oraz informować go o zmianach. Służyć to ma niezawodności działania systemu świadectw pochodzenia. Prezes URE wydawał będzie świadectwa pochodzenia w formie zaświadczenia, na podstawie przepisów K.p.a., analogicznie do świadectw pochodzenia energii z odnawialnych źródeł energii. 73

74 W celu zapewnienia, że świadectwa pochodzenia są rzetelne wprowadza się badanie wniosków przedsiębiorstw energetycznych przez niezależne od przedsiębiorstw akredytowane laboratoria, znajdujące się w wykazie prowadzonym przez Polskie Centrum Akredytacji. W przypadku podania we wniosku danych niezgodnych ze stanem faktycznym Prezes URE będzie mógł nałożyć na przedsiębiorstwo energetyczne karę pieniężną, na podstawie art. 56 ust. 1 pkt 1a ustawy Prawo energetyczne. Niezbędne jest określanie (we wniosku o wydanie świadectw pochodzenia, a następnie na świadectwie pochodzenia) ilości ciepła użytkowego i ilości paliwa zużytego do wytworzenia energii elektrycznej w kogeneracji ze względu na konieczność ograniczenia ewentualnych możliwości manipulacji ilościami ciepła i energii elektrycznej, które mają być wytworzone jednocześnie. W sytuacji, gdy przedsiębiorstwo chce skorzystać z przywileju wspomagania kogeneracji musi dostosować układy pomiarowe umożliwiające pomiar danych podawanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia.. Ponadto w art. 9l ust. 2 pkt 4 oraz ust. 4 pkt 4, ze względu na różnorodność możliwych sposobów wykorzystania ciepła wytworzonego w wysokosprawnym skojarzeniu proponuje się określenie sposobu wykorzystania ciepła użytkowego, które może być zużyte np. na potrzeby ciepłej wody użytkowej, centralnego ogrzewania, pary na potrzeby procesów technologicznych i chłodu. W związku z wymaganiami dotyczącymi precyzyjnego opomiarowania źródeł kogeneracyjnych, koniecznym stało się wprowadzenie przepisów dotyczących potwierdzania przez operatora systemu elektroenergetycznego danych dotyczących ilości wytworzonej energii elektrycznej podawanej we wniosku. Działanie takie ma na celu zapewnienie większej szczelności systemu i wiarygodności składanych wniosków. powinno zostać wyraźnie wskazane (w rozporządzeniu), że pomiar jest dokonywany na zaciskach generatora co zostało zapisane w projekcie rozporządzenia. W odniesieniu do świadectw pochodzenia z kogeneracji wydanych dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, objętych kontraktami długoterminowymi (projektowany art. 9l ust. 12 i 13 ustawy Prawo energetyczne) Prezes URE będzie te świadectwa automatycznie umarzał po ich wydaniu, i do tych świadectw nie będą stosowane przepisy art. 9m w zakresie praw majątkowych wynikających z tych świadectw pochodzenia. 74

75 W celu uzyskania pewności świadectw pochodzenia projekt nowelizacji PE wprowadza szereg kolejnych barier biurokratycznych polegających na konieczności potwierdzania sprawozdań rocznych dla prezesa URE w Polskim Centrum Akredytacji. Wnioski o wydanie świadectw pochodzenia mają być badane przez akredytowane laboratoria. Ponadto przedsiębiorstwa muszą dostosować urządzenia pomiarowe umożliwiające pomiar danych niezbędnych do przedstawienia we wnioskach. Dodatkowo operator systemu elektroenergetycznego musi potwierdzać dane dotyczące ilości energii elektrycznej. Ustawodawca zdaje sobie sprawę, że żaden system kontroli nie jest wystarczający i przewiduje stosowanie kar pieniężnych za podawanie danych niezgodnych ze stanem faktycznym. Nie wiadomo jakie będą dodatkowe koszty tych operacji i kto za nie zapłaci, jak również nie jest określona procedura odwołań w przypadku możliwości powstania pomyłek przy wypełnianiu wniosków. W jakim celu prezes URE ma wydawać i umarzać świadectwa pochodzenia dla jednostek objętych kontraktami długoterminowymi? 4.7. Podsumowanie obejmujące akty prawne aktualnie obowiązujące w Polsce W aktualnie obowiązujących aktach prawnych znajdują się zapisy o obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu. Zostały również wyznaczone minimalne, roczne ilości procentowe udziału energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu do obowiązkowego zakupu do roku W PE znajdują się zapisy o wielkościach kar pieniężnych nakładanych na przedsiębiorstwa za niedopełnienie obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu. Istnieją ułatwienia zwalniające źródła o mocy do 5MW pracujące w skojarzeniu z obowiązku posiadania koncesji oraz zredukowana jest o połowę opłata dla nowo podłączanych źródeł pracujących w skojarzeniu. Na Prezesa URE PE nakłada obowiązek corocznego ustalania i publikowania ceny energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu. Niestety istniejące w PE zapisy dotyczące obowiązku zakupu energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu oraz szczegółowe rozporządzenia dotyczące kogeneracji są w chwili obecnej niewystarczające dla rozwoju gospodarki skojarzonej w Polsce. 75

76 Tworzony system wsparcia jest niewystarczający do budowy nowych źródeł kogeneracyjnych, czy też przebudowy istniejących ciepłowni na elektrociepłownie. Obowiązkowo kupowana energia elektryczna produkowana w skojarzeniu podlegała taryfowaniu i jej ceny były zatwierdzane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Ponieważ sprzedające je elektrociepłownie zatwierdzane mają także taryfy na ciepło, w praktyce oznacza to pełną kontrolę poziomu zysku, co uniemożliwia akumulacje środków, które mogłyby być wykorzystane na inwestycje w kogenerację. W Polsce istnieje duży potencjał dla rozwoju skojarzonego wytwarzania związany z powszechnym występowaniem scentralizowanych systemów ciepłowniczych. Niestety aktualnie w przypadku mniejszych miast w systemach tych ciepło produkowane jest bez skojarzenia, a przedsiębiorstwa ciepłownicze znajdują się w kiepskiej sytuacji finansowej i nie mają praktycznie zdolności kredytowych. W większości przypadków są to przedsiębiorstwa, których właścicielem są gminy. Należy zatem znaleźć mechanizmy pozyskiwania przez nie środków finansowych koniecznych do finansowania budowy układów skojarzonych, np. poprzez partnerstwo publiczno-prywatne. Szczególnie predysponowane do inwestowania w tym obszarze wydają się być elektrociepłownie zawodowe, dysponujące wystarczającym potencjałem finansowym oraz wykwalifikowana kadrą. Z obowiązkiem zakupu energii elektrycznej w skojarzeniu związany jest obowiązek planowania i zgłaszania wysokości produkcji operatorowi systemu z dwudobowym wyprzedzeniem. Ponieważ wielkość ta jest ściśle zależna od zapotrzebowania na ciepło, czyli przy wykorzystaniu ciepła dla celów ogrzewnictwa, prawdopodobieństwo jej prawidłowego zaplanowania jest funkcją prawdopodobieństwa prognozy pogody. Konsekwencją niedotrzymania planowanej produkcji jest obowiązek pokrycia kosztów zakupu nie wyprodukowanej energii, po cenach znacznie wyższych niż cena własna. Mechanizm ten w znacznej mierze niweluje uprzywilejowana pozycje energii wyprodukowanej w skojarzeniu, jaki dał jej obowiązek zakupu. W dokumencie pt.: Polityka energetyczna Polski do 2025 roku jednoznacznie wskazano na preferencje rozwoju produkcji skojarzonej, jako na technologię preferowaną, podobnie jak wytwarzaną z odnawialnych źródeł energii. Do promowania skojarzonego wytwarzania powinno się stosować podobne mechanizmy wsparcia jak w przypadku energii wytworzonej ze źródeł odnawialnych. Należy rozważyć, czy nie byłoby celowe, aby doprowadzić do utworzenia jednolitego rynku energii lub certyfikatów dla obu uprzywilejowanych sposobów produkcji energii elektrycznej. 76

77 Wysokoskojarzona energia elektryczna, w wymiarze określonym przez współczynnik oszczędności paliwa pierwotnego, charakteryzuje się bowiem, podobnie jak energia odnawialna, brakiem oddziaływania na środowisko naturalne. Pozwala to określić relacje wartości między certyfikatem dla energii odnawialnej ( zielonym ) i skojarzonej ( czerwonym ) lub równoważna ilością energii. Niestety w prawie energetycznym zapisy dotyczące świadectw pochodzenia są zarezerwowane tylko dla energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych Równolegle do procesów modernizacyjnych dotyczących systemów ciepłowniczych powinien następować rozwój kogeneracji rozproszonej zasilanej gazem przewodowym, obejmującej szpitale, szkoły i inne zespoły budynków użyteczności publicznej leżących poza zasięgiem ciepła sieciowego Podsumowanie obejmujące projekt zmiany ustawy Prawo energetyczne oraz projekt zmiany rozporządzenia Ministra Gospodarki Głównym celem nowelizacji PE jest dostosowanie prawa do dyrektywy UE dotyczącej kogeneracji w Polsce. Generalnie zmiany prawa mają stworzyć korzystne warunki dla rozwoju kogeneracji w Polsce. Znajduje się tutaj szereg zapisów porządkujących sprawy kogeneracji. W art. 3 ustawodawca wprowadził szereg definicji podstawowych pojęć dotyczących kogeneracji, ciepła użytkowego w kogeneracji, wielkości sprawności granicznych oraz wprowadził pojęcie wysokosprawnej kogeneracji. Projekt zmiany ustawy wprowadza system wydawania i umarzania świadectw pochodzenia, praw majątkowych, rejestru świadectw oraz opłat zastępczych na wzór podobnego systemu funkcjonującego dla źródeł odnawialnych w Polsce, przy czym świadectwa te mają być wydawane jedynie dla wysokosprawnej kogeneracji. System ten zmierza do stworzenia rynku sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji, przychodów ze sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia z kogeneracji oraz opłat zastępczych i ma funkcjonować do 31 marca 2013 r. Dla zapewnienia rzetelności i pewności świadectw pochodzenia wysokosprawnej kogeneracji projekt ustawy nakłada na przedsiębiorstwa obowiązek stosowania urządzeń pomiarowych umożliwiających pomiar danych niezbędnych do przedstawienia we wnioskach. Projekt ustawy przewiduje stworzenie systemu potwierdzania danych w Polskim Centrum Akredytacji i przez operatorów systemu elektroenergetycznego, wykonywania badań 77

78 przez akredytowane laboratoria lub akredytowane jednostki oraz stosowanie kar pieniężnych za podawanie danych niezgodnych ze stanem faktycznym. Jednocześnie projekt ustawy nakłada na wszystkie jednostki pracujące w kogeneracji niezależnie od mocy zainstalowanej obowiązek posiadania koncesji oraz pozbawia dotychczasowe źródła pracujące w kogeneracji o mocy poniżej 5MW z przywileju uiszczania połowy opłaty przyłączeniowej, ograniczając ten przywilej do jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW i zachowując połowę opłaty dla odnawialnych źródeł energii o mocy elektrycznej nie wyższej niż 5 MW. Projekt zmiany ustawy kieruje wpływy z opłat zastępczych oraz kar pieniężnych na konto Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska, które mają być przeznaczone wyłącznie na wspieranie odnawialnych źródeł energii lub wysokosprawnej kogeneracji. Projekt zmiany ustawy nakłada obowiązek na ministra gospodarki wydania rozporządzenia zawierającego szczegółowe wytyczne dotyczące świadectw pochodzenia. Projekt rozporządzenia został opracowany. Istniejący projekt rozporządzenia ma zastąpić Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 9 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz. U. z 2004 r. Nr 267, poz. 2657) 4.9. Wnioski Wprowadzenie na szeroką skalę gospodarki skojarzonej może ograniczyć emisje o około 25-30%. W prawie polskim istnieją preferencje dla rozwoju kogeneracji, ale są one niewystarczające w chwili obecnej. Jeżeli chcemy ograniczyć emisje, podnieść sprawność energetyczną wytwarzania energii elektrycznej i ciepła to należy rozwijać kogenerację w sposób kompleksowy. W celu efektywnego wsparcia kogeneracji w Polsce należy zmienić zapisy legislacyjne w prawie energetycznym i rozporządzeniach oraz stworzyć sprawny system promujący gospodarkę skojarzoną. Istotną zmianą w kierunku przyspieszenia rozwoju kogeneracji w Polsce ma być nowelizacja Prawa Energetycznego. Projekt zmiany ustawy dokonuje wdrożenia Dyrektywy 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 roku w sprawie wspierania kogeneracji. 78

79 Nowelizacja ta prawie w całości dotyczy rozwoju kogeneracji w Polsce i wypełnia dotychczasową lukę prawną. Jednocześnie trzeba sobie zdawać sprawę, że jest to dopiero pierwszy krok w kierunku rozwoju kogeneracji i powinny za nim nastąpić następne. Rozwój kogeneracji po wprowadzeniu nowelizacji prawa energetycznego i przepisów wykonawczych powinien być ciągle monitorowany, tak aby istniejące przepisy nie hamowały rozwoju kogeneracji w Polsce. Wydaje się, że w projekcie zmiany ustawy główny nacisk położono na wprowadzenie dyrektyw Unii Europejskiej w polskim Prawie Energetycznym, a mniejszy na stworzenie skutecznych i efektywnych środków wspierających rozwój kogeneracji w Polsce. Działania wspierające rozwój kogeneracji w Polsce powinny objąć następujące zagadnienia: 1. Traktowanie energii produkowanej w skojarzeniu na równi z energią produkowaną w źródłach odnawialnych. 2. Opracowanie procedur wydawania świadectw pochodzenia energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu. 3. Podniesienie obligatoryjnego udziału energii produkowanej w skojarzeniu w stosunku do ustalonego w istniejącym w rozporządzeniu. 4. Wprowadzenie preferencji taryfowych dla energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu, lub ograniczenie opłat środowiskowych. 5. Stworzenie systemu wspierania budowy i rozwoju sieci ciepłowniczych zasilanych ze źródeł kogeneracji. 6. W przypadku przyłączania nowych odbiorców zasilanych z kogeneracji z dużych odległości (przy dociążaniu sieci) zatwierdzanie dla nich wyższych taryf uwzględniających koszty przesyłu ciepła. 7. Ustalenie stabilnej i opłacalnej ceny energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu, pozwalającej na generowanie zysku, który byłby wykorzystywany do modernizacji systemów i tworzenia nowych źródeł kogeneracji. 8. Wprowadzenie preferowanych i gwarantowanych przez długi okres czasu cen energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu. 9. Wydłużenie okresu obowiązywania nowych rozwiązań legislacyjnych ( obecnie do 2011 r. ) 10. Stworzenie systemu niskooprocentowanych kredytów i dotacji wspierających kogenerację w Polsce na przykład poprzez wydzielenie 79

80 funduszy przeznaczonych na rozwój kogeneracji w istniejącym systemie wspierania inwestycji z funduszy ochrony środowiska. 11. Stworzenie systemu akumulacji środków na rozwój kogeneracji na przykład jako podatek od produkcji energii elektrycznej w elektrowniach. 12. Zmiana zasad usuwania ograniczeń sieciowych oraz związanych z tym kosztów wynikających ze zdeformowanego krajowego rynku energii. 13. Zmniejszenie opłat przesyłowych na rzecz wzrostu cen energii na rynku hurtowym (przy utrzymaniu cen energii elektrycznej dla odbiorcy końcowego) uzdrowienie rynku hurtowego. 14. Opracowanie programu rozwoju rozproszonych źródeł średniej i małej mocy, produkujących energię elektryczną i ciepło w skojarzeniu, 15. Opracowanie strategii promocji gospodarki skojarzonej w polskim prawie i rozporządzeniach wykonawczych Literatura [1] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz U z 2006 r. Nr 89, poz.625, Nr 104 poz.708 i Nr. 158, poz (stan prawny na dzień 27 X 1997 r.). [2] Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 9 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz. U. z 2004 r. Nr 267, poz. 2657). [3] Ustawa z dnia 12 stycznia 2007 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne, ustawy Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o systemie oceny zgodności. [4] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia... r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji, uiszczania opłaty zastępczej oraz sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji. (Projekt z dnia12 września 2006 r.). 80

81 5. Aktualna sytuacja w zakresie produkcji wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w Polsce 5.1. Struktura paliwowa, produkcja energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu Na zasoby energii pierwotnej składają się głównie paliwa oraz energia odnawialna. Główni użytkownicy energii pierwotnej to transport, przemysł, usługi i gospodarstwa domowe. Węgiel kamienny i węgiel brunatny stanowią znaczący udział w zasobach krajowych energii pierwotnej, a w następnej kolejności pewien niewielki udział stanowią gaz ziemny i ropa naftowa (rys. 5.1). Pozyskanie energii pierwotnej w roku ,55% węgiel kamienny węgiel brunatny ropa naftowa 6,19% 4,95% 1,08% 16,23% gaz ziemny inne Rys. 5.1 Pozyskanie energii pierwotnej w Polsce w roku 2005 (wg ARE) Obserwowany od roku 1994 spadek produkcji i zużycie energii pierwotnej, a w okresie ostatnich 5 lat stabilizacja na poziomie 3900 P, jest głównie spowodowany działaniami zwiększającymi efektywność energetyczną pomimo dość wysokiego tempa przyrostu PKB. Zużycie energii pierwotnej w roku ,51% 5,25% 13,03% 13,55% 19,66% węgiel kamienny węgiel brunatny ropa naftowa gaz ziemny inne Rys. 5.2 Zużycie energii pierwotnej w roku 2005 (wg ARE) 81

82 W roku 2005 całkowite zużycie energii pierwotnej wyniosło 3931,6 PJ. Strukturę udziału poszczególnych paliw przedstawiono na rysunku 5.2. Główne różnice w strukturze zużycia energii pierwotnej pomiędzy Polską a innymi krajami Unii Europejskiej spowodowane są: Ponad 4 - krotnie większym udziałem węgla w PL (62 %) w UE (15 %), prawie 2 krotnie mniejszym zużycie gazu ziemnego i paliw ciekłych PL (35%) UE (63 %), Brakiem energetyki jądrowej w Polsce, w UE 16 % w strukturze energii pierwotnej. Na rysunku 5.3 przedstawiono udział poszczególnych działów gospodarki w strukturze zużycie energii finalnej. Gospodarstwa domowe i przemysł zużywają po około 1/3 całej energii finalnej. % Zużycie energii finalnej w różnych działach gospodarki Przemysł Transport Rolnictwo Usługi Gospodarstwa domowe Rys. 5.3 Zużycie energii finalnej w roku 2005 w podziale na sektory gospodarki (wg ARE) W okresie ostatnich 25 lat produkcja ciepła na potrzeby systemów ciepłowniczych zmniejszyła się o 30 % z poziomu 500 PJ do 350 PJ. Spowodowane to było głównie procesami termomodernizacyjnymi w budynkach mieszkalnych i ograniczeniem strat ciepła z rurociągów ciepłowniczych. Na rysunku 5.4 przedstawiono zmiany produkcji ciepła w tym okresie z podziałem na producentów z energetyki zawodowej i przemysłowej. Na rysunku 5.5 przedstawiono dodatkowo wielkość produkcji ciepła w skojarzeniu w źródłach energetyki zawodowej i w źródłach przemysłowych. Luka w produkcji ciepła w skojarzeniu w latach spowodowana jest brakiem krajowych danych statystycznych produkcji ciepła w skojarzeniu w źródłach przemysłowych. Można przypuszczać, że w tym okresie produkcja ciepła w skojarzeniu była zbliżona do 300 PJ. 82

83 Produkcja ciepła sieciowego razem energetyka zawodowa energetyka przemysłowa 400 PJ lata Rys. 5.4 Produkcja ciepła dostarczanego do systemów ciepłowniczych w latach (wg ARE) 600 Produkcja ciepła sieciowego PJ Produkcja ciepła w tym w skojarzeniu lata Rys. 5.5 Produkcja ciepła sieciowego w tym w skojarzeniu w latach (wg ARE) Na rysunku 5.6 przedstawiono historyczne dane dotyczące produkcji energii elektrycznej w Polsce. Jak wynika z wykresu dynamika produkcji energii elektrycznej od roku 2002 wskazuje na wzrost ożywienia gospodarczego. Od roku 1980 powoli ale systematycznie wzrasta ilość produkowanej energii elektrycznej w skojarzeniu. Produkcja energii elektrycznej w Polsce GWh Produkcja energii elektrycznej ogółem w tym w skojarzeniu lata Rys. 5.6 Produkcja energii elektrycznej w latach (wg ARE) 83

84 W roku 2005 nastąpił spadek produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu wynikający zmiany kryterium uznawania energii elektrycznej za skojarzoną. Widać to na rysunku 5.7, który obrazuje produkcję energii elektrycznej z podziałem na energetykę zawodowa i przemysłową. Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu w skojarzeniu ogółem elektrownie cieplne zawodowe w skojarzeniu elektrownie cieplne przemysłowe w skojarzeniu GWh lata Rys. 5.7 Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem w latach (wg ARE) Wielkość produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu na tle całkowitej ilości wytworzonej energii elektrycznej przedstawiono na rys.5.8. (dane ARE). Udział produkcji w skojarzeniu 0,9 0,4 0,8 0,35 0,7 0,3 ciepło sieciowe 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,25 0,2 0,15 0,1 energia elektryczna 0,1 0, ciepło energia elektryczna Rys Udział wytwarzania skojarzonego produkcji energii elektrycznej i ciepła sieciowego (dane ARE) 84

85 5.2. Stan techniczny bazy wytwórczej w elektrociepłowniach Statystyki prowadzone przez Agencje Rynku Energii S.A. nie zawierają bezpośrednich danych o stanie technicznym głównych elementów instalacji w elektrociepłowniach, stad ich stan techniczny może być oceniony tylko pośrednio, przede wszystkim jako wynik czasu eksploatacji. Przeanalizowano strukturę wiekową kotłów i turbin w elektrociepłowniach. Analiza obejmowała elektrociepłownie o mocy turbozespołów większej od 10 MW. Kryterium takie spełnia 49 przedsiębiorstw energetyki zawodowej (elektrociepłowni zawodowych) oraz 45 przedsiębiorstw energetyki przemysłowej (elektrociepłownie przemysłowe). W elektrociepłowniach zawodowych zainstalowanych jest aktualnie ok.190 kotłów o łącznej mocy osiągalnej około MW, aż 106 z nich ma więcej niż 30 lat, 38 powyżej 50 lat. Sumaryczna moc tych najstarszych kotłów wynosi ponad MW. Szczegółową strukturę wiekową kotłów w układzie ilościowym i mocowym przedstawiono na rysunkach Podobne dane dla turbin przedstawiono na rys W elektrociepłowniach zawodowych zainstalowane jest około 140 turbin o łącznej mocy osiagalnej około MW MW [sztuk] do 5 lat od 5 do 10 lat od 10 do 15 lat od 15 do 20 lat od 20 do 25 lat od 25 do 30 lat od 30 do 35 lat od 35 do 40 lat od 40 do 45 lat od 45 do 50 lat 29 Rys Struktura wiekowa kotłów pracujących w elektrociepłowniach zawodowych w układzie ilościowym (wg ARE) 85

86 ,40 [MW] ,00 510, , ,60 711, , , , ,60 828,80 0 do 5 lat od 5 do 10 lat od 10 do 15 lat od 15 do 20 lat od 20 do 25 lat od 25 do 30 lat od 30 do 35 lat od 35 do 40 lat od 40 do 45 lat od 45 do 50 lat Rys Struktura wiekowa kotłów pracujących w elektrociepłowniach zawodowych w układzie mocowym (wg ARE) 14% 8% 5% 8% 8% 22% 14% 3% 6% 8% 4% do 5 lat od 5 do 10 lat od 10 do 15 lat od 15 do 20 lat od 20 do 25 lat od 25 do 30 lat od 30 do 35 lat od 35 do 40 lat od 40 do 45 lat od 45 do 50 lat powyżej 50 lat Rys Procentowa struktura wiekowa kotłów pracujących w elektrociepłowniach zawodowych (wg ARE) 86

87 [sztuk] do 5 lat od 5 do 10 lat od 10 do 15 lat od 15 do 20 lat od 20 do 25 lat od 25 do 30 lat od 30 do 35 lat od 35 do 40 lat od 40 do 45 lat od 45 do 50 lat Rys Struktura wiekowa turbin pracujących w elektrociepłowniach zawodowych w układzie ilościowym (wg ARE) , ,50 Moc [MW] ,50 303,50 560,00 255,00 444,70 89,70 400,40 379,80 175,20 0 do 5 lat od 5 do 10 lat od 10 do 15 lat od 15 do 20 lat od 20 do 25 lat od 25 do 30 lat od 30 do 35 lat od 35 do 40 lat od 40 do 45 lat od 45 do 50 lat Rys Struktura wiekowa turbin pracujących w elektrociepłowniach zawodowych w układzie mocowym (wg ARE) 87

88 9% 16% do 5 lat od 5 do 10 lat 14% 7% od 10 do 15 lat od 15 do 20 lat od 20 do 25 lat 4% od 25 do 30 lat 12% 6% od 30 do 35 lat od 35 do 40 lat 4% 11% 13% 4% od 40 do 45 lat od 45 do 50 lat powyżej 50 lat Rys Procentowa struktura wiekowa turbin pracujących w elektrociepłowniach zawodowych (wg ARE) W elektrociepłowniach przemysłowych (uwzgledniono elektrociepłownie o mocy elektrycznej powyzej 10 MW) zainstalowanych jestokoło 180 kotłów o mocy około 5800 MW oraz około 115 turbin o mocy około 1750 MW. Strukturę wiekową kotłów i turbin w elektrocieplowniach przemysłowych przedstawiono na rys [sztuk] do 5 lat od 5 do 10 lat od 10 do 15 lat od 15 do 20 lat od 20 do 25 lat od 25 do 30 lat od 30 do 35 lat od 35 do 40- lat od 40 do 45- lat od 45 do 50- lat Rys Struktura wiekowa kotłów pracujących w elektrociepłowniach przemysłowych w układzie ilościowym (wg ARE) 88

89 Moc [MW] do 5 lat od 5 do 10 lat od 10 do 15 lat od 15 do 20 lat od 20 do 25 lat od 25 do 30 lat od 30 do 35 lat od 35 do 40- lat od 40 do 45- lat od 45 do 50- lat Rys Struktura wiekowa kotłów pracujących w elektrociepłowniach przemysłowych w układzie mocowym (wg ARE) 13% 4% 3% 4% 3% 3% do 5 lat od 5 do 10 lat od 10 do 15 lat 7% 16% od 15 do 20 lat od 20 do 25 lat od 25 do 30 lat od 30 do 35 lat 18% od 35 do 40- lat od 40 do 45- lat 10% 19% od 45 do 50- lat powyżej 50 lat Rys Procentowa struktura wiekowa kotłów pracujących w elektrociepłowniach przemysłowych (wg ARE) 89

90 18 [sztuk] do 5 lat od 5 do 10 lat od 10 do 15 lat od 15 do 20 lat od 20 do 25 lat od 25 do 30 lat od 30 do 35 lat od 35 do 40 lat od 40 do 45 lat od 45 do 50 lat powyzej 50 lat Rys Struktura wiekowa turbin pracujących w elektrociepłowniach przemysłowych w układzie ilościowym(wg ARE) Moc [MW] ,90 do 5 lat od 5 do 10 lat 42,00 od 10 do 15 lat 120,80 od 15 do 20 lat 171,50 195,00 222,80 178,40 od 20 do 25 lat od 25 do 30 lat od 30 do 35 lat od 35 do 40 lat 335,90 od 40 do 45 lat 141,90 od 45 do 50 lat 215,40 powyzej 50 lat 36,00 Rys Struktura wiekowa turbin pracujących w elektrociepłowniach przemysłowych w układzie mocowym (wg ARE) 90

91 12% 2% 5% 2% 7% do 5 lat od 5 do 10 lat 8% 10% od 10 do 15 lat od 15 do 20 lat od 20 do 25 lat od 25 do 30 lat od 30 do 35 lat 20% 11% od 35 do 40 lat od 40 do 45 lat od 45 do 50 lat 10% powyzej 50 lat 13% Rys Procentowa struktura wiekowa turbin pracujących w elektrociepłowniach przemysłowych (wg ARE) Analiza struktury wiekowej maszyn i urzadzeń w elektrociepłowniach zawodowych i przemysłowych wskazuje na znacząca ich zużycie. Nie najlepszemu stanowi technicznemu towarzyszą oczywiście dalekie od współczesnego poziomu techniki energetycznej osiagi, przede wszyskim sprawność. Konsekwencją tego stanu jest w najbizszych latach koniecznośc znaczacego odnowienia istatalacji w istniejacych elektrociepłowniach. Przy ocenie potencjału kogeneracji uwzgledniany musi być zatem przypadek nie tylko budowy nowych elektrociepłowni, ale także stworzenie warunków ekonomicznych, które pozwoliłyby efektywnie odnawiać zużyty majątek Sezonowość produkcji ciepła Z punktu widzenia analizy potencjału kogeneracji istotnym zagadnieniem jest sezonowość produkcji ciepła. Czas ten jest znacząco różny dla trzech głównych kierunków użytkowania tj. wytwarzanie ciepłej wody użytkowej, ogrzewanie pomieszczeń oraz produkcja ciepła na cele technologiczne. W przypadku ciepłej wody użytkowej z dobrą dokładnością można przyjąć, że jest ono stałe w ciągu całego roku. Występują oczywiście wahania zapotrzebowania zarówno w skali 91

92 doby jak i miesięcy, ale z dobra dokładnością można tu przyjąć, że czas wykorzystania mocy zainstalowanej (bez uwzględnienia rezerwy) wynosi około 7200 godzin/rok i taka wielkość przyjęto w dalszych rozważaniach. Dla przeanalizowania sezonowości produkcji ciepła dla celów ogrzewania pomieszczeń wykorzystano statystyki ARE S.A. dotyczące miesięcznej produkcji ciepła w elektrociepłowniach zawodowych z lat Wykorzystanie nowszych danych nie było możliwe, gdyż od 2004 dane gromadzone są w układzie kwartalnym. Średnie w latach udziały produkcji miesięczne w produkcji rocznej dla wszystkich elektrociepłowni zawodowych przedstawiono na rys. 5.21, a sporządzony na tej podstawie uporządkowany wykres obciążeń na rys Przedstawia on udział wytworzonego ciepła w całorocznej produkcji w funkcji czasu wykorzystania mocy maksymalnej. udział w rocznej produkcji 0,2 0,18 0,16 0,14 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 0 0,16 0,16 0,13 0,13 0,11 0,08 0,08 0,05 0,03 0,03 0,03 0, miesiąc Rys Udziały miesięcznej produkcji ciepła w elektrociepłowniach zawodowych (średnia z lat ) w całkowitej produkcji rocznej (dane ARE S.A.) W elektrociepłowniach zawodowych produkowane jest ciepło na potrzeby wszystkich trzech wyróżnionych kierunków użytkowania, natomiast można przyjąć, że w skali wszystkich elektrociepłowni tej grupy produkcja ciepła na potrzeby technologiczne jest pomijalnie mała. Wykres uporządkowany przedstawiony na rys odpowiada, więc sumarycznej produkcji na potrzeby grzewcze oraz c.w.u.. Zakładając dalej, że produkcja w czerwcu, lipcu i sierpniu związana jest tylko z wytwarzaniem c.w.u., można sporządzić wykres uporządkowany tylko dla produkcji ciepła grzejnego. Przedstawiono go na rys Z analizowanych danych wynika, że wykorzystania mocy maksymalnej, w przypadku sumarycznej produkcji ciepła dla celów ogrzewania i c.w.u., wynosi około 4600 godzin/rok. 92

93 0,930 0,870 0,810 1,2 1,000 1,000 0, ,952 0,912 0,875 0,8 0,725 0,723 0,6 0,474 0,4 0,362 0,328 0,307 0,304 0, Rys Wykres uporządkowany dla produkcji ciepła dla celów ogrzewania pomieszczeń i c.w.u., przedstawiający udział wytworzonego ciepła w całorocznej produkcji w funkcji czasu wykorzystania mocy maksymalne (dane ARE) Znacznie trudniejsza sytuacja występuje w przypadku wytwarzania ciepła dla celów przemysłowych. W statystykach ARE S.A. gromadzone są dane o produkcji ciepła sprzedanego w układzie kwartalnym i to wspólnie dla elektrociepłowni przemysłowych oraz ciepłowni niezawodowych. 1,2 1 1,000 1,000 0,8 0,590 0,6 0,440 0,4 0,220 0,2 0, Rys Wykres uporządkowany dla produkcji ciepła do ogrzewania pomieszczeń, przedstawiający udział wytworzonego ciepła w całorocznej produkcji w funkcji czasu wykorzystania mocy maksymalnej (obliczenia własne) 93

94 Nie dysponując danymi średnimi w skali kraju, rozpatrzono szczegółowe przypadki dużych elektrociepłowni przemysłowych w zakładach metalurgicznych (huta żelaza), azotowych i petrochemicznych Wykresy uporządkowane dla tych zakładów przedstawiono na rys Zakłady o podobnym profilu zapotrzebowania ma ciepła dominują w polskim przemyśle. Są oczywiście wyjątki jak np. pracujące sezonowo cukrownie, ale ich udział w całkowitym zapotrzebowaniu na ciepło przemysłowe jest niewielki. 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0, Rys Wykres uporządkowany dla produkcji ciepła technologicznego w hucie żelaza, przedstawiający udział wytworzonego ciepła w całorocznej produkcji w funkcji czasu wykorzystania mocy maksymalne (dane własne) 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0, Rys Wykres uporządkowany dla produkcji ciepła technologicznego w zakładach azotowych, przedstawiający udział wytworzonego ciepła w całorocznej produkcji w funkcji czasu wykorzystania mocy maksymalnej (dane własne) 94

95 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0, Rys Wykres uporządkowany dla produkcji ciepła technologicznego w zakładach petrochemicznych, przedstawiający udział wytworzonego ciepła w całorocznej produkcji w funkcji czasu wykorzystania mocy maksymalne (dane własne) Na podstawie przedstawionych trzech wykresów uporządkowanych sporządzono wykres uśredniony, dla którego linie trendu przedstawiono na rys Wykres ten uznano za reprezentatywny dla cegło ciepła wykorzystywanego dla celów technologicznych. Średni czas wykorzystania mocy,maksymalnej wynosi około 6750 godzin/rok. 1,1 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0, Rys Uśredniony wykres uporządkowany dla produkcji ciepła technologicznego przedstawiający udział wytworzonego ciepła w całorocznej produkcji w funkcji czasu wykorzystania mocy maksymalne (obliczenia własne) 95

96 6. Opracowanie prognozy zapotrzebowania na ciepło użyteczne i energię elektryczną do roku 2020 dla oceny potencjału wysokosprawnej kogeneracji prognoza makroekonomiczna 6.1. Założenia prognozy Prognoza demograficzna W tabeli 6.1 przedstawiono prognozę demograficzną dla Polski do roku 2020, sporządzoną przez Główny Urząd Statystyczny i wykorzystaną przy przygotowywaniu niniejszej prognozy. Przewiduje ona spadek liczby ludności kraju, przy wzrostowym trendzie liczby gospodarstw domowych. Tabela 6.1 Prognoza demograficzna [tys. mieszkańców] (dane GUS) Liczba ludności Liczba ludności miejskiej Liczba ludności wiejskiej Liczba gospodarstw domowych Prognoza makroekonomiczna Prognoza rozwoju gospodarczego Polski, która była podstawą opracowania prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię na potrzeby dokumentu Polityka Energetyczna Polski do 2025 [1], została obecnie skorygowana na podstawie: Projekcji średniorocznego tempa wzrostu Produktu Krajowego Brutto dla okresów pięcioletnich zgodnie z uwagami Ministerstwa Środowiska [2] zgłoszonymi do projektu Strategii Rozwoju Kraju [3], Prognozy struktury tworzenia Produktu Krajowego Brutto opracowanej przez Instytut Badań nad Gospodarką Rynkową (IBGR) [4]. Wygenerowana została prognoza zmian Produktu Krajowego Brutto, przedstawiona w tabelach 6.2 oraz 6.3 Tabela 6.2 Prognoza zmian PKB PKB (średnioroczne przyrosty procentowe) PKB/Ma [tys. PLN 2004] Tabela 6.3 Prognoza PKB na 1 mieszkańca

97 Prognozę sektorową tworzenia PKB przedstawiającą obraz przyszłych zmian strukturalnych gospodarki polskiej pokazano na rysunkach 6.1 i 6.2 oraz tabelach 6.4 i 6.5). Do roku 2012 następuje szybki wzrost budownictwa i rolnictwa, co jest związane z absorpcją funduszy unijnych. Następuje również stosunkowo szybki wzrost produkcji przemysłowej jako kontynuacja dotychczasowego trendu. Do roku 2010 zwiększać się będzie zatem udział budownictwa i przemysłu w tworzeniu PKB. Po roku 2010 będzie następować zwiększanie udziału usług w strukturze wartości dodanej przy jednoczesnym zmniejszaniu udziału wartości dodanej tworzonej w przemyśle i rolnictwie. W ten sposób struktura gospodarki polskiej będzie przybliżać się do struktur gospodarek krajów najwyżej rozwiniętych. Tabela 6.4 Struktura wartości dodanej w sektorach gospodarki [%] (wg IBGR) Przemysł Rolnictwo Transport Budownictwo Usługi [mld PLN'04] Przemysl ciezki Przemysl pozostaly Rolnictwo Transport Uslugi Sektor energii PKB Rys Projekcja tworzenia PKB (obliczenia własne) 97

98 [%] Przemysl przetwórczy Rolnictwo Transport Budownictwo Uslugi Rys Projekcje średniorocznych wzrostów wartości dodanych (obliczenia własne) Tabela 6.5 Struktura wartości dodanej w gałęziach przemysłu [%] (dane IBGR) Wydobywczy Wydobycie węgla, ropy i gazu Przetwórczy Ciężki Pozostały Energetyczny Prognoza cen paliw W opracowaniu zastosowano prognozę cen paliw pierwotnych (ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla energetycznego) w imporcie do Unii Europejskiej, zamieszczoną w opracowaniu World Energy Outlook 2005 Międzynarodowej Agencji Energetycznej (MAE) [5]. Prognoza ta jest, spośród dostępnych prognoz światowych, najbardziej miarodajna ze względu na jej zgodność z realizacją w latach

99 Ropa naftowa (USD/baryłka) Ropa naftowa (USD/t) Gaz ziemny (USD/boe) Gaz ziemny (USD/1000 m 3 ) Węgiel kamienny (USD/toe) Węgiel kamienny (USD/t) Przeliczniki: Dla ropy naftowej: Tabela 6.6 Prognozowane ceny paliw pierwotnych (wg MAE) 1 t = 1 toe = 7,3 boe Średnie ceny importu paliw do Unii Europejskiej (USD, ceny stałe roku 2004) Dla gazu ziemnego: 1000 m 3 = 0,838 toe = 6,12 boe (standardowa wartość opałowa 35,1 MJ/m 3 ) Dla węgla kamiennego: 1 t = 0,6 toe = 4,38 boe (standardowa wartość opałowa 25 GJ/t) 6.2. Metodyka prognozowania zapotrzebowania na energię W prognozowaniu rozwoju sektora energii przyjęto metodykę wprowadzoną przez Międzynarodową Agencję Energii Atomowej (IAEA) i powszechnie stosowaną na świecie w badaniach energetycznych. W metodyce tej za generalną siłę sprawczą wzrostu zapotrzebowania na energię jest uznawany wzrost gospodarczy, opisany za pomocą zmiennych makroekonomicznych. Gospodarkę kraju dzieli się na część zużywającą energię (odbiorców finalnych) i na sektor energii, zajmujący się pozyskaniem nośników energii pierwotnej, wytwarzaniem nośników energii finalnej oraz transportem i dystrybucją energii. Do odbiorców finalnych zalicza się następujące sektory: przemysł, budownictwo, transport, rolnictwo, usługi wraz z sektorem publicznym oraz gospodarstwa domowe. Dla opracowania prognozy zapotrzebowania na energię zastosowano MAED - model zużycia końcowego (end-use), tzn. podejście od szczegółu do ogółu. Model tego typu to jedyne rekomendowane przez IAEA podejście do projekcji popytu na energię w prognozach długoterminowych (powyżej 10 lat). Na podstawie przyjętego scenariusza rozwoju gospodarczego, polityki energetycznej, postępu i innowacyjności w wykorzystaniu energii, są tworzone projekcje zapotrzebowania na energię użyteczną. Projekcje te są wyznaczane dla każdego kierunku użytkowania energii w ramach każdego sektora gospodarki. 99

100 Wyniki modelu MAED są wsadem do symulacyjnego modelu energetycznoekologicznego BALANCE, który wyznacza zapotrzebowanie na energię finalną w podziale na poszczególne nośniki oraz wyznacza krajowe bilanse energii i wielkości emisji zanieczyszczeń. Istotą tego modelu jest podejście rynkowe: każdy producent i każdy konsument energii działa na symulowanym rynku energii, którego efektem są optymalne koszty zaopatrzenia w energię. Wynikiem działania modelu BALANCE jest zatem najbardziej prawdopodobna projekcja przyszłego stanu gospodarki energetycznej przy przyjętych założeniach i warunkach brzegowych dotyczących cen paliw pierwotnych, polityki energetycznej państwa, postępu technologicznego oraz ograniczeń w dostępie do nośników energii, a także ograniczeń czasowych w procesach inwestycyjnych. Optymalne ścieżki rozwoju systemowych źródeł energii elektrycznej wyznaczono przy pomocy modelu WASP-IV. Model ten minimalizuje zdyskontowane roczne koszty produkcji energii, na które składają się: nakłady inwestycyjne, koszty eksploatacji i remontów, koszty paliwa oraz koszty nie dostarczonej energii. Modele BALANCE, MAED i WASP powstały w Argonne National Laboratory, Argonne, Illinois, USA: WASP w latach 70-tych, MAED i BALANCE i latach 80-tych ubiegłego stulecia. Modele te jako pakiet analiz systemu energii ENPEP (Energy and Power Evaluation Program) były rozpowszechniane nieodpłatnie przez IAEA w ramach Projektów Współpracy Technicznej wśród państw członków IAEA. W latach 90-tych modele te były wielokrotnie ulepszane, a IAEA dostarczała do ARE S.A. aktualne wersje 1. Bazując na danych statystycznych z lat oraz opracowanym scenariuszu rozwoju gospodarczego (wraz z prognozą GUS liczby ludności) wyznaczane jest przy użyciu modelu MAED zapotrzebowanie na energię użyteczną. Zapotrzebowanie to stanowi informację wejściową do modelu BALANCE, którego jednym z rodzajów informacji wyjściowej jest zapotrzebowanie na energię finalną. Prognozowane zużycie finalnej energii elektrycznej, wraz z wynikami symulacji rozwoju elektrociepłowni zawodowych i przemysłowych oraz ustalonym planem modernizacji istniejących elektrowni systemowych stanowią dane wejściowe do modelu optymalizacyjnego WASP. Wynikiem działania tego modelu jest optymalna ścieżka rozwoju elektrowni systemowych. Znana struktura produkcji energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu - wraz z wyznaczonym uprzednio zapotrzebowaniem na energię finalną - pozwalają na wyznaczenie modelem BALANCE 1 Informacje o modelach MAED, BALANCE i WASP znaleźć można na stronie 100

101 prognozowanego zapotrzebowania na nośniki energii pierwotnej, prognozowanych cen energii oraz emisji zanieczyszczeń. Analiza energochłonności gospodarki Scenariusze makroekonomiczne MAED Zapotrzebowanie na energię użyteczną BALANCE Zapotrzebowanie na energię finalną WASP-IV Optymalizacja rozwoju elektrowni systemowych BALANCE Projekcje zapotrzebowanie na energię finalną Projekcje zapotrzebowanie na energię pierwotną Projekcje emisji Projekcje cen energii Rys Schemat działania przy modelowaniu zapotrzebowania na paliwa i energię Symulacja wzrostu efektywności użytkowania energii Przyrost zapotrzebowania na energię użyteczną w roku t w modelu MAED wyznacza się ze wzoru: gdzie: E t DFt = DF b E b 1 w ) ( t DF siła sprawcza zapotrzebowania, w współczynnik poprawy efektywności wykorzystania energii, b indeks roku bazowego. Współczynniki poprawy efektywności użytkowania energii oraz przyrosty zapotrzebowania na energię użyteczną wyznaczane są dla każdego sektora gospodarki i dla 101

102 każdego kierunku użytkowania energii odrębnie, a prognozowane zużycie krajowe energii jest sumą wielkości zużycia prognozowanego dla poszczególnych składowych. Współczynniki poprawy efektywności użytkowania energii (Tabela 6.7) wyznaczone zostały z wykorzystaniem danych statystycznych z lat Tabela 6.7 Współczynniki poprawy efektywności użytkowania energii (obliczenia własne) Sektor Kierunek użytkowania Przemysł Ciężki Przemysł pozostały Rolnictwo Usługi i sektor publiczny Gospodarstwa domowe odbiory elektryczne para techn ciepło piecowe zużycie nienergetyczne odbiory elektryczne para techn ciepło piecowe odbiory elektryczne produkty naftowe inne paliwa ogrzewanie pomieszczeń grzanie wody gotowanie oświetlenie odbiory elektryczne ogrzewanie pomieszczeń grzanie wody gotowanie oświetlenie odbiory elektryczne Przyjęto, że dla sektorów przemysłu, rolnictwa, budownictwa i usług siłą sprawczą wzrostu zapotrzebowania na energię są wartości dodane tych sektorów. W przypadku sektora gospodarstw domowych siłami sprawczymi dla odpowiednich kierunków użytkowania energii są: Ogrzewanie pomieszczeń - powierzchnia mieszkań, Grzanie wody - liczba ludności, Gotowanie - liczba ludności, Oświetlenie - powierzchnia mieszkań, 102

103 Odbiory elektryczne - PKB na mieszkańca. Przy wyznaczeniu wzrostu powierzchni mieszkań przyjęto na podstawie dotychczasowej statystyki wskaźnik elastyczności wzrostu powierzchni mieszkań do wzrostu PKB na mieszkańca Wyniki prognozy Zapotrzebowanie na energię użyteczną W tabelach 6.8 i 6.9 zestawiono wartości zapotrzebowania na energię użyteczną (PJ) w węzłowych latach rozpatrywanego okresu. Pominięto tu sektor transportu jako nieistotny dla potencjału kogeneracji. Tabela 6.8 Projekcje zapotrzebowania na energię użyteczną [PJ] (obliczenia własne) Sektor Kierunek użytkowania Przemysł Rolnictwo Sektor Komunalny odbiory elektryczne para technologiczna ciepło piecowe Zużycie nieenergetyczne ogrzewanie pomieszczeń odbiory elektryczne paliwa silnikowe inne paliwa odbiory elektryczne ogrzewanie pomieszczeń grzanie wody gotowanie oświetlenie Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na energię użyteczną prognozowany jest w wysokości 2%. Uwzględniając jednak treść Dyrektywy Parlamentu Europejskiego 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych można założyć, że przedsięwzięcia związane z oszczędnością energii doprowadzą ten wskaźnik wzrostu w pobliże 1%. 103

104 Tabela 6.9 Projekcje zapotrzebowania na energię użyteczną w sektorze komunalnym [PJ] (obliczenia własne) Sektor Kierunek użytkowania Usługi Gospodarstwa domowe odbiory elektryczne ogrzewanie pomieszczeń grzanie wody gotowanie oświetlenie odbiory elektryczne ogrzewanie pomieszczeń grzanie wody gotowanie oświetlenie Na rysunku 6.4 przedstawiono projekcje zapotrzebowania na te rodzaje energii użytecznej, które mogą być zaspokojone przy pomocy pary (para technologiczna w przemyśle) lub gorącej wody (ogrzewanie pomieszczeń, gorąca woda użytkowa). Dla sektora rolnictwa wielkości te zostały oszacowane na podstawie zużycia ciepła sieciowego oraz paliw poza olejem napędowym. Na rysunku 6.4 zagregowano sektor usług i gospodarstw domowych w jeden sektor komunalny. Warto zwrócić uwagę, że w roku 2002 zużycie energii na ogrzewanie pomieszczeń i grzanie wody w gospodarstwach domowych było wyższe, niż w roku 2005, co wynika z jeszcze działających efektów ustawy termomodernizacyjnej. W następnych latach, przy znacznym prognozowanym wzroście budownictwa mieszkaniowego nastąpi jednak wzrost zapotrzebowania na ciepło w sektorze gospodarstw domowych. Przewiduje się, że w latach wzrost zapotrzebowania na energię użyteczną w postaci ciepła wyniesie ok. 34%, czyli niecałe 2% rocznie. Tabela 6.10 ilustruje wykorzystanie ciepła w przemyśle. Analiza [1] wykazała, że zużycie ciepła na ogrzewanie pomieszczeń jest silnie skorelowane z temperaturą otoczenia wyrażaną w stopniodniach. Ilustracją tego jest rysunek 6.6, gdzie przedstawiono w jednostkach względnych zużycie energii (nie tylko ciepła) na ogrzewanie pomieszczeń w przemyśle oraz odchylenie od średniej wieloletniej stopniodni. Na rysunku tym zaznaczono również teoretyczną krzywą zależności tego zużycia od stopniodni i od czasu. Współczynnik korelacji R 2 wyniósł przy błędzie standardowym

105 Warto zwrócić uwagę, że w roku 2002 na ogrzewanie pomieszczeń w przemyśle zużyto 40.2 PJ w cieple, o 3.2 PJ mniej niż w roku Przyczyną tego w głównej mierze był stosunkowo ciepły rok 2002, z liczbą stopniodni o 104 mniejszą niż w roku Potencjal zuzycia ciepla [PJ] Przemysl Rolnictwo Uslugi Gospodarstwa domowe Rys. 6.4 Projekcje zapotrzebowania na ciepło w postaci pary i gorącej wody (obliczenia własne) Potencjał zużycia ciepła [PJ] Przemysł Rolnictwo Sektor komunalny Rys Projekcje zapotrzebowania na ciepło w postaci pary i gorącej wody (obliczenia własne) 105

106 Tabela 6.10 Wykorzystanie ciepła w przemyśle [PJ] (obliczenia własne) Kierunek użytkowania Ciepło technologiczne Ogrzewanie pomieszczeń ogrzewanie i stopniodni ogrzewanie delta stopniodni krzywa teoretyczna Rys Statystyka zużycia energii na ogrzewanie pomieszczeń w przemyśle (1994=1) oraz odchylenia stopniodni od średniej (dane ARE) Założono, że ewentualny wzrost kubatury ogrzewanych pomieszczeń w przemyśle będzie kompensowany malejącymi wskaźnikami jednostkowego zużycia ciepła. Ponieważ przyjmuje się dla całego prognozowanego okresu średnią wieloletnią wartość stopniodni (3347), a w roku 2005 wartość ta była bardzo blisko średniej, więc zużycie ciepła na ogrzewanie pomieszczeń w przemyśle w roku 2005 przyjęto jako stałe dla całego okresu. Tabela 6.11 ilustruje wykorzystanie ciepła w sektorze komunalnym. Należy zaznaczyć, że siłą sprawczą zużycia energii na ogrzewanie pomieszczeń w gospodarstwach domowych jest powierzchnia tych mieszkań, siłą sprawczą zużycia gorącej wody w tym sektorze jest liczba ludności, natomiast przyjmuje się, że siłą sprawczą zużycia energii w usługach według wszystkich kierunków użytkowania jest wypracowana w tym sektorze wartość dodana. Tabela 6.11 Wykorzystanie ciepła w sektorze komunalnym [PJ] (obliczenia własne) Kierunek użytkowania Gospodarstwa Ogrzewanie pomieszczeń ,8 436,9 481,1 525,7 Domowe Grzanie wody Usługi Ogrzewanie pomieszczeń Grzanie wody

107 Zapotrzebowanie na energię finalną Prognozę zapotrzebowania na energię finalną 2 w podziale na nośniki przedstawiono w tabeli 6.12 i na rys.6.7. Na rysunku tym zaznaczono również linią przerywaną możliwy trend wzrostu zapotrzebowania na energię finalną przy uwzględnieniu wymagań Dyrektywy 2006/32/WE - pod warunkiem prowadzenia odpowiedniej polityki proefektywnościowej. Tabela 6.12 Prognoza zapotrzebowania na energię finalną [PJ] (obliczenia własne) Nośnik Węgiel * Produkty naftowe Gaz ziemny Energia odnawialna Pozostałe paliwa Energia elektryczna Ciepło sieciowe Ogółem *) węgiel kamienny, brunatny, koks, gaz koksowniczy i wielkopiecowy Statystyka i prognoza zuzycia energii finalnej Historia Prognoza [PJ] Rys Prognoza zapotrzebowania na energię finalną na tle danych statystycznych. Linią przerywaną uwzględniono wpływ Dyrektywy 2006/32/WE (obliczenia własne) W latach prognozuje się wzrost zużycia energii finalnej o 36%, przy czym najwyższy wzrost dotyczy energii elektrycznej 67%, najniższy węgla niecałe 6%. Wysokie prognozowane ceny paliw węglowodorowych powodują, że udział węgla tylko 2 Prognozę zapotrzebowania na energię finalną w sektorze transportu przyjęto wg [7] 107

108 nieznacznie spada, pozostają na stałym poziomie udziały produktów naftowych i gazu, nieznacznie wzrasta udział ciepła sieciowego, natomiast udział energii elektrycznej wzrasta z niecałych 14% w roku 2004 do prawie 18% w roku 2020, co i tak jest znacznie poniżej proporcji rozwiniętych krajów europejskich Zapotrzebowanie na finalną energię elektryczną Przy całkowitym wzroście zapotrzebowania na finalną energię elektryczną w latach o 67% (rys. 6.8, tabela 6.13) najwyższy wzrost jest prognozowany w sektorze usług o 97% oraz w sektorze gospodarstw domowych o 95%, najniższy w sektorze rolnictwa o 7% Prognoza zapotrzebow ania na finalna energie elektryczna [TWh] Przemysl Rolnictwo Transport Uslugi Gospodarstwa domowe Rys Prognoza zapotrzebowania na finalną energię elektryczną (obliczenia własne) Tabela 6.13 Prognoza zapotrzebowania na finalną energię elektryczną [TWh] (obliczenia własne) Sektor gospodarki Przemysł + Budownictwo Rolnictwo Transport Usługi komercyjne i publiczne Gospodarstwa domowe Ogółem

109 Krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną Tabela 6.14 przedstawia prognozę krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną łącznie ze stratami przesyłu i dystrybucji, zużyciem energii elektrycznej w sektorze energii (kopalnie, koksownie, rafinerie, ciepłownie), zużyciem na pompowanie wody w elektrowniach szczytowo-pompowych oraz potrzebami własnymi elektrowni i elektrociepłowni. Tabela 6.14 Prognoza składowych zapotrzebowania na energię elektryczną [TWh] (obliczenia własne) Zużycie finalne Zużycie w sektorze energii Straty przesyłu i dystrybucji Zużycie netto Potrzeby własne elektrowni i elektrociepłowni Zużycie brutto Zapotrzebowanie na ciepło sieciowe Wzrost zużycia ciepła sieciowego w okresie prognozowany jest w wysokości 45%, przy czym w przemyśle 58%, w usługach 120%, w gospodarstwach domowych tylko 32% (tabela 6.15 oraz rys.6.9). W roku 2002 potrzeby ciepła krajowe potrzeby ciepła pokrywane były w 34% przez ciepło sieciowe, czyli w 66% przez produkcję własną konsumentów. Prognozuje się, że w roku 2020 udział ciepła sieciowego wzrośnie do 37%. Tabela 6.15 Prognoza zapotrzebowania na ciepło sieciowe [PJ] (obliczenia własne) Sektor gospodarki Przemysł + Budownictwo Rolnictwo Usługi komercyjne i publiczne Gospodarstwa domowe Ogółem

110 [PJ] Przemysl+budownictwo Rolnictwo Uslugi Gospodarstwa domowe Rys Prognoza zapotrzebowania na finalne ciepło sieciowe (obliczenia własne) Produkcja energii elektrycznej W tabeli 6.16 oraz rysunkach 6.10 i 6.11 zestawiono projekcje wytwarzania energii elektrycznej netto w podziale na rodzaje producentów. Należy zaznaczyć, że produkcję energii elektrycznej wyznaczono przy następujących wartościach założonego eksportu netto: Rok TWh, Rok TWh, Lata TWh. Tabela Prognoza produkcji energii elektrycznej [TWh] (obliczenia własne) Typ producenta Elektrownie cieplne systemowe Elektrociepłownie systemowe Elektrownie wodne systemowe Elektrociepłownie przemysłowe Elektrociepłownie lokalne Małe wodne, wiatrowe Ogółem Można zauważyć, że udział elektrowni cieplnych w globalnej produkcji energii elektrycznej zmniejsza się aczkolwiek nieznacznie - z 76% w roku 2005 do 75% w roku

111 250 Produkcja energii elektryczynej [TWh] Elektrociepłownie Elektrownie cieplne systemowe Elektrownie wodne systemowe Małe elektrownie wodne, wiatrowe Rys Prognoza produkcji energii elektrycznej (obliczenia własne) Prognoza produkcji ciepła w elektrociepłowniach [PJ] Elektrociepłownie systemowe Elektrociepłownie przemysłowe Elektrociepłownie lokalne Rys Prognoza produkcji energii elektrycznej w elektrociepłowniach (obliczenia własne) 111

112 Ceny energii elektrycznej kupowanej od producentów systemowych Model BALANCE pozwala wyznaczyć ceny nośników energii oparte na kosztach produkcji. W tabeli 6.17 przedstawiono prognozowane średnioroczne ceny energii elektrycznej kupowanej od producentów systemowych. Koszty produkcji energii elektrycznej (wraz z akcyzą) zawierają koszty rezerw mocy i regulacyjnych usług systemowych. Tabela 6.17 Ceny energii elektrycznej kupowanej od producentów [zł 05/MWh] (obliczenia własne) Można zauważyć pewien spadek cen do roku Tłumaczy się to tym, że do roku 2015, kiedy przewiduje się wprowadzenie pierwszych nowych bloków na węglu kamiennym przyrost nowowprowadzanych mocy będzie istotnie mniejszy od przyrostu zapotrzebowania na moc. W ten sposób kosztem zmniejszenia marginesu mocy - zwiększa się wykorzystanie mocy istniejących, w szczególności na węglu brunatnym Produkcja ciepła W tabelach 6.18 i 6.19 oraz rysunku 6.12 przedstawiono całkowitą produkcję netto ciepła w postaci pary i gorącej wody. Producentów umownie podzielono na dwie grupy: w pierwszej (Tabela 6.18) znajdują się zawodowi producenci ciepła oraz elektrociepłownie przemysłowe sprzedające znaczne ilości produkowanego ciepła, w drugiej (Tabela 6.19) to producenci głównie na własne potrzeby. Tabela 6.18 Prognoza produkcji ciepła sieciowego [PJ] (obliczenia własne) Typ producenta Elektrociepłownie systemowe Nowe EC systemowe Elektrociepłownie przemysłowe *) Elektrociepłownie lokalne Ciepłownie zawodowe Lokalne (osiedlowe) kotłownie Ogółem *) wraz z produkcją na potrzeby własne przemysłu Dla większej czytelności w tabeli 6.18 wyodrębniono elektrociepłownie systemowe istniejące oraz elektrociepłownie nowe, które powstaną drogą przebudowy istniejących ciepłowni lub będą reprezentowały produkcję ciepła w skojarzeniu w nowych elektrowniach. 112

113 Lokalne elektrociepłownie to jednostki wytwórcze działające poza strukturami przedsiębiorstw sieciowych i wytwórczych sektora elektroenergetycznego; obecnie elektrociepłownie na biogaz, biomasę, a w przyszłości elektrownie do 10 MW e na gaz ziemny wyposażone głównie w silniki gazowe i zasobniki ciepła. Pod pojęciem lokalnych (osiedlowych) kotłowni należy rozumieć tych producentów ciepła, którzy w bilansach energii [8] występują jako odbiorcy finalni zużywający paliwo. Prognozowana produkcja ciepła sieciowego pokrywa również zużycie ciepła w sektorze energii (kopalnie, rafinerie, itd.) oraz straty sieciowe. Zużycie to w wysokości 46 PJ przyjęto jako stałe w całym rozpatrywanym okresie Tabela 6.19 Prognoza lokalnej produkcji ciepła [PJ] (obliczenia własne) Typ producenta Przemysł (kotłownie) Usługi Gospodarstwa domowe Rolnictwo Ogółem Można zauważyć znaczny spadek zapotrzebowania na ciepło użyteczne, w szczególności produkowane lokalnie w latach W przemyśle zaobserwowano pewne zwiększenie produkcji w elektrociepłowniach kosztem istotnego spadku produkcji w kotłowniach Progoza produkcji ciepła [PJ] Elektrociepłownie systemowe Elektrociepłownie przemysłowe Elektrociepłownie lokalne Ciepłownie zawodowe Kotłownie przemysłowe Kotłownie lokalne Usługi Gospodarstwa domowe Rolnictwo Rys Prognoza produkcji ciepła (obliczenia własne) 113

114 Powyższe dane pozwalają oszacować teoretyczny potencjał dodatkowej kogeneracji (Tabela 6.20), przy założeniu, że cała produkcja ciepła w ciepłowniach zawodowych i przemysłowych, kotłowniach osiedlowych oraz kotłach indywidualnych niezależnie od czasu wykorzystania ich mocy zostanie przekształcona w skojarzoną produkcję ciepła i energii elektrycznej. Tabela 6.20 Teoretyczny potencjał dodatkowej kogeneracji [PJ] (obliczenia własne) Teoretyczny potencjał kogeneracji Należy jednak podkreślić, że techniczny potencjał nowej kogeneracji jest dużo mniejszy, biorąc pod uwagę rozproszenie wielu drobnych producentów ciepła w usługach, gospodarstwach domowych i rolnictwie oraz możliwości lokalowe. Ekonomiczny potencjał kogeneracji - znacznie mniejszy od technicznego ze względu na czas wykorzystania mocy znamionowej urządzeń będzie silnie zależał od relacji cen paliw, ciepła sieciowego oraz energii elektrycznej kupowanej i sprzedawanej do sieci Zapotrzebowanie na energię pierwotną Tabela 6.21 i rysunek 6.13 ilustrują prognozę zapotrzebowania na nośniki energii pierwotnej 3. Ta prognoza stanowi ścieżkę referencyjną zużycia paliw w odniesieniu do wariantów o zwiększonej kogeneracji Tabela 6.21 Prognoza zapotrzebowania na energię pierwotną [PJ] (obliczenia własne) Nośnik Węgiel brunatny Węgiel kamienny *) Ropa naftowa *) Gaz ziemny Energia jądrowa Energia odnawialna Pozostałe paliwa Saldo energii elektrycznej Energia pierwotna *) wraz z saldem importowo-eksportowym produktów pochodnych 3 Zużycie energii pierwotnej obejmuje również saldo importowo-eksportowe energii elektrycznej 114

115 6000 Statystyka i prognoza zuzycia energii pierw otnej Historia Prognoza [PJ] Rys Prognoza zapotrzebowania na energię pierwotną na tle danych statystycznych (obliczenia własne) Przewiduje się wzrost zużycia energii pierwotnej o ponad 38% w latach Istotną pozycję tego wzrostu stanowi węgiel kamienny (wzrost o 36%) podstawowe paliwo do produkcji energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu. O ponad 40% wzrośnie zużycie produktów naftowych, głównie dla potrzeb transportu i rolnictwa Podsumowanie 1. Do roku 2020 prognozowany jest wzrost krajowego zużycia energii finalnej o 36%, w tym energii elektrycznej o 67%, ciepła sieciowego o 45%. 2. Ciepło sieciowe pokrywało w 2005 roku ok. 34% zapotrzebowania na ciepło użyteczne (para technologiczna w przemyśle, gorąca woda we wszystkich sektorach). 3. Udział ogrzewania pomieszczeń w całkowitym zużyciu ciepła w przemyśle i budownictwie wyniósł w roku 2005 ok. 15% i ma tendencję malejącą. 4. Teoretyczny potencjał dodatkowej kogeneracji można oszacować na ok. 700 PJ/a Definicje najważniejszych pojęć, jednostek miar i skrótów stosowanych w rozdziale 6 Ciepło sieciowe - ciepło zawarte w wodzie lub parze wodnej będące przedmiotem obrotu komercyjnego. Elektrownie systemowe elektrownie dysponowane centralnie. 115

116 Elektrociepłownie systemowe elektrociepłownie, które są widziane przez operatorów systemów elektroenergetycznych (przesyłowego lub dystrybucyjnego). Energia finalna energia zużywana przez konsumentów (przemysł przetwórczy, budownictwo, transport, rolnictwo, gospodarstwa domowe, sektor usług i użyteczności publicznej). Nośnikami energii finalnej są przede wszystkim nośniki uzyskiwane w procesach przemian energetycznych (energia elektryczna, ciepło, produkty naftowe), ale w znacznym stopniu również nośniki pierwotne (gaz ziemny, węgiel kamienny, biomasa). Energia pierwotna energia zawarta we wszystkich nośnikach pierwotnych, tzn. nośnikach pozyskanych bezpośrednio z natury lub z innych źródeł, nie poddanych wcześniej procesom przemian energetycznych. Do najważniejszych pierwotnych nośników energii należą: węgiel kamienny, węgiel brunatny, ropa naftowa, gaz ziemny, biomasa, energia wody i wiatru, energia jądrowa. Energia użyteczna usługa energetyczna (światło z żarówki, ciepło z kaloryfera, używanie komputera, itd.). Współczynniki poprawy efektywności wykorzystania energii są to wielkości wyznaczane statystycznie, określające w jakim stopniu wzrost zapotrzebowania na określony rodzaj energii użytecznej jest mniejszy od wzrostu siły sprawczej tego wzrostu (najczęściej wielkości makroekonomicznej). Zużycie bezpośrednie energii jest to suma energii zawartej w poszczególnych nośnikach zużytych bez dalszego przetwarzania na inne nośniki energii. Jednostki energii ekwiwalent ropy ton of oil equivalent- toe (paliwo umowne o kaloryczności 10 Gcal/t) 1 toe = 10 x 10 6 kcal = 10 Gcal = 41,868 GJ 1 Mtoe = 10 6 toe = 41,868 PJ 1 boe (baryłka ekwiwalentu ropy) = 0,137 toe 1 baryłka ropy naftowej = 159 litrów ekwiwalent węgla ton of coal equivalent (paliwo umowne o kaloryczności 7 Gcal/t) 1 tce (tpu) = 7 x 10 6 kcal = 7 Gcal = 0,7 toe = 29,308 GJ Przedrostki nazw jednostek peta (P) = tera (T) = giga (G) = 10 9 = miliard mega (M) = 10 6 = milion kilo (k) = 10 3 = tysiąc 6.7. Literatura [1] Długoterminowa prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do roku ARE S.A., Warszawa, listopad 2004 [2] Pismo Pani Agnieszki Bolesty, Podsekretarza Stanu w Ministerstwie Środowiska dnia 116

117 13 lipca 2006 r. skierowane do Pana Jerzego Kwiecińskiego, Podsekretarza Stanu w Ministerstwie Rozwoju Regionalnego [3] Strategia Rozwoju Kraju , projekt przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 27 czerwca 2006 r. [4] Szczegółowe uzasadnienie prognozy sprzedaży cementu w Polsce do roku 2012, Raport przygotowany na zlecenie Stowarzyszenia Producentów Cementu; IBnGR, Warszawa, styczeń [5] World Energy Outlook 2005, International Energy Agency (IEA), Paris [6] Projected Costs of Generating Electricity, 2005 Update. NEA, IEA [7] European Energy and Transport -Trends to European Commission, January 2003 [8] Bilans energetyczny Polski w układzie statystyki OECD i EUROSTAT. ARE S.A., Warszawa 117

118 7. Raport z badania statystycznego w celu określenia potencjału krajowej kogeneracji, zgodnie z Dyrektywą 2004/8/WE 7.1.Wprowadzenie Wyczerpywalność zasobów paliw kopalnych oraz konieczność maksymalnego ograniczenia emisji produktów spalania do atmosfery powodują, że coraz więcej uwagi poświęca się zagadnieniom poprawy efektywności wykorzystania energii paliw pierwotnych. Jednym z najlepszych sposobów zwiększenia sprawności przemiany energii chemicznej paliwa jest skojarzona produkcja energii elektrycznej, mechanicznej, ciepła oraz chłodu (kogeneracja). Dostrzegając korzyści płynące ze stosowania skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła Komisja Europejska przedstawiła Dyrektywę 2004/8/WE, zatwierdzoną przez Parlament Europejski i Radę, o promocji skojarzonej produkcji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użyteczne na wewnętrznym rynku energii. Dyrektywa zobowiązuje państwa członkowskie do dokonania analizy krajowego potencjału zastosowania wysokosprawnej kogeneracji i przygotowania oraz opublikowania w tej sprawie raportu. Wielkość potencjału do zastosowania kogeneracji określa się na podstawie wielkości zapotrzebowania na ciepło użytkowe oraz chłód. Zapotrzebowanie na ciepło użytkowe lub chłód jest bowiem warunkiem koniecznym do zastosowania kogeneracji. Zatem celem przeprowadzenia badania ankietowego było określenie krajowego zapotrzebowania na ciepło użytkowe oraz chłód Wybór operatu Zasady doboru operatu (respondentów). Przy ustalaniu listy respondentów posłużono się następującymi bazami danych: baza danych REGON, baza danych G-02b, Baza Jednostek Statystycznych GUS, wykaz jednostek terytorialnych GUS. Podczas ustalania listy jednostek, których poproszono o wypełnienie ankiety wyodrębniono następujące grupy: Grupa DUŻE. W skład grupy wchodzą wszystkie przedsiębiorstwa produkujące, przesyłające, prowadzące obrót i zużywające więcej niż GJ ciepła w roku. 118

119 Z pozostałych respondentów, niemieszczących się w grupie DUŻE, wydzielono następujące grupy: Grupa ROLNICTWO Grupa UCZELNIE Grupa SZPITALE Grupa OCZYSZCZALNIE Grupa HOTELE Grupa HIPERMARKETY Grupa REKREACJA Grupa GMINY Grupa DUŻE. W ramach tej grupy o złożenie ankiety poproszono 1755 respondentów. Wszystkie te jednostki znajdują się w bazie danych G-02b. Wśród respondentów znalazły się elektrownie zawodowe, elektrociepłownie zawodowe, elektrociepłownie przemysłowe, ciepłownie, przedsiębiorstwa energetyki cieplnej, przedsiębiorstwa przemysłowe (fabryki), przedsiębiorstwa gospodarki komunalnej, większe przedsiębiorstwa rolnicze, większe szpitale, większe wyższe uczelnie, większe spółdzielnie mieszkaniowe, kopalnie, spółki należące do grupy PKP. W przedsiębiorstwach tej grupy skoncentrowana jest większość produkcji ciepła w Polsce. Jednostki tej grupy są wyselekcjonowane spośród ponad przedsiębiorstw produkujących, handlujących lub zużywających ciepło i składających sprawozdanie G-02b. Grupa ROLNICTWO. W ramach tej grupy o złożenie ankiety poproszono 92 respondentów. Wśród respondentów znalazły się spółdzielnie rolnicze, spółdzielnie ogrodnicze, przedsiębiorstwa rolnicze S.A., przedsiębiorstwa rolnicze spółki z o.o., prywatne gospodarstwa rolne, prywatne gospodarstwa ogrodnicze, przedsiębiorstwa hodowlane, przedsiębiorstwa nasiennicze. Są to jednostki, które nie znalazły się w grupie DUŻE, a znajdują się w bazie G-02b. Jednostki te znajdują się w Bazie Jednostek Statystycznych (BJS) używanej przez GUS. Baza ta zawiera większe gospodarstwa rolne. Liczbę liczebność populacji w Polsce uzyskano z GUS. W grupie Rolnictwo według danych na koniec 2005 roku GUS zarejestrował przedsiębiorstw realizujących działalność rolniczą. W grupie tej wg GUS funkcjonuje około indywidualnych gospodarstw rolnych. 119

120 Grupa UCZELNIE. W ramach tej grupy o złożenie ankiety poproszono 36 mniejszych, nie mieszczących się w grupie DUŻE, wyższych uczelni. Jednostki te znajdują się w Bazie Jednostek Statystycznych (BJS). Liczebność populacji w Polsce uzyskano z małego Rocznika Statystycznego Polski. Grupa SZPITALE. W ramach tej grupy o złożenie ankiety poproszono 111 szpitali, ośrodków szpitalno uzdrowiskowych, uzdrowisk, ośrodków rehabilitacyjnych. Jednostki te nie mieszczą się w grupie DUŻE. Wyboru dokonano spośród Bazy Jednostek Statystycznych (BJS). Liczebność populacji w Polsce uzyskano z małego Rocznika Statystycznego Polski. Grupa OCZYSZCZALNIE. W ramach tej grupy o złożenie ankiety poproszono 24 przedsiębiorstw gospodarki komunalnej, przedsiębiorstw wodociągów i kanalizacji, przedsiębiorstw oczyszczania miast. Liczebność populacji w Polsce uzyskano z małego Rocznika Statystycznego Polski. Grupa HOTELE. W ramach tej grupy o złożenie ankiety poproszono 189 hoteli różnej wielkości. Liczebność populacji w Polsce uzyskano z małego Rocznika Statystycznego Polski. Grupa HIPERMARKETY. W ramach tej grupy o złożenie ankiety poproszono 124 hipermarkety z większych miast w Polsce. Wyboru respondentów dokonano na podstawie danych adresowych uzyskanych z INTERNETU. Wśród wytypowanych respondentów znalazły się oddziały terenowe dużych central Tesco, Auchan itd. Liczebność populacji w Polsce uzyskano z małego Rocznika Statystycznego Polski. Jako liczebność populacji przyjęto liczbę sklepów o powierzchni sprzedażowej powyżej 400 m 2. Grupa REKREACJA. W ramach tej grupy o złożenie ankiety poproszono 50 respondentów. Wśród respondentów znalazły się głównie pływalnie, parki wodne oraz ośrodki sportowo rekreacyjne. Wyboru dokonano na podstawie listy adresowej uzyskanej z INTERNETU. GUS nie prowadzi obserwacji obiektów rekreacyjnych. Wyboru mniejszych producentów ciepła należących do grup: rolnictwo, uczelnie, szpitale, oczyszczalnie, hotele, hipermarkety i rekreacja dokonano z myślą o tym, że w przedsiębiorstwach tych możliwe będzie wprowadzenie mikrokogeneracji. Wszystkie wyżej wymienione grupy respondentów proszono o wypełnienie ankiety o symbolu PKG

121 Grupa GMINY. W ramach tej grupy o złożenie ankiety poproszono 286 gmin miejskich i miejsko wiejskich, w których w dotychczasowych statystykach nie stwierdzono istnienia sieci systemów ciepłowniczych. Gminy poproszono o wypełnienie ankiety o symbolu PKG Przebieg badania Opracowanie wzoru ankiet i objaśnień do ich wypełniania Wzory ankiet PKG-1 i PKG-2 oraz objaśnienia do ich wypełniania zostały opracowane wspólnie przez Uczelniane Centrum Badawcze Energetyki i Ochrony Środowiska oraz Agencję Rynku Energii S.A. Wzory ankiet wraz z objaśnieniami zostały zaakceptowane przez Zespół Roboczy oraz Komitet Sterujący, ciała powołane przez zleceniodawcę głównego, którym są Ministerstwo Gospodarki oraz Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych Konsultacje telefoniczne udzielane respondentom W okresie wypełniania przez respondentów ankiet wykonawcy badania udzielali dodatkowych wyjaśnień zgłaszającym się respondentom. Konsultacje były świadczone od do r. W tym czasie udzielono 480 porad przy wypełnianiu ankiet. Główne problemy z jakimi nie mogli poradzić sobie respondenci były następujące: 1. Znaczna część respondentów nie wiedziała co to jest kogeneracji, 2. Respondenci wytwarzający tylko ciepło mieli wątpliwości czy ankieta ich dotyczy, 3. Hipermarkety. Nasza centrala jest w Warszawie, my nie mamy danych i nie mamy prawa wypełniać takich ankiet. Zwróćcie się do centrali, 4. Czy wypełnienie ankiety jest obowiązkowe, czy dobrowolne? Jeśli obowiązkowe to na podstawie jakiego przepisu. Jeśli dobrowolne to dziękuję ale nie wypełnię, 5. Ze znaczną częścią respondentów wypełniono ankietę w całości, 6. Uwidoczniły się znaczne dysproporcje wiedzy na temat energii u poszczególnych ankietowanych. Problem ten występuje głównie w spółdzielniach mieszkaniowych. W niektórych spółdzielniach wiedza na ten temat jest bardzo dobra (monitorowanie zużycia, wprowadzanie oszczędności). W innych spółdzielniach wiedza jest niedostateczna, 7. Gminy. Głównym problem jakie przy wypełnianiu ankiety napotkały gminy było oszacowanie kubatury budynków. Z wypowiedzi gmin wynika, że podatek od budynków płacony jest za powierzchnię użytkową. Z tym, że powierzchnia 121

122 o mniejszej wysokości niż standardowa liczy się mnożąc przez jakiś współczynnik (inną powierzchnię przypisuje się tzw. skosom niż powierzchniom o pełnej wysokości). Stąd brał się problem w wyliczeniu kubatury Wyniki badania statystycznego W tabeli 7.1 przedstawiono liczby respondentów wyznaczonych do złożenia ankiety oraz liczby respondentów, którzy udzielili odpowiedzi. W kolumnie 1 tabeli przedstawiono liczebność populacji w Polsce. Dane dotyczące liczebności populacji w Polsce dla grup: uczelnie, szpitale, oczyszczalnie ścieków, hotele, hipermarkety uzyskano z Małego rocznika statystycznego Polski. Dane dotyczące liczby przedsiębiorstw rolniczych w Polsce uzyskano telefonicznie z GUS. Wszystkie jednostki grupy DUŻE znajdują się w bazie danych G-02b (jednostki, które składają coroczne sprawozdanie G-02b). Wyszczególnienie Liczebność populacji w Polsce Tabela 7.1 Zestawienie respondentów Liczebność populacji w bazie ARE Liczba jednostek wylosowanych do badania Procent badanych jednostek Liczba uzyskanych odpowiedzi Procent uzyskanych odpowiedzi Ankieta PKG-1 Duże , ,1 Rolnictwo ,5 6 6,5 Uczelnie , ,1 Szpitale , ,5 Oczyszczalnie ścieków ,8 2 8,3 Hotele ,9 Hipermarkety ,0 Rekreacja Brak danych w statystyce GUS ,0 Ankieta PKG-2 Gminy Wykaz jednostek terytorialnych kraju , , Zestawienie wyników badania PKG-1 W tabeli 7.2 przedstawiono porównanie produkcji ciepła uzyskaną jako sumę ze złożonych ankiet PKG-1 oraz danych pochodzących ze statystyki publicznej prowadzonej w oparciu o sprawozdanie G-02b. 122

123 Wyszczególnienie Tabela 7.2 Produkcja ciepła według ankiet oraz według G-02b w 2005 roku Procent uzyskanych odpowiedzi Produkcja ciepła według ankiety PKG-1 Produkcja ciepła według bazy G-02b Jednostki GJ Duże 43, Produkcja pozostałych - nie wybranych do badania Rolnictwo 1, Uczelnie 29, Szpitale 14, Oczyszczalnie ścieków 3, Hotele Hipermarkety Rekreacja Razem Jak wynika z tabeli 7.2 całkowita produkcja ciepła wykazana przez ankietowane jednostki stanowi 62,58 % ciepła wykazywanego przez wszystkich producentów ciepła objętych sprawozdaniem G-02b, czyli ponad jednostek. Ponad 96% ciepła wykazanego przez ankietowanych wyprodukowano w ramach grupy DUŻE. Omówienie wyników ankiety grupy DUŻE Zestawienie podstawowych danych z ankiety dla grupy DUŻE W grupie tej znajdują się wszyscy najwięksi producenci ciepła oraz energii elektrycznej. Podstawowe informacje uzyskane z ankiet przedstawiono w tabeli poniżej: Tabela 7.3 Podstawowe dane uzyskane w badaniu ankietowym w ramach grupy DUŻE. Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła w skojarzeniu TJ Produkcja energii elektrycznej TWh Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu TWh Produkcja chłodu TJ Zużycie chłodu TJ Moc urządzeń napędzanych inaczej niż silnikami elektrycznym MW Jednostki tej grupy produkują większość ciepła i energii elektrycznej w Polsce. Produkcja chłodu występuje we wszystkich szpitalach (woda lodowa) w niektórych kopalniach, w przemyśle (szczególnie przetwórczym). Produkcja chłodu odbywa się głównie w instalacjach sprężarkowych. Urządzenia napędzane inaczej niż za pomocą silników elektrycznych głównie turbopompy napędzające pompy wody zasilającej w kilku elektrowniach, pompy parowe 123

124 pracujące w pomieszczeniach z zagrożeniem wybuchem oraz turbosprężarki produkujące dmuch wielkopiecowy w hutach. Są to urządzenia, które mogą pracować w układach kogeneracyjnych. Aproksymacja wyników grupy DUŻE na dane ogólnokrajowe W celu uzyskania danych ogólnokrajowych na podstawie danych uzyskanych z badania ankietowego dane pomnożono przez odpowiednie współczynniki aproksymacji. Z uwagi na to, że w grupie tej występują bardzo różnorodne jednostki współczynniki ustalono metodą heurystyczną po przeanalizowaniu składu grupy, liczby uzyskanych odpowiedzi z jednostek poszczególnych typów, ich struktury produkcji itp. Posłużono się również porównaniem danych o wielkości produkcji ciepła i energii elektrycznej uzyskanych z ankiety za 2005 rok z danymi uzyskanymi ze statystyki publicznej za 2005 rok. Inne współczynniki wyznaczono dla wielkości związanych z energią elektryczną, a inne dla wielkości związanych z ciepłem i paliwem. Współczynniki te w przybliżeniu są ilorazem produkcji energii elektrycznej (brano również pod uwagę moc) ze statystyki publicznej przez produkcje energii elektrycznej uzyskaną z ankiety. Analogicznie wyznaczono współczynnik aproksymacji dla ciepła. W konsekwencji przyjęto następujące współczynniki aproksymacji. wielkości dotyczące energii elektrycznej zostały pomnożone przez 1,2, wielkości dotyczące ciepła przez 1,5, zużycie paliw pomnożono przez 1,1. Tabela 7.4 Aproksymacja danych grupy DUŻE na dane ogólnokrajowe. Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła w skojarzeniu TJ Produkcja energii elektrycznej TWh Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu TWh Produkcja chłodu TJ Zużycie chłodu TJ Moc urządzeń napędzanych inaczej niż silnikami elektrycznym MW Uzyskany wynik budzi uzasadnione wątpliwości. Przyjmując jeden współczynnik aproksymacji dla ciepła oraz energii elektrycznej w całej grupie uzyskuje się inne dane za rok 2005 niż dane rzeczywiste. Np. produkcja ciepła w skojarzeniu aproksymowana jest większa niż produkcja ciepła w skojarzeniu rzeczywista. 124

125 Zestawienie wyników badania ankietowego grupy DUŻE w podgrupach zgodnych z PKD Poniżej, w tabeli 7.5, zestawiono podstawowe wyniki badania ankietowego dla poszczególnych podgrup grupy DUŻE. Podgrupy te zestawiono według Polskiej Klasyfikacji Działalności. Tabela 7.5 Zestawienie produkcji ciepła w podgrupach grupy DUŻE zgodnych z PKD (TJ) Działalność Wyszczególnienie Rok Rolnictwo Produkcja ciepła Produkcja ciepła w skojarzeniu Górnictwo Produkcja ciepła Produkcja ciepła w skojarzeniu Przetwórczy Produkcja ciepła bez cukrowni Produkcja ciepła w skojarzeniu Cukrownie Produkcja ciepła Produkcja ciepła w skojarzeniu Elektrownie Produkcja ciepła Produkcja ciepła w skojarzeniu Gazownictwo Produkcja ciepła Produkcja ciepła w skojarzeniu Wytw. i dystr. Produkcja ciepła ciepła Produkcja ciepła w skojarzeniu Wodociągi Produkcja ciepła Produkcja ciepła w skojarzeniu Budownictwo Produkcja ciepła Produkcja ciepła w skojarzeniu Transport Produkcja ciepła i łączność Produkcja ciepła w skojarzeniu Obsługa Produkcja ciepła nieruchomości Produkcja ciepła w skojarzeniu Edukacja Produkcja ciepła Produkcja ciepła w skojarzeniu Ochrona zdrowia Produkcja ciepła Produkcja ciepła w skojarzeniu Gospodarka Produkcja ciepła odpadami Produkcja ciepła w skojarzeniu

126 Z tabeli 7.5 wynika, że największymi producentami ciepła są jednostki zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej (grupa PKD 40.1) oraz jednostki zajmujące się wytwarzaniem i dystrybucją ciepła (grupa PKD 40.3). Następnie elektrociepłownie przemysłowe przemysł przetwórczy. Znaczący jest również udział spółdzielni mieszkaniowych. Największy udział w produkcji ciepła w skojarzeniu mają elektrownie i elektrociepłownie zawodowe oraz elektrociepłownie przemysłowe. Tabela 7.6 Produkcja energii elektrycznej w podgrupach grupy DUŻE zgodnych z PKD (MWh) Działalność Wyszczególnienie Rok Rolnictwo Produkcja energii elektrycznej w tym: w skojarzeniu Górnictwo Produkcja energii elektrycznej w tym: w skojarzeniu Przetwórczy Produkcja energii elektrycznej bez cukrowni w tym: w skojarzeniu Cukrownie Produkcja energii elektrycznej w tym: w skojarzeniu Elektrownie Produkcja energii elektrycznej w tym: w skojarzeniu Gazownictwo Produkcja energii elektrycznej w tym: w skojarzeniu Wytw. i dystr. Produkcja energii elektrycznej ciepła w tym: w skojarzeniu Wodociągi Produkcja energii elektrycznej w tym: w skojarzeniu Budownictwo Produkcja energii elektrycznej w tym: w skojarzeniu Transport Produkcja energii elektrycznej i łączność w tym: w skojarzeniu Obsługa Produkcja energii elektrycznej nieruchomości w tym: w skojarzeniu Edukacja Produkcja energii elektrycznej w tym: w skojarzeniu Ochrona Produkcja energii elektrycznej zdrowia w tym: w skojarzeniu Gospodarka Produkcja energii elektrycznej odpadami w tym: w skojarzeniu

127 Największym producentem energii elektrycznej oraz energii elektrycznej w skojarzeniu są elektrownie i elektrociepłownie zawodowe. Drugą pod tym względem branżą są przedsiębiorstwa zajmujące się dystrybucją i wytwarzaniem ciepła a następnie elektrociepłownie przemysłowe. W przedsiębiorstwach gospodarki odpadami energia elektryczna i ciepło uzyskiwane są z paliw odnawialnych, w znanych przypadkach z biogazu uzyskiwanego ze ścieków komunalnych. Pojawienie się produkcji energii elektrycznej w następnych latach w przedsiębiorstwach wodociągowych wystąpi w takich przedsiębiorstwach, które zajmują się również kanalizacją. Pod względem wielkości produkcji ciepła i energii elektrycznej pośród przedsiębiorstw przetwórczych wyróżniają się przedsiębiorstwa przemysłu rafineryjnego i przemysłu chemicznego. Przedsiębiorstwa przemysłu papierniczego do produkcji energii elektrycznej i ciepła wykorzystują energię odnawialną w postaci odpadów drzewnych (kora) oraz ług powarzelny, który jest odpadem płynnym powstającym przy produkcji papieru. W przemyśle chemicznym natomiast znaczący jest udział ciepła z odzysku z procesów egzotermicznych. W tabelach poniżej zestawiono wielkości produkcji i zużycia ciepła oraz produkcji energii elektrycznej w przemyśle rafineryjnym, chemicznym i papierniczym. Działalność Rafineryjny Chemiczny Papierniczy Tabela 7.7 Produkcja i zużycie ciepła w wybranych gałęziach przemysłu (TJ) Wyszczególnienie Rok Produkcja ciepła w tym: w skojarzeniu Zużycie ciepła Produkcja ciepła w tym: w skojarzeniu Zużycie ciepła Produkcja ciepła w tym: w skojarzeniu Zużycie ciepła Tabela 7.8 Produkcja i zużycie energii elektrycznej w wybranych gałęziach przemysłu (MWh) Działalność Rafineryjny Chemiczny Papierniczy Wyszczególnienie Rok Produkcja energii elektrycznej w tym: w skojarzeniu Produkcja energii elektrycznej w tym: w skojarzeniu Produkcja energii elektrycznej w tym: w skojarzeniu

128 Omówienie wyników grupy ROLNICTWO Zestawienie podstawowych danych z ankiety dla grupy ROLNICTWO W grupie tej znalazły się takie przedsiębiorstwa zarejestrowane jako prowadzące działalność rolniczą, które ze względu na małą produkcję i zużycie ciepła nie znalazły się w grupie DUŻE. Liczbę przedsiębiorstw rolniczych, które złożyły wypełnioną ankietę trudno uznać za reprezentatywną. Przedsiębiorstwa te ciepło produkują we własnym zakresie. Część ciepła sprzedają dla potrzeb ogrzewania pobliskich budynków mieszkalnych. Przedsiębiorstwa te dla własnych potrzeb produkują niewielkie ilości chłodu głównie w instalacjach sprężarkowych Chłód ten wykorzystują w przechowalniach płodów rolnych i ogrodniczych. Tabela 7.9 Podstawowe dane uzyskane w badaniu ankietowym w ramach grupy ROLNICTWO Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Produkcja ciepła na sprzedaż TJ Produkcja chłodu GJ 10,4 10,4 10,4 10,4 Zużycie chłodu GJ 10,4 10,4 10,4 10,4 Przedsiębiorstwa te nie przewidują zwiększenia produkcji ciepła i chłodu. Aproksymacja wyników grupy ROLNICTWO na dane ogólnokrajowe Współczynniki aproksymacji wyznaczono metodą heurystyczną (w przybliżeniu przyjęto iloraz liczby jednostek w bazie danych, z których wybrano respondentów przez liczbę uzyskanych odpowiedzi). Dla grupy rolnictwo współczynnik ten wynosi 55,66. Tabela 7.10 Aproksymacja danych grupy ROLNICTWO na dane ogólnokrajowe Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Produkcja ciepła na sprzedaż TJ Produkcja chłodu GJ Zużycie chłodu GJ Jak wspomniano powyżej badania tej grupy nie można uznać za reprezentatywne. Co za tym idzie wynik aproksymacji również nie jest reprezentatywny. 128

129 Omówienie wyników grupy UCZELNIE Zestawienie podstawowych danych z ankiety dla grupy UCZELNIE Analogicznie jak w grupie rolnictwo w grupie tej znalazły się uczelnie, które ze względu na małą ilość produkowanego i zużywanego ciepła nie znalazły się w grupie DUŻE. Liczba uzyskanych w stosunku do liczby wylosowanych do badania jednostek jest na tyle duża, że badanie tej grupy można uznać za reprezentatywne. Tabela 7.11 Podstawowe dane uzyskane w badaniu ankietowym w ramach grupy UCZELNIE Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Zużycie ciepła TJ Produkcja chłodu GJ Zużycie chłodu GJ Wyższe uczelnie większość zużywanego ciepła zakupują w przedsiębiorstwach ciepłowniczych. Niewielką ilość produkowanego ciepła sprzedają na potrzeby ogrzewania mieszkań. Planowany przyrost zużycia ciepła do roku 2020 jest niewielki. Uczelnie przewidują coraz większe zapotrzebowanie na chłód. Planują to osiągnąć w instalacjach sprężarkowych. Aproksymacja wyników grupy UCZELNIE na dane ogólnokrajowe Współczynnik aproksymacji dla tej grupy wyznaczono jako iloraz liczby jednostek tego typu w bazie ARE przez liczbę uzyskanych odpowiedzi. Współczynnik ten wyniósł 3,41. Tabela 7.12 Aproksymacja danych grupy UCZELNIE na dane ogólnokrajowe Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Zużycie ciepła TJ Produkcja chłodu GJ Zużycie chłodu GJ

130 Biorąc pod uwagę jednorodność ankietowanych jednostek pod względem gospodarki energetycznej aproksymację tej grupy do danych ogólnokrajowych można uważać za bliską prawdy. Omówienie wyników grupy SZPITALE Zestawienie podstawowych danych z ankiety dla grupy SZPITALE Analogicznie jak w dwóch poprzednich grupach w grupie szpitale znalazły się placówki, które ze względu na małą produkcję i zużycie ciepła nie znalazły się w grupie DUŻE. Liczba uzyskanych odpowiedzi w stosunku do liczby wylosowanych do badania jednostek pozwala uznać wyniki tej grupy za reprezentatywne. Tabela 7.13 Podstawowe dane uzyskane w badaniu ankietowym w ramach grupy SZPITALE Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Produkcja ciepła na sprzedaż TJ Produkcja ciepła w skojarzeniu TJ Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu MWh Zużycie ciepła TJ Moc urządzeń wytwarzających chłód w instalacjach sprężarkowych MW 4,2 6,9 7,8 8,6 Moc urządzeń wytwarzających chłód w instalacjach absorpcyjnych MW 0,6 2,8 2,9 3,0 Produkcja chłodu GJ Zużycie chłodu GJ Szpitale oraz uzdrowiska w mniejszych miejscowościach produkują ciepło w we własnym zakresie. W jednostkach tych ciepło w postaci pary zużywane jest do dezynfekcji narzędzi, w pralniach oraz w kuchniach. Ciepło w gorącej wodzie zużywane jest głównie do ogrzewania. Szpitale przewidują wzrost produkcji i zużycia chłodu. W większości szpitali produkowana jest woda lodowa. Wykazany w ankietach wzrost produkcji chłodu może wynikać z chęci schładzania powietrza. Wykazany w ankietach pewien udział produkcji chłodu w instalacjach absorpcyjnych i ich wzrost może sugerować, że ankietowani mogą już myśleć o produkcji chłodu z ciepła odpadowego. Z przeprowadzonego badania wynika, że szpitale są dobrym miejscem do wprowadzenia mikro, a może nawet mini kogeneracji. W niektórych placówkach jest to już widoczne. 130

131 Aproksymacja wyników grupy SZPITALE na dane ogólnokrajowe Współczynnik aproksymacji dla tej grupy respondentów ustalono analogicznie jak dla grupy uczelnie. Współczynnik ten wyniósł 7,13. Tabela 7.14 Aproksymacja danych grupy SZPITALE na dane ogólnokrajowe Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Produkcja ciepła na sprzedaż TJ Produkcja ciepła w skojarzeniu TJ Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu MWh Zużycie ciepła TJ Moc urządzeń wytwarzających chłód w instalacjach sprężarkowych MW 30,2 49,1 56,0 61,4 Moc urządzeń wytwarzających chłód w instalacjach absorpcyjnych MW 4,3 19,8 20,6 21,7 Produkcja chłodu GJ Zużycie chłodu GJ Ze względu na jednorodność energetyczną jednostek tej grupy wynik aproksymacji można przyjąć za prawdopodobny. Omówienie wyników grupy OCZYSZCZALNIE ŚCIEKÓW Zestawienie podstawowych danych z ankiety dla grupy OCZYSZCZALNIE ŚCIEKÓW. Wyboru oczyszczalni ścieków do badania ankietowego dokonano ze względu na pojawiające się w tych jednostkach wykorzystywanie energetyczne ścieków, szczególnie ścieków komunalnych. Liczba złożonych ankiet (2) nie pozwala badania jednostek tej grupy uznać za badanie reprezentatywne. Tabela 7.15 Podstawowe dane uzyskane w badaniu ankietowym w ramach grupy OCZYSZCZALNIE ŚCIEKÓW Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Produkcja ciepła w skojarzeniu TJ Produkcja energii elektrycznej MWh Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu MWh Zużycie ciepła TJ

132 W uzyskanych odpowiedziach potwierdziła się teza o wykorzystaniu energetycznym ścieków komunalnych. Teza ta potwierdziła się podczas rozmów telefonicznych z ankietowanymi jak również w uzyskanych odpowiedziach. W jednostkach tych ze spalania biogazu produkuje się samo ciepło bez skojarzenia, ciepło w skojarzeniu oraz energię elektryczną w skojarzeniu. Niektóre z tych jednostek dokupują ciepło. Aproksymacja wyników grupy OCZYSZCZALNIE ŚCIEKÓW na dane ogólnokrajowe Współczynnik aproksymacji dla tej grupy respondentów ustalono analogicznie jak dla poprzednich grup. Współczynnik ten wyniósł 33,5. Tabela 7.16 Aproksymacja danych grupy OCZYSZCZALNIE ŚCIEKÓW na dane ogólnokrajowe Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Produkcja ciepła w skojarzeniu TJ Produkcja energii elektrycznej MWh Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu MWh Zużycie ciepła TJ W przypadku tej grupy wynik aproksymacji trudno uznać za wiarygodny. Ankietę bowiem złożyły jednostki wykorzystujące biogaz do produkcji ciepła i energii elektrycznej w skojarzeniu. Póki co liczba takich jednostek w Polsce jest niewielka. Jednakże gdy analizuje się potencjał kogeneracji w kraju należy przyjąć, że liczba takich jednostek będzie szybko rosła. Zwłaszcza, że paliwo używane w tym przypadku jest paliwem odnawialnym. Omówienie wyników grupy HOTELE Zestawienie podstawowych danych z ankiety dla grupy HOTELE Wyboru respondentów dokonano na podstawie bazy danych G-02b jak również na podstawie danych adresowych uzyskanych z internetu. W grupie tej znalazły się hotele, które ze względu na małą produkcję i zużycie ciepła nie znalazły się w grupie DUŻE. Liczba uzyskanych odpowiedzi nie jest zadawalająca (15 z 189) ale na tyle duża, że badanie tej grupy można uznać za reprezentatywne. Tym bardziej, że jest to grupa jednostek jedororodnych pod względem energetycznym. 132

133 Tabela Podstawowe dane uzyskane w badaniu ankietowym w ramach grupy HOTELE Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Zużycie ciepła TJ Moc urządzeń wytwarzających chłód w instalacjach sprężarkowych MW 77,3 77,3 77,3 77,3 Produkcja chłodu GJ Zużycie chłodu GJ Większość hoteli, które odpowiedziały na ankietę kupują ciepło z przedsiębiorstw ciepłowniczych. We wszystkich hotelach produkowany jest chłód w instalacjach sprężarkowych. Suma 77,3 MW mocy chłodzącej instalacji sprężarkowych jest bardzo zawyżona. Jest to jednak informacja, że cały chłód w hotelach jest produkowany w instalacjach sprężarkowych. Aproksymacja wyników grupy HOTELE na dane ogólnokrajowe Współczynnik aproksymacji dla tej grupy respondentów ustalono jako stosunek liczby jednostek wybranych do badania do liczby uzyskanych odpowiedzi. Współczynnik ten wyniósł 12,6. Tabela 7.18 Aproksymacja danych grupy HOTELE na dane ogólnokrajowe Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Zużycie ciepła TJ Moc urządzeń wytwarzających chłód w instalacjach sprężarkowych MW Produkcja chłodu GJ Zużycie chłodu GJ Większość hoteli w Polsce kupuje ciepło z przedsiębiorstw ciepłowniczych. Większe hotele, wyposażone w parki wodne, sauny mogą być dobre do wprowadzenia w nich kogeneracji, a nawet, ze względu na spore zapotrzebowanie na chłód, trigeneracji. Omówienie wyników grupy HIPERMARKETY Zestawienie podstawowych danych z ankiety dla grupy HIPERMARKETY Wyboru Hipermarketów do badania ankietowego dokonano na podstawie adresów ustalonych na podstawie danych z internetu. Hipermarkety bowiem nie składają sprawozdań w ramach 133

134 statystyki publicznej do ARE (mimo, że są o to proszone). Liczba udzielonych odpowiedzi jest nie zadawalająca. Jakość tych odpowiedzi jest również wątpliwa. Z ankiet tych można jedynie ustalić, że hipermarkety zużywają ciepło z zakupu oraz produkują chłód w instalacjach sprężarkowych. Hipermarkety nie produkują ciepła (albo nie podają, że produkują) mimo, że posiadają urządzenia produkujące ciepło. Tabela 7.19 Podstawowe dane uzyskane w badaniu ankietowym w ramach grupy HIPERMARKETY Wyszczególnienie Jednostka Rok Zużycie ciepła TJ Moc urządzeń wytwarzających chłód w instalacjach sprężarkowych MW 3,7 6,3 6,3 6,3 Produkcja chłodu GJ Zużycie chłodu GJ Aproksymacja wyników grupy HIPERMARKETY na dane ogólnokrajowe Współczynnik aproksymacji dla tej grupy respondentów ustalono jako stosunek liczby jednostek wybranych do badania do liczby uzyskanych odpowiedzi. Współczynnik ten wyniósł 24,8. Tabela 7.20 Aproksymacja danych grupy HIPERMARKETY na dane ogólnokrajowe Wyszczególnienie Jednostka Rok Zużycie ciepła TJ Moc urządzeń wytwarzających chłód w instalacjach sprężarkowych MW 92,8 155,7 155,7 155,7 Produkcja chłodu GJ Zużycie chłodu GJ Duże hipermarkety mogą być dobrym miejscem do wprowadzenia kogeneracji, a nawet trigeneracji. Jest tam bowiem zapotrzebowanie na ciepło, chłód i energię elektryczną. Kłopot jednak w tym, że wolą one czerpać zyski z handlu a nie inwestować w gospodarkę energetyczną. Omówienie wyników grupy REKREACJA Zestawienie podstawowych danych z ankiety dla grupy REKREACJA Wyboru respondentów w tej grupie dokonano na podstawie danych adresowych z internetu. W bazach danych GUS oraz ARE S.A. nie ma danych dotyczących tego typu obiektów. Do grupy tej wybrano głównie parki wodne, baseny i inne obiekty rekreacyjne z basenami. 134

135 Uważa się bowiem, że w obiektach tych możliwe jest wprowadzenie kogeneracji. Liczba uzyskanych odpowiedzi pozwala uznać badanie tej grupy za reprezentatywne. Tabela Podstawowe dane uzyskane w badaniu ankietowym w ramach grupy REKREACJA Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Zużycie ciepła TJ Jak wynika z danych zamieszczonych w ankiecie jednostki tego typu w większości kupują ciepło. Około 1/3 ciepła produkują na własne potrzeby. Jednostki te póki co nie produkują energii elektrycznej. Produkują nieznaczne ilości chłodu (prawdopodobnie są to lodówki). Aproksymacja wyników grupy REKREACJA na dane ogólnokrajowe Współczynnik aproksymacji dla tej grupy respondentów ustalono jako stosunek liczby jednostek wybranych do badania do liczby uzyskanych odpowiedzi. Współczynnik ten wyniósł 3,57. Tabela 7.22 Aproksymacja danych grupy REKREACJA na dane ogólnokrajowe Wyszczególnienie Jednostka Rok Produkcja ciepła TJ Produkcja ciepła na własne potrzeby TJ Zużycie ciepła TJ Uzyskany wynik aproksymacji może być prawidłowy jeśli liczba samodzielnych obiektów tego typu w Polsce wynosi 50. Liczby tych obiektów nie ma w zbiorach GUS Omówienie wyników badania ankietowego gmin ankieta PKG-2 Ankietę wypełniło ponad 29 % gmin, które o to poproszono. W badaniu, gminy poproszono o podanie wielkości na podstawie, których można oszacować zapotrzebowanie na ciepło. Wielkością tą jest kubatura budynków. Na podstawie rozmów telefonicznych uważa się, że większość gmin wielkość tę szacowała analizując liczbę mieszkańców, liczbę dużych budynków, liczbę domków jednorodzinnych itp. Dane na ten temat są więc przybliżone. W ankiecie tej szacunkowo podano również strukturę zużycia paliw. 135

136 Zestawienie wyników badania ankietowego gmin W tabeli poniżej zestawiono podstawowe wyniki badania ankietowego gmin. Tabela 7.23 Zestawienie podstawowych wyników badania ankietowego gmin PKG-2 Liczba gmin posiadających plan zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i gaz 33 Całkowita kubatura budynków na terenie gminy wymagających ogrzewania (m 3 ) Rok Przybliżone obecne zapotrzebowanie na moc cieplną gminy Liczba budynków na terenie gminy o całkowitej powierzchni użytkowej powyżej 1000 m System zaopatrzenia w ciepło przybliżone udziały procentowe Kotłownie osiedlowe Indywidualne Inne (kotłownie przem.) Zakup spoza gminy 9,75 85,57 3,65 1,03 Przybliżone udziały procentowe paliw używanych na terenie gminy Węgiel Drewno Inne Gaz płynny Gaz ziemny odnawialne (LPG) Olej opałowy Inne lokalne 60,95 11,84 0,30 19,14 1,38 5,35 1,04 Liczba gmin gdzie znajduje się sieć gazownicza pozwalająca na przyłączenie większych odb. 60 Liczba gmin rozważających wprowadzenie kogeneracji w oparciu o silnik spalinowy 3 Liczba gmin rozważających wprowadzenie kogeneracji w oparciu o spalanie biomasy 10 Liczba gmin rozważających wprowadzenie kogeneracji w oparciu o inną technologię 5 Spośród 84 gmin, które udzieliły odpowiedzi 33 posiada plany zaopatrzenia w ciepło energię elektryczną i gaz. Stanowi to ponad 39 % z liczby uzyskanych odpowiedzi. Uważa się, że w skali kraju odsetek ten jest znacznie mniejszy. Na terenie badanych gmin dominującym systemem zaopatrzenia w ciepło są indywidualne urządzenia grzewcze. Ponad 85 % obiektów zaopatruje się w ten sposób. Dominującym paliwem używanym do celów grzewczych jest węgiel 60,95 %. Znaczący jest udział drewna prawie 12 %. Na terenie 84 zbadanych gmin w 79 z nich znajduje się budynków o powierzchni powyżej 1000 m 2. Liczba tych budynków w następnych latach ma rosnąć. Szczególnie dotyczy to obiektów sportowych i handlowych. W sumie 18 gmin rozważa wprowadzenie na swoim terenie kogeneracji. Głównie w oparciu o biomasę. Aproksymacja wyników zbadanych gmin na dane ogólnokrajowe Znaczna różnorodność badanych gmin pozwala uzyskane wyniki badania ankietowego aproksymować na dane ogólnokrajowe gmin. Dane uzyskane z badania ankietowego pomnożono przez współczynnik aproksymacji ustalony jako iloraz liczby gmin bez sieci ciepłowniczej przez liczbę zbadanych gmin. 136

137 Współczynnik ten wynosi 15. Tabela 7.24 Aproksymacja wyników badania gmin na dane ogólnokrajowe Liczba gmin posiadających plan zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i gaz 375 Całkowita kubatura budynków na terenie gminy wymagających ogrzewania (m 3 ) Rok Przybliżone obecne zapotrzebowanie na moc cieplną gminy Liczba budynków na terenie gminy o całkowitej powierzchni użytkowej powyżej 1000 m Przybliżone udziały procentowe paliw używanych na terenie gminy Węgiel Drewno Inne Gaz ziemny Gaz płynny Olej opałowy Inne lokalne odnawialne (LPG) 60,95 11,84 0,30 19,14 1,38 5,35 1,04 System zaopatrzenia w ciepło przybliżone udziały procentowe Kotłownie osiedlowe Indywidualne Inne (kotłownie przem.) Zakup spoza gminy 9,75 85,57 3,65 1,03 Liczba gmin gdzie znajduje się sieć gazownicza pozwalająca na przyłączenie większych odb. 900 Liczba gmin rozważających wprowadzenie kogeneracji w oparciu o silnik spalinowy 45 Liczba gmin rozważających wprowadzenie kogeneracji w oparciu o spalanie biomasy 150 Liczba gmin rozważających wprowadzenie kogeneracji w oparciu o inną technologię 75 W danych aproksymowanych raczej niemożliwa są liczby gmin posiadające plan zaopatrzenia w nośniki energii liczby gmin z siecią gazowniczą pozwalającą przyłączyć większych odbiorców (900 z 1336) oraz liczby gmin rozważających wprowadzenie kogeneracji Aproksymacja wyników badania ankietowego PKG-1 na dane ogólnokrajowe Szczegółowe wyniki badania ankietowego przedstawione jako suma wszystkich grup zamieszczono w załączniku oznaczonym numerem 10. Uznano, że najlepszą metodą aproksymacji wyników badania ankietowego jest ustalenie różnych współczynników aproksymacji dla każdej wielkości znajdującej się w ankiecie. W metodzie tej należy porównać dostępne dane ogólnokrajowe z wynikami ankiety. Współczynniki aproksymacji są ilorazem danych ogólnokrajowych za rok 2005 przez wynik ankiety dla 2005 roku. Na podstawie dostępnych danych ogólnokrajowych ustalono następujące współczynniki aproksymacji: Moc cieplna urządzeń wytwarzających ciepło 1,1, Moc urządzeń wytwarzających ciepło w skojarzeniu 1,1, Produkcja ciepła 1,645, Produkcja ciepła w skojarzeniu 1,17, Moc elektryczna urządzeń wytwarzających energię elektryczną 1,1943, Moc elektryczna urządzeń wytwarzających energię elektryczną w skojarzeniu 1,1943, 137

138 Produkcja energii elektrycznej brutto 1,13544, Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu 1, W tabelach poniżej podano uzyskane wyniki badania ankietowego oraz wynik ich aproksymacji na dane ogólnokrajowe. Tabela 7.25 Moc cieplna, moc elektryczna oraz produkcja ciepła i energii elektrycznej - prosta suma ankiet Lp. Wyszczególnienie Jednostka 1 2 Moc cieplna urządzeń wytwarzających ciepło Moc cieplna urządzeń wytwarzających ciepło skojarzeniu Rok w MW , , , ,3 MW , , , ,6 3 Produkcja ciepła TJ , , , ,419 4 Produkcja ciepła na potrzeby własnego przedsiębiorstwa TJ , , , ,690 5 Produkcja ciepła na sprzedaż TJ , , , , Produkcja ciepła w skojarzeniu Moc elektryczna urządzeń wytwarzających energię elektryczną (brutto) Moc elektryczna urządzeń wytwarzających energię elektryczną w skojarzeniu (brutto) TJ , , , ,179 MW , , , ,4 MW , , , , Produkcja energii elektrycznej (brutto) Produkcja energii elektrycznej (brutto) w skojarzeniu GWh , , , ,736 GWh , , , ,

139 Tabela 7.26 Moc cieplna, moc elektryczna oraz produkcja ciepła i energii elektrycznej - aproksymacja na kraj Lp. Wyszczególnienie Jednostka Rok Moc cieplna urządzeń wytwarzających ciepło Moc cieplna urządzeń wytwarzających ciepło w skojarzeniu MW , , , ,3 MW , , , ,7 3 Produkcja ciepła TJ , , , ,574 3a Produkcja ciepła na potrzeby własnego przedsiębiorstwa TJ , , , ,372 3b Produkcja ciepła na sprzedaż TJ , , , ,202 4 Produkcja ciepła w skojarzeniu TJ , , , ,620 5 Moc elektryczna urządzeń MW , , , ,2 6 Moc elektryczna urządzeń MW , , , ,1 7 Produkcja energii elektrycznej GWh , , , ,101 8 Produkcja energii elektrycznej (brutto) w skojarzeniu GWh , , , , Aproksymacja produkcji ciepła oraz prognozy produkcji ciepła z danych ankietowych w grupach zależnych od wielkości produkcji na dane ogólnokrajowe Współczynniki aproksymacji dla grup w zależności od wielkości produkcji ciepła ustalono porównując dostępne dane krajowe za rok 2005 z danymi za 2005 uzyskanymi w ankiecie. Tabela 7.27 Produkcja ciepła 2005 r. Grupa Produkcja (TJ) , , , , , , ,1 > ,6 RAZEM ,5 139

140 Tabela 7.28 Prognoza produkcji ciepła - prosta suma ankiet Ogółem w skojarzeniu 2005 rok 2010 rok 2015 rok 2020 rok 2005 rok 2010 rok 2015 rok 2020 rok TJ TJ RAZEM , , , , , , , ,2 >0 <=2 TJ 13,595 13,655 13,538 13,458 0,000 0,000 0,000 0,000 >2 <=5 TJ 112, , , ,810 0,000 0,000 0,000 0,000 >5 <=20 TJ 584, , , , , , , ,594 >20 <=100 TJ 8 844, , , , , , , ,829 >100 <=500 TJ , , , , , , , ,461 >500 <=1000 TJ >1000 <=2000 TJ , , , , , , , , , , , , , , , ,915 >2000 TJ , , , , , , , ,411 Tabela 7.29 Współczynniki aproksymacji w grupach RAZEM Produkcja ciepła Produkcja ciepła w skojarzeniu 1,645 1,170 >0 <=2 TJ 228, ,457 >2 <=5 TJ 48,773 34,681 >5 <=20 TJ 34,257 24,359 >20 <=100 TJ 5,043 3,586 >100 <=500 TJ 1,917 1,363 >500 <=1000 TJ 1,436 1,021 >1000 <=2000 TJ 1,114 0,792 >2000 TJ 1,467 1,

141 Tabela 7.30 Prognoza produkcji ciepła - suma ankiet aproksymowana do wielkości krajowych Ogółem w skojarzeniu 2005 rok 2010 rok 2015 rok 2020 rok 2005 rok 2010 rok 2015 rok 2020 rok TJ TJ RAZEM , , , , , , , ,619 >0 <=2 TJ 3 106, , , ,834 0,000 0,000 0,000 0,000 >2 <=5 TJ 5 484, , , ,808 0,000 0,000 0,000 0,000 >5 <=20 TJ , , , , , , , ,236 >20 <=100 TJ , , , , , , , ,423 >100 <=500 TJ , , , , , , , ,715 >500 <=1000 TJ , , , , , , , ,015 >1000 <=2000 TJ , , , , , , , ,632 >2000 TJ , , , , , , , , Podsumowanie Przeprowadzone badanie, a w szczególności przedstawiona w punktach 6 i 7 aproksymacja wyników badania PKG-1 na dane ogólnokrajowe w połączeniu z aproksymowanymi danymi uzyskanymi z badania gmin, w których nie ma sieci ciepłowniczych, będzie pomocna w określeniu potencjału kogeneracji w Polsce. Prognoza produkcji ciepła, uzyskana z ankiety może się różnić od prognozy uzyskanej metodą makroekonomiczną ze względu na to, że niektóre jednostki wypełniające ankietę przewidują wycofanie z eksploatacji urządzeń nie wprowadzając w zamian nowych urządzeń. Przewidują zatem zmniejszenie mocy produkcyjnej oraz zmniejszenie produkcji. W prognozie makroekonomicznej takich przypadków nie przewiduje się. 141

142 8. Rynek chłodu w Polsce 8.1. Metoda określania zapotrzebowania na chłód wg wskaźników EU Potencjalne zapotrzebowanie na chłód zależy od ilości obiektów budowlanych, ich rodzaju i powierzchni oraz od warunków zewnętrznych (głównie temperatury zewnętrznej). Rzeczywiste zapotrzebowanie uwarunkowane jest szeregiem innych czynników w tym: zamożnością społeczeństwa, gamą ofert rynkowych, rozwojem instalacji chłodniczych, przystępnymi cenami chłodu itp. Warunki zewnętrzne zależą od położenia geograficznego rozpatrywanego miejsca. W celu określenia potencjalnego zapotrzebowanie na chłód w poszczególnych krajach Europy zdefiniowano wskaźnik ECI (European Cooling Index) * zależny od średnich warunków zewnętrznych panujących w okresie letnim w danym mieście lub kraju. Znormalizowana wartość wskaźnika ECI = 100 oznacza średnie warunki europejskie i odnosi się do miast, w których średnia temperatura zewnętrzna wynosi ok.10 C. W poszczególnych krajach Europy wartość tego wskaźnika zmienia się od 6 (Islandia) do 161 (Grecja). Dla Polski wartość wskaźnika ECI określono na 95 czyli jest on zbliżony do średnich warunków europejskich. Całkowite zapotrzebowanie na chłód zależy od zapotrzebowania chłodu dla obiektów mieszkalnych oraz dla obiektów użyteczności publicznej (budynki administracyjne i służby zdrowia, szkoły, hotele, sklepy, biura itp.). Na podstawie analizy zapotrzebowania na chłód w kilku miastach europejskich określono średnie jednostkowe potrzeby chłodnicze w ciągu roku odpowiadające średniemu wskaźnikowi ECI = 100. Jednostkowe potrzeby chłodnicze w tych warunkach zostały określone dla powierzchni obiektów mieszkalnych (37 kwh/m 2 ) oraz dla powierzchni obiektów użyteczności publicznej - nazywanej dalej powierzchnią biurową (82 kwh/m 2 ). Całkowitą powierzchnię mieszkalną i biurową w kraju określono na podstawie jednostkowej powierzchni mieszkalnej i biurowej przypadającej na mieszkańca: P m = a m N (1) P b = a b N (2) gdzie: P m, P b - całkowita powierzchnia mieszkalna i biurowa, m 2, a m, a b - jednostkowa powierzchnia mieszkalna i biurowa przypadająca na mieszkańca (dla Polski określono a m = 21 m 2, a b = 10 m 2 ), N ilość mieszkańców (dla Polski przyjęto 38,2 mln). 142

143 Potencjalne zapotrzebowanie na chłód (odniesione do całkowitej powierzchni mieszkalnej i biurowej) wynosi: E pm = e cm P m ECI/100 (3) E pb = e cb P b ECI/100 (4) gdzie: E pm, E pb - potencjalne zapotrzebowanie na chłód dla całkowitej powierzchni mieszkalnej i biurowej, kwh, e cm, e cb - jednostkowe potrzeby chłodnicze dla powierzchni mieszkalnej i biurowej dla warunków średnioeuropejskich (ECI=100), przyjęto e cm = 37kWh/m 2, e cb = 82kWh/m 2 ), ECI europejski wskaźnik zapotrzebowania na chłód, dla Polski ECI = 95. Rzeczywiste zapotrzebowanie na chłód będzie mniejsze, ponieważ tylko część powierzchni mieszkalnych i biurowych będzie chłodzona. W Japonii chłodzonych jest prawie 100% powierzchni biurowych i 85% mieszkalnych. W USA udziały te wynoszą ok. 70% dla obu rodzajów odbiorców. W krajach EU-15 w roku 2000 chłodzonych było 27% powierzchni biurowych i 5% mieszkalnych. Na podstawie analizy danych z 15-tu krajów UE przyjęto, że docelowy udział powierzchni chłodzonej ( the European saturation rate ) w obiektach mieszkalnych wyniesie ok. 40 % a biurowych ok. 60 %. Szacuje się, że poziom ten zostanie osiągnięty w 2012 r. Dla Polski warunki te mogą być osiągnięte w znacznie póżniejszym terminie. Przyjęto, że będzie to około 2020 roku. Uwzględniając udziały powierzchni chłodzonej zapotrzebowanie na chłód można określić następująco: E m = u cm E pm (5) E b = u cb E pb (6) gdzie: E m, E b - rzeczywiste zapotrzebowanie na chłód w obiektach mieszkalnych i biurowych możliwe do osiągnięcia, kwh, u cm, u cb - udział powierzchni chłodzonej w obiektach mieszkalnych i biurowych, (przyjęto, że docelowe udziały u cm = 0,4 u cb = 0,6 zostaną osiągnięte również w Polsce, tylko w późniejszym terminie tj. około 2020 r.). Analogicznie określono potencjalne i docelowe zapotrzebowanie na chłód dla obiektów przemysłowych. Przyjęto, że jednostkowa powierzchnia przemysłowa przypadająca 143

144 na mieszkańca wynosi a p = 5 m 2, natomiast jednostkowe potrzeby chłodnicze dla powierzchni przemysłowej dla warunków średnioeuropejskich wynoszą e cp = 123 kwh/m 2. Ponadto założono, że dla obiektów przemysłowych docelowy udział powierzchni chłodzonej wyniesie 10 % (u cp = 0,1). Energią napędową w agregatach chłodniczych może być energia elektryczna lub cieplna. Obecnie większość stanowią agregaty sprężarkowe zasilane energią elektryczną. Agregaty absorpcyjne zasilane energią cieplną stanowią obecnie znikomy procent i występują praktycznie tylko w obiektach biurowych i przemysłowych. Zapotrzebowanie na chłód w obiektach mieszkalnych, biurowych i przemysłowych można więc przedstawić z uwzględnieniem chłodu wytwarzanego w agregatach sprężarkowych i absorpcyjnych. Dla obiektów mieszkalnych w postaci: E = E + E (7) E m m ms am ma Ems = (8) 1 u Analogicznie dla obiektów biurowych: E E = E + E (9) b E bs ba bs b = (10) 1 uab oraz dla obiektów przemysłowych: E = E + E (11) E p p ps ap pa E ps = (12) 1 u gdzie: E ms, E ma, zapotrzebowanie na chłód w obiektach mieszkalnych z agregatów sprężarkowych i absorpcyjnych., kwh, E bs, E ba zapotrzebowanie na chłód w obiektach biurowych z agregatów sprężarkowych i absorpcyjnych., kwh, E ps, E pa zapotrzebowanie na chłód w obiektach przemysłowych z agregatów sprężarkowych i absorpcyjnych., kwh, u am - udział chłodu z absorpcji w obiektach mieszkalnych, (dla Polski obecnie u am 0,0), u ab - udział chłodu z absorpcji w obiektach biurowych, (dla Polski obecnie u am 0,02), u ap - udział chłodu z absorpcji w obiektach przemysłowych, (przyjęto u ap 0,02). 144

145 Zapotrzebowanie na energię elektryczną do napędu agregatów sprężarkowych w obiektach mieszkalnych, biurowych i przemysłowych określono następująco: E = E u (13) ems ebs ms bs ee ee E = E u (14) E = E u (15) eps ps ee gdzie: E ems, E ebs, E eps zapotrzebowanie na energię elektryczną agregatów sprężarkowych do chłodzenia powierzchni mieszkalnych, biurowych i przemysłowych, u ee wskaźnik zapotrzebowania na energię elektryczną agregatów sprężarkowych, przyjęto u ee = 0,4 Zapotrzebowanie na energię elektryczną i cieplną do napędu agregatów absorpcyjnych w obiektach mieszkalnych, biurowych i przemysłowych określono następująco: ema ( uea uqa ) ( uea uqa ) ( u u ) E = E + (16) eba ma E = E + (17) epa ba E = E + (18) pa ea qa gdzie: E ema, E eba, E epa zapotrzebowanie na energię elektryczną i cieplną do napędu agregatów absorpcyjnych do chłodzenia powierzchni mieszkalnych, biurowych i przemysłowych, u ea wskaźnik zapotrzebowania na energię elektryczną do agregatów absorpcyjnych, przyjęto u ee = 0,02 0,03 u qa wskaźnik zapotrzebowania na energię cieplną do napędu agregatów absorpcyjnych, (dla agregatów jednostopniowych u qa 1,3 dla dwustopniowych u qa 1,0) Rynek chłodu oparty jest obecnie głównie na indywidualnych sprężarkowych źródłach chłodu. Szacuje się, że chłód z miejskich systemów chłodniczych w UE stanowi obecnie ok. 1-2% rynku chłodu (2 3 TWh). Do oceny stopnia wzrostu instalowanej mocy chłodniczej wykorzystuje się wskaźnik określający wzrost zapotrzebowania energii elektrycznej w okresie letnim: R E E VII IV = (19) Esr 145

146 gdzie: R wskaźnik określający występowanie instalacji chłodniczych, E VII, E IV zużycie energii elektrycznej w lipcu (maksymalne zapotrzebowanie na chłód) i w kwietniu (minimalne zapotrzebowanie na chłód), E sr średniomiesięczne zużycie energii elektrycznej w ciągu roku. W krajach europejskich o dobrze rozwiniętym rynku chłodu wskaźnik R kształtuje się w zakresie 0,15 0,2. W przypadku małej ilości instalacji chłodniczych wskaźnik ten przyjmuje wartości ujemne. Wynika to stąd, że zapotrzebowanie na energię elektryczną (bez zużycia przez instalacje chłodnicze) w warunkach europejskich jest w miesiącu lipcu mniejsze niż w kwietniu. W miesiącach letnich (kiedy działają instalacje chłodnicze) zużycie energii elektrycznej można podzielić na energię pobieraną przez instalacje chłodnicza i pobieraną prze pozostałe instalacje. Dla wybranych do zależności (10) miesięcy zużycie energii elektrycznej można zapisać w postaci: gdzie: IV e IV ch IV E = E + E (20) VII e VII ch VII E = E + E (21) ch E IV, i w lipcu, e E IV, ch E VII - energia elektryczna pobierana przez instalacje chłodnicze w kwietniu e E VII - energia elektryczna pobierana przez inne instalacje w kwietniu i w lipcu. Zużycie energii elektrycznej pobieranej przez instalacje chłodnicza w kwietniu i w lipcu jest proporcjonalne (zakładając taki sam wsp. COP) do pobieranej energii chłodniczej. E ch IV ch VII = h E (22) Analogiczną zależność można zapisać dla energia elektrycznej pobieranej przez inne instalacje: E gdzie: e IV e VII = e E (23) h udział energii elektrycznej pobieranej przez instalacje chłodnicza w kwietniu w stosunku do lipca, (zakładając, że dla warunków polskich obecnie są to prawie wyłącznie instalacje sprężarkowe przyjęto h 0,1), 146

147 e - udział energii elektrycznej pobieranej przez inne instalacje w kwietniu w stosunku do lipca, (dla warunków polskich przyjęto e 0,9). Przekształcając zależności (11 14) można wyznaczyć zużycie energii pobieranej przez instalacje chłodnicza w kwietniu i w lipcu w funkcji zużycia całkowitej energii elektrycznej oraz udziałów e i h: E E ch VII ch IV EVII e E IV = (24) 1 e h ( E e E ) h VII IV = (25) 1 e h W przypadku wzrostu udziału absorpcyjnych instalacji chłodniczych, co prawdopodobnie wystąpi w Polsce w następnych latach, przedstawione powyżej zależności (20 25) ulegną modyfikacji. Koszt wytwarzania chłodu w indywidualnych centralach chłodniczych w EU kształtuje się w zakresie Euro/ MWh, a w miejskich systemach chłodniczych Euro/MWh. Rodzaj powierzchni Tabela 8.1 Zapotrzebowanie na energię chłodniczą w Polsce w oparciu o wskaźniki EU Powier zchnia na osobę Udział powierzc hni chłodzon ej Jednostkowa energia chłodu dla ECI=100 Potencjalna powierzchn ia Potencjalna energia chłodnicza Docelowa energia chłodnicza Docelowa energia elektryczna na chłód m 2 kwh/m 2 mln m 2 TWh TWh TWh mieszkalna 21 0, ,2 28,2 11,3 4,5 biurowa 10 0, ,0 29,8 17,9 7,1 przemysłowa 5 0, ,0 22,3 2,2 0,9 80,3 31,4 12,5 Przedstawione w tabeli 8.1 zapotrzebowanie na energię chłodniczą zostało określone przy założeniu udziału powierzchni chłodzonej w obiektach mieszkalnych 40 %, w obiektach biurowych 60 % i w obiektach przemysłowych 10%. Udziały takie mogę być w Polsce osiągnięte znacznie później niż w UE. Jako horyzont czasowy nasycenia chłodem dla Polski można przyjąć rok Można również założyć, że realne do osiągnięcia w 2012 r. w warunkach polskich będzie ok. 30 % wartości docelowych. 147

148 8.2. Oszacowanie zapotrzebowania na chłód dla Polski z uwzględnieniem istniejących systemów ciepłowniczych Porównanie zapotrzebowania na energię chłodniczą określonego różnymi metodami wskazuje, że metoda oparta o wskaźniki UE daje zbyt duże wartości, co wskazuje, że wartości tych wskaźników przyjęte dla Polski są nierealne. W związku z tym wskaźnik udziału powierzchni chłodzonej dla powierzchni mieszkalnych obniżono z 0,4 do 0,1 a dla powierzchni biurowych z 0,6 do 0,25. Wskaźnik ten dla przemysłu pozostawiono bez zmian gdyż nie był on określony w danych EU. Pomimo przeprowadzonej korekty wskaźników docelowa energia chłodnicza określona tą metodą jest znacznie wyższa niż w pozostałych metodach. Zapotrzebowanie na energię chłodniczą w Polsce w oparciu o skorygowane wartości wskaźników udziału powierzchni chłodzonej przedstawiono w tabeli 8.2. Tabela 8.2 Zapotrzebowanie na energię chłodniczą w Polsce w oparciu o wskaźniki UE (skorygowane wartości wskaźników udziału powierzchni chłodzonej). Rodzaj powierzchni Powierzchnia na osobę Udział powierzchni chłodzonej Jednostkowa energia chłodu dla ECI=100 Potencjal na powierzch nia Potencjalna energia chłodnicza 2020 Docelowa energia chłodnicza 2020 Docelowa energia elektryczna na chłód 2020 m 2 kwh/m 2 mln m 2 PJ PJ PJ mieszkalna 21 0, ,2 101,5 10,2 4,1 biurowa 10 0, ,0 107,1 26,8 10,7 przemysłowa 5 0, ,0 80,3 8,0 3,2 289,0 45,0 18,0 W celu urealnienia docelowej energii chłodniczej dla Polski wykorzystano wyniki badania ankietowego (rozdz. 7 - ankieta PKG-1). Prognoza produkcji chłodu w 2020 r wg badania ankietowego jest bardzo ostrożna, prawdopodobnie nastąpi większy rozwój rynku chłodu w Polsce. Wskazuje na to znaczny wzrost mocy chłodniczej, zwłaszcza w ostatnich 10 latach, instalowanej głównie w budynkach biurowych a także w obiektach przemysłowych. Ponadto produkcja chłodu w 2005 określona na 3,249 PJ jest zbyt mała w porównaniu do mocy chłodniczej określonej na 2919 MW gdyż daje czas wykorzystania mocy maksymalnej na poziomie 300 h. Z proporcji zmiany mocy wynika, że produkcja chłodu w 2005 powinna wynosić nie mniej niż 4,8 PJ a 148

149 prognoza na na 2020 r powinna co najmniej podwoić tą wartość tj. wynieść ok. 9,6 PJ. Również produkcja chłodu w instalacjach absorpcyjnych wynikająca z przetworzenia wyników ankiety ARE na 2020 r jest zdecydowanie zbyt niska (0,168 PJ). Skorygowane wyniki uzyskane z badania ankietowego, uwzględniająca w/w uwagi i wyższy czas wykorzystania mocy chłodniczej -ok. 700 h/a przedstawiono w tabeli 8.3 Tabela 8.2 Dane dotyczące produkcji ciepła i chłodu w 2005 i 2020 r. wg ankiety ARE Suma ankiet aproksymacja na kraj Parametr Jedn. Duże (>50 TJ) Kraj Duże (>50 TJ) Kraj 2005 Kraj 2020 Ciepło Moc cieplna urządzeń wytwarzających ciepło MW Moc cieplna urządzeń wytwarzających ciepło w skojarzeniu MW Produkcja ciepła PJ 364,8 366,0 547,2 559,3 630,3 Produkcja ciepła w skojarzeniu PJ 236,9 236,9 355,3 356,3 406,9 Chłód Moc urządzeń wytwarzających chłód w instalacjach sprężarkowych MW 1208,5 1296, Moc urządzeń wytwarzających chłód w instalacjach absorpcyjnych (adsorpcyjnych) MW 15, ,1 27,5 300 Produkcja chłodu PJ 3,082 4,162 4,626 7,449 8,626 Zużycie chłodu PJ 3,133 4,254 4,850 7,692 8,848 Produkcja chłodu w instalacjach sprężarkowych (obliczona) PJ 3,057 4,137 4,588 3,219 7,870 Produkcja chłodu w instalacjach absorpcyjnych (obliczona) PJ 0,025 0,025 0,038 0,040 0,756 Aproksymacja ankiet ARE na 2020 r wskazuje, że moc cieplna urządzeń wytwarzających ciepło w skojarzeniu wyniesie ok. 44 tys MW. Dodając do tego ok. 6 tys MW z ciepłowni można przyjąć, że moc systemów ciepłowniczych w 2020 r wyniesie ok. 50 tys MW. Przyjmując, że w obszarze systemów ciepłowniczych zapotrzebowanie na moc chłodniczą stanowi ok. 5% w odniesieniu do obliczeniowej mocy systemów ciepłowniczych (co stanowi ok. 50 % średniej mocy systemów w okresie letnim), to potencjalną moc chłodniczą w obszarze s.c. można określić na 2500 MW a potencjalną energię chłodniczą na 8,1 PJ. Przyjmując, że systemy ciepłownicze obejmują średnio ok. 50% obszarów miejskich, całkowita potencjalna energia chłodnicza dla Polski wyniesie ok. 16 PJ. Wprowadzenie 149

150 chłodu z wykorzystaniem ciepła sieciowego wystąpi głównie na obszarze dużych systemów ciepłowniczych oraz niektórych o średniej wielkości, nie wystąpi natomiast w małych systemach. Zakładając więc, że średni współczynnik nasycenia chłodem sieciowym w odniesieniu do potencjalnej mocy chłodniczej może wynieść w wariancie ostrożnym 10%, w wariancie optymistycznym 20% oraz w wariancie maksymalnym 30%, Docelowa moc chłodnicza wyniesie MW a ilość chłodu dostarczonego z wykorzystaniem ciepła sieciowego wyniesie 0,81-2,43 PJ Ocenę docelowego zapotrzebowania na chłód w odniesienia do mocy systemów ciepłowniczych przedstawiono w tabeli 8.4. Reasumując zastosowane metody należy ocenić, że realny do osiągnięcia poziom zapotrzebowania na energię chłodnicza w 2020 r wynosi ok PJ (maksymalnie 16 PJ), w tym w obszarze systemów ciepłowniczych ok PJ. Duża niepewność co do wykorzystania ciepła sieciowego do wytwarzania chłodu wynika z faktu iż dotychczas takie wykorzystanie obejmuje zaledwie kilka przypadków i to głownie związanych z obiektami przemysłowymi. Dalszy rozwój systemów trójgeneracyjnych z wykorzystaniem ciepła sieciowego wiąże się z pokonaniem szeregu barier i ograniczeń. Należą do nich: konieczność podwyższenia temperatury wody sieciowej w okresie letnim do co najmniej C, co generuje znaczny wzrost strat przesyłania ciepła, trudność w uzyskaniu niższej ceny chłodu w stosunku do tradycyjnych agregatów sprężarkowych przy obecnych relacjach cen nośników energii, rozwój technologii absorpcyjnych (lub innych) pozwalających wykorzystać ciepło niskoparametrowe, problemy z zapewnieniem dużych ilości wody chłodzącej dla układów absorpcyjnych itp. Tabela 8.3 Docelowe zapotrzebowanie na chłód z udziałem ciepła sieciowego wg metody odniesienia do mocy systemów ciepłowniczych. Przyjęto czas użytkowania mocy maksymalnej dla ciepła 2500 h, dla chłodu 900 h (obliczenia własne). Moc systemów ciepłowni czych Produkcja ciepła w systemach Potencjal ny wsp. mocy chłodnicz ej do mocy ciepłowni czej Potencjalna moc chłodnicza w systemach ciepłowni - czych Potencjalna energia chłodnicza w systemach ciepłowniczych Całkowita potencjalna energia chłodnicza Współczyn nik nasycenia chłodem sieciowym Docelow a moc chłodnic za z AAC 2020 Docelow a energia chłodnic za z AAC 2020 MW PJ MW PJ PJ MW PJ 0, , , ,1 16,2 0, ,62 0, ,43 150

151 Przy obecnych technologiach wykorzystujących ciepło sieciowe należy przyjąć dolny poziom chłodu wytwarzanego w układach trójgeneracyjnych tj ok. 1 PJ. Wdrożenie dostępnych już układów zasilanych ciepłem o temperaturze o C stwarza realne podstawy do przyjęcia poziomu 2.5 PJ chłodu wytwarzanego na bazie ciepła sieciowego. Wartości te przyjęto jako docelowe(2020r) w wariancie min i max. Prognozę mocy i produkcji chłodu na lata z podziałem na wartości całkowite realne i max i uzyskiwane z wykorzystaniem ciepła sieciowego (mi, max) zestawiono w tabeli 8.5 Tabela 8.5. Prognoza zapotrzebowania na chłód w Polsce w latach ilości całkowite oraz wytwarzane z udziałem ciepła sieciowego (obliczenia własne). Lp Parametr Jedn. Moc i produkcja chłodu w latach Moc chłodu całkowita MW max Moc chłodu całkowita (max) MW min Moc chłodu z absorpcyjnych AAC zasilanych ciepłem z systemów ciepłowniczych (min) MW max Moc chłodu absorp. AAC zasilanych ciepłem z sys. ciepłowniczych (max) MW Energia chłodnicza całkowita PJ max Energia chłodnicza całkowita (max) PJ min Energia chłodnicza z AAC zasilanych ciepłem sieciowym (min) PJ max Energia chłodnicza z AAC zasilanych ciepłem sieciowym (max) PJ

152 9. Analiza porównawcza określenia tendencji zmian zapotrzebowania na ciepło użytkowe na przykładzie innych krajów Unii Europejskiej 9.1. Wstęp Zużycie ciepła użytkowego zależy od szeregu czynników związanych ze stosowanymi w przemyśle technologiami, ze stanem technicznym odbiorczych urządzeń energetycznych i budynków, warunkami klimatu zewnętrznego oraz od wzrostu produkcji i rozwoju gospodarczego kraju. Celem analizy porównawczej jest znalezienie analogii związanych ze zmianami zapotrzebowania na energię w tym na ciepło użytkowe w innych krajach Unii Europejskiej. W starych krajach UE takich jak Francja, Niemcy, Wielka Brytania i Dania pierwsze działania związane z racjonalizacja produkcji i zużycia energii rozpoczęte zostały w połowie lat 70 XX wieku po tak zwanym I kryzysie energetycznym i gwałtownej zwyżce ceny ropy naftowej. W Polsce takie działania efektywnościowe rozpoczęły się znacznie później, dopiero na początku lat 90 XX wieku. Na wielkość zapotrzebowania na ciepło użytkowe w Polsce wpływ będą miały dwa zjawiska. Z jednej strony zwiększenie produkcji przemysłowej oraz podniesienie standardu życia mieszkańców powodowały będą zwiększenie zapotrzebowania na energię. Jednocześnie zjawisku zwiększania zapotrzebowania na energię towarzyszyć będzie racjonalizacja zużycie energii i związana z tym głęboka redukcja zapotrzebowania na energię. Przy określaniu właściwej prognozy zapotrzebowania na ciepło użytkowe pomocne może być porównanie zmian i tendencji w zużyciu energii, które wystąpiły w innych krajach europejskich Sytuacja demograficzna Spośród 25 krajów Unii Europejskiej dla celów porównawczych wybrano osiem, kierując się wielkością populacji ludności, PKB oraz położeniem geograficznym. Pod względem populacji Polska jest porównywalna z Hiszpanią. Do roku 1999 w obu krajach liczebność populacji była stała na poziomie mln. Po roku 2000 w Hiszpanii jest obserwowany stały roczny wzrost, natomiast w Polsce można uznać, że wielkość populacji pozostała stała. Jest to trend obserwowany w krajach Unii Europejskiej takich jak: Niemcy, Dania, Austria, Szwecja. Z kolei w Wielkiej Brytanii i Francji mnożna zaobserwować przyrost populacji, choć dużo mniejszy niż ma to miejsce w Hiszpanii. Omawiane trendy przedstawiono na rysunku

153 Populacja [1000] Dania Niemcy Hiszpania Francja Austria Polska Wielka Brytania Lata Rys. 9.1 Wielkość populacji mieszkańców w wybranych krajach UE (dane Eurostatu) W celu uzupełnianie obrazu krajów z punktu widzenia demografii w tabeli 9.1 zamieszczono dane dotyczące zagęszczenia mieszkańców w wybranych państwach. Analiza porównawcza gęstości zaludnienia zbliża Polskę do Danii i Czech, gdzie wynosi ona 122 do 132 osób /km 2, przy czym średnie zaludnienie w krajach Unii plasuje się na poziomie 117 osób/km 2. Tabela 9.1 Gęstość populacji [osoby/km 2 ] (dane Eurostatu) EU (25 państw) b.d. b.d. b.d. b.d. 116,9 117,5 b.d. Czechy 133,7 133,7 132,9 132, ,1 132,2 Dania 120,4 121,3 123,8 124,3 124,7 125,1 125,4 Niemcy b.d. b.d. 230,2 230, ,2 231,1 Hiszpania b.d. b.d. b.d. b.d. 81,6 83 b.d. Francja 105,6 109,3 95,9 96,6 97,2 97,9 b.d. Austria 95,9 96,4 97,1 97, ,5 99,1 Polska b.d. b.d. b.d. b.d. 122,3 122,2 122,1 Szwecja 21,2 21,5 21,6 21,7 21,8 21,8 21,9 Wielka Brytania 238,7 240,4 240,5 242,7 243,3 244,3 b.d. Zgodnie z prognozami GUS do roku 2020 w Polsce nastąpi zmniejszeni liczby mieszkańców do tysięcy. W perspektywie do roku 2030 liczba mieszkańców spadnie do ponad 36 mln Produkt krajowy brutto Na rysunku 9.2 przedstawiono zmiany procentowe PKB produktu krajowego brutto w uprzednio wskazanych państwach. Zmiany PKB w Polsce (linia koloru czerwonego) w latach zbliżyły się do większości krajów. Po roku 2002 nastąpił gwałtowny 153

154 wzrost, co jest charakterystyczne dla krajów rozwijających się, podobnie następowały zmiany w Republice Czeskiej. Profil przebiegu zmian PKB w Polsce, od roku 2000 jest zbliżony do uśrednionego dla 25 państw Unii Europejskiej ale także Niemiec, Wielkiej Brytanii, Szwecji i Francji. Na koniec roku 2006 prognozuje się przyrost PKB w Polsce na poziomie 5,2 %. W perspektywie najbliższych 2-3 lat roczne przyrosty będą malały do poziomi 5,1 %, a w perspektywie lat zakłada się średni roczny wzrost PKB w wysokości 5,0 %. W krajach zachodnioeuropejskich wzrost PKB oscyluje pomiędzy wartościami 2-3 %. 8,0 7,0 6,0 EU (25 państw ) Niemcy Czechy Hiszpania Dania Francja Austria Wielka Brytania Polska Szw ecja Zmiana procentowa PKB [%] 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0-1, ,0 Lata Rys. 9.2 Zmiana PKB w wybranych krajach Unii Europejskiej (dane Eurostatu) Wartość bezwzględną PKB przedstawiono na rysunku 9.3. Analiza wykazała, że przychód krajowy brutto Polski jest zbliżony do Austrii i Danii, charakteryzując się niewielką tendencją zwyżkową. W 2005 roku wynosił 244 mln. Euro co w porównaniu do roku 1997 daje 75 % wzrost. 154

155 PKB w wybranych krajach europejskich 2500 mln.euro Czechy Dania Niemcy Hiszpania Francja Austria Polska Szwecja Wielka Brytania Rys. 9.3 PKB w wybranych krajach europejskich (dane Eurostatu) Tendencja zwyżkowana przyrostu PKB jest także widoczna w analizie wskaźnika udziału PKB przypadającego na jednego mieszkańca rysunek 9.4. Niestety wśród analizowanych krajów Polska charakteryzuje się najniższą wartością na poziomie 1500 Euro/osobę. Zakładając, że utrzyma się tendencja wzrostowa w perspektywie najbliższych 10 lat to wynik ten zostanie podwojony. Wartość PKB przypadająca na jednego mieszkańca UE wynosiła w I kwartale 2005 roku 5766 Euro/osobę a na koniec 2006 roku przekroczyła 6086 Euro/osobę a zatem blisko czterokrotnie więcej niż w Polsce. PKB/mieszkańca [Euro/osobę] EU (25 państw) Czechy Dania Niemcy Hiszpania Francja Austria Polska q q q q q q q q q q q q02 Kwartały lat Rys. 9.4 Wartość PKB w przeliczeniu na mieszkańca w wybranych krajach UE(dane Eurostatu) 155

156 9.4. Zużycie energii finalnej Na rysunku 9.5 przedstawiono przebieg zmian zużycia finalnej (energii elektrycznej, ciepła, gazu, oleju i paliw kopalnych) przez przemysł wyrażoną w 1000 ton oleju ekwiwalentnego. Polska (oznaczona kolorem czerwonym) plasuje się na średnim poziomie przy zdecydowanie mniejszym zużyciu niż Francja, Wielką Brytania czy Niemcy. W latach daje się zauważyć niewielki spadek zużycia energii finalnej przez przemysł, co jest wynikiem działań racjonalizujących zużycie energii jak i spadkiem tempa wzrostu gospodarczego i związanego z tym mniejszego wzrostu PKB. Począwszy od roku 2002 daje zaobserwować się niewielki trend wzrostowy spowodowany niewątpliwie ożywieniem gospodarczym. Należy się liczyć, że podobnie jak w Hiszpanii, która na początku lat 90 XX wieku zużywała energię na poziomie zbliżonym do Polski (Polska Mtoe, Hiszpania Mtoe) aby w przeciągu 10 lat zwiększyć zużycie energii przez przemysł o ponad 50 % do wysokości Mtoe gdy w tym samym okresie w Polsce zużycie spadło o 20 % do wysokości Mtoe. Przy zakładanym w Polsce wzroście gospodarczym należy przewidywać, że w okresie następnych lat wzrośnie również zużycie energii finalnej chociaż tempo wzrostu zużycia będzie niższe niż w przypadku Hiszpanii. Można szacować, że do roku 2020 wzrost wyniesie 20 % i zużycie osiągnie wartość Mtoe Zużycie energii w przemyśle [1000 ton oleju ekwiwalentnego] Czechy Dania Niemcy Hiszpania Francja Austria Polska Szwecja Wielka Brytania Lata Rys. 9.5 Zużycie energii finalnej przez przemysł w wybranych krajach UE (dane Eurostatu) 156

157 toe/mln euro 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 Czechy Zużycie w przemyśle kgoe na mln euro PKB w krajach UE Dania Niemcy Hiszpania Francja Austria Polska Szwecja Wielka Brytania 50,0 0, lata Rys. 9.6 Zużycie energii finalnej w przemyśle w odniesieniu do PKB (dane Eurostatu) Jeżeli odniesie się zużycie energii finalnej do produktu krajowego brutto to wyraźnie widać, że energochłonność polskiego przemysłu jest ponad dwukrotnie wyższa od innych wyszczególnionych na wykresie państw. Podobny charakter ma wykres na rysunku 9.16, który prezentuje energochłonność całej polskiej gospodarki. Podobna sytuacja ma miejsce w analizie zużycia energii przez gospodarstwa domowe, wyrażona w 1000 ton oleju ekwiwalentnego - rysunek 9.7. Zużycie energii przez gospodarstwa domowe [1000 ton oleju ekwiwalentnego] Czechy Dania Niemcy Hiszpania Francja Austria Polska Szwecja Wielka Brytania Lata Rys. 9.7 Zużycie energii finalnej w gospodarstwach domowych w wybranych krajach UE (dane Eurostatu) Na koniec 2004 roku w Polsce poziom zużycia energii przez przemysł jak i przez gospodarstwa domowe były zbliżone i wynosiły odpowiednio Mtoe i Mtoe. 157

158 W Polsce od roku 1993 do 2002 zaobserwowano wyraźną redukcję zużycia energii przez odbiorców w gospodarstwach domowych. W pozostałych analizowanych krajach Unii zużycie pozostawało na tym samym stosunkowo niskim poziomie jak w Danii, w Czechach, Szwecji czy Austrii. Bądź w krajach o wysokim PKB takich jak Wielka Brytania, Francja i Niemcy zużycie energii finalnej stale wzrasta, choć tempo wzrostu nie jest wysokie. W Niemczech wynosi ono obecnie 1,5 % rocznie a w pozostałych krajach jest niższe niż 1 %. rocznie. Na rysunku 9.8 przedstawiono wielkość zużycia energii finalnej przez gospodarstwa domowe odniesioną do liczby mieszkańców. Wzrost zapotrzebowania na ciepło do celów ogrzewczych (centralne ogrzewanie i ciepła woda) w Hiszpanii w porównaniu do innych krajów europejskich wzrasta w znaczący sposób. Jest to spowodowane bardzo niskim jednostkowym zapotrzebowaniem odniesionym do powierzchni użytkowej eksploatowanych mieszkań. Warunki klimatyczne powodują, że zapotrzebowanie na ciepło jest niewielka, ale obecnie wraz ze wzrostem produkcji przemysłowej i wzrostem zamożności społeczeństwa rośnie również zapotrzebowanie na energie elektryczna wykorzystywaną do celów klimatyzacji pomieszczeń. W Polsce jednostkowe zapotrzebowanie na ciepło do ogrzewania pomieszczeń jest najwyższe z porównywanych krajów (rysunek 9.9) i wynosi 180 kwh/m2. Czyli istnieją realne możliwości obniżenia tego wskaźnika? Jeżeli jednak uwzględni się wpływ warunków klimatycznych (rysunek 9.10) to wskaźnik zapotrzebowania na ciepło leży nieznacznie powyżej średniej uwzględniającej warunki klimatyczne. Porównując Polskę ze Szwecją lub Norwegią widać, że możliwa jest dalsza redukcja zużycia ciepła na cele grzewcze Zużycie energii finalnej przez gospodarstwa domowe [ton o.e./1000 mieszkańców] UE Czechy Dania Niemcy Hiszpania Francja Austria Polska Szwecja Lata Rys. 9.8 Zużycie energii finalnej przez gospodarstwa domowe odniesione do liczby ludności 158

159 Zapotrzebowanie na ciepło do ogrzewania pomieszczeń. kwh/m Austria Czechy Dania Francja Hiszpania Niemcy Polska Szwecja Wielka Brytania Rys. 9.9 Zapotrzebowanie na ciepło do ogrzewania pomieszczeń 350 Zużycie ciepła i energii elektrycznej na potrzeby grzewcze z uwzględnieniem warunków klimatycznych 300 kwh/m Finlandia Luksemburg Łotwa Estoni Austria Polska Belgia Szwecja Norwegia Niemcy Czechy Szwajcaria Wielka Brytania Francja Litwa Dania 100 Bułgaria Włochy Grecja Hiszpania Portugalia temperatura oc Rys Zużycie ciepła i energii elektrycznej na potrzeby grzewcze z uwzględnieniem warunków klimatycznych Na rysunku 9.11 przedstawiono wskaźnikowe zużycie ciepłej wody przez jednego mieszkańca w ciągu doby w wybranych krajach europejskich. Ten wskaźnik zapotrzebowania na ciepło w postaci ciepłej wody jest w Polsce w porównaniu z innymi krajami europejskimi dosyć niski i można się liczyć z niewielkim wzrostem np. do 50 l/osobę. Należy dodać, że zgodnie z Polską Normą w obliczeniach projektowych należy przyjmować wartość w wysokości 110 l/osobę. 159

160 120 Zużycie ciepłej wody użytkowej Austria Czechy Dania Francja Hiszpania Niemcy Polska Szwecja Wielka Brytania l/osobę*doba Rys Zużycie ciepłej wody użytkowej w wybranych krajach UE. Wykresy zaprezentowane na rysunkach 9.8, 9.9 i 9.10 wykonane zostały na podstawie opracowania Ecoheatcool The European Heat Market Final Report opublikowanego przez Euroheat &Power 1150 Brussels Belgium. Zaobserwowany już wcześniej trend wzrostowy charakterystyczny dla Hiszpanii jest także widoczny w jednostkowym zużyciu energii finalnej przez gospodarstwa domowe odniesionej do 1000 mieszkańców. Podobnie trend redukcji zużycia energii finalnej w gospodarstwach domowych w Polsce utrzymuje się. Na poziomie średnim dla wszystkich krajów członkowskich Unii Europejskiej plasuje się Francja. Zdecydowanie wysoki wskaźnik zużycia, na poziomie ton o.e./1000 mieszkańców charakteryzuję Danię, Szwecję, Austrię i Niemcy. Ewenementem jest zachowanie się omawianych wskaźników w Hiszpanii. Jedynym słusznym wytłumaczeniem stabilnego wzrostu zużycia energii jest stały rozwój gospodarczy kraju zapoczątkowany w II połowie lat 90-tych. Wobec takiej sytuacji porównano zachowanie się tych wskaźników w krajach, które stały się członkiem UE w 1981 roku Grecja i 1986 roku Portugalia (Rys. 9.12, 9.13 i 9.14). 160

161 Całkowite zużycie energii [1000 ton oleju ekwiwalentnego] Grecja Hiszpania Portugalia Lata Rys Całkowite zużycie energii finalnej w wybranych krajach UE(dane Eurostatu) Pozostałe dwa kraje: Grecja i Portugalia w porównaniu do Hiszpanii także odnotowały wzrost zużycia energii. W ujęciu globalnym porównując poziom zużycia energii w roku 2004 do roku 1993 wzrost ten szacuje się na poziomie 65 % dla Portugalii, 59% dla Hiszpanii i 33% dla Grecji. W sektorze przemysłowym proporcje są zachowane w Portugalii 79 % a w Hiszpanii 60%. Jedynie Grecja zachowała poziom zużycia z roku 1993 a 11-letni wzrost wyniósł zaledwie 9%. W przypadku gospodarstw domowych sytuacja jest odmienna. Największy wzrost odnotowano w Grecji 70%; w pozostałych krajach: w Hiszpanii 47% i w Portugalii 22%. Podobne tendencje wzrostowe przedstawiono na rysunku 9.15, gdzie porównano wskaźniki jednakowego zużycia energii finalnej w gospodarstwach domowych odniesione do liczby mieszkańców. 161

162 600 Zużycie energii finalnej w gospodarstwach domowych [ton o.e./1000 mieszkańców] Grecja Hiszpania Portugalia Lata Rys Zużycie energii finalnej w przemyśle w wybranych krajach UE (dane Eurostatu) Zużycie energii w przemyśle [1000 ton oleju ekwiwalentnego] Grecja Hiszpania Portugalia Lata Rys Zużycie energii finalnej w gospodarstwach domowych w wybranych krajach UE (dane Eurostatu) 162

163 Zużycie energii w gospodarstwach domowych [1000 tonoleju kwiwalentnego] Grecja Hiszpania Portugalia Lata Rys Zużycie energii finalnej w gospodarstwach domowych w odniesieniu do liczby mieszkańców Roczny wzrost zużycia energii finalnej w Hiszpanii w omawianym okresie był na poziomie 2,3 % rocznie. Trochę niższy wskaźnik wzrostu zużycia energii finalnej w wysokości 2 % przyjęto dla Polski na lata zgodnie z prognozą makroekonomiczną ARE. Wzrost zużycia energii finalnej przez przemysł i gospodarstwa domowe będzie hamowany wzrostem szeroko rozumianej efektywności energetycznej związanej ze zmianami technologii w przemyśle, poprawą sprawności urządzeń produkcyjnych, termomodernizacją obiektów budowlanych itp. Wskaźnikiem określającym efektywność energetyczną w skali kraju jest energochłonność w kg oleju ekwiwalentnego na 1000 euro PKB. Porównanie tempa zmian w europejskich krajach wysokorozwiniętych ze zmianami w Polsce pomogą wskazać na rząd możliwej redukcji zużycia energii w najbliższych 15 latach. I tak przykładowo średnia zapotrzebowania na energię finalną dla 25 krajów obecnie członków UE w latach spadła o 15 % z 240 kgoe/1000 euro do 205 kgoe/1000 euro. W tym samym czasie w Polsce spadek ten był znacznie większy bo wyniósł 63 % ale energochłonność w Polsce jest jeszcze 2,9 razy wyższa niż średnia UE ( 205 UE, 597 Polska). Porównanie trendów spadków energochłonności w latach w wysoko rozwiniętych krajach UE ( Niemcy, Francja, Hiszpania i inne) może być pomocne przy określaniu tempa spadku energochłonności w Polsce. Na wykresie pokazano również wskaźniki dla nie będących członkami UE to jest Stanów Zjednoczonych i Japonii. Jak wynika z rysunku 9.16 w najbliższych latach możliwa jest redukcja wskaźnika energochłonności z 600 kgoe do poziomu 500 kgoe. Daje to około 15 % redukcję zużycia 163

164 energii finalnej, czyli roczne zmniejszenie zużycia energii powinno wynosić 1 %. Założenie to jest zgodne z Dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych, w którym założono, że w okresie 9 lat zużycie energii spadnie o 9 %. Jeżeli uwzględni się redukcje zużycia energii finalnej związane ze zwiększeniem efektywności energetycznej to należy przyjąć do dalszych analiz wzrost zapotrzebowania na energie finalną w wysokości 1 % kgtoe/1000 euro Czechy Niemcy Grecja Hiszpania Ireland Polska Portugalia USA Japonia lata Rys Zmiana wskaźnika energochłonności w skali kraju w wybranych państwach Unii Europejskiej, USA i Japonii w latach Ciepło sieciowe Prześledzono również zmiany ilości dostarczanego ciepła do systemów krajów ciepłowniczych Unii Europejskiej na przestrzeni 11 lat ( ). Największy rozwój sprzedaży ciepła w systemach scentralizowanych zaobserwowano w Portugalii 20% średniorocznie, Holandii 16%, Belgii 8 % i Finlandii 6%. Jest to efekt podłączenia odbiorców komunalnych do przemysłowych źródeł. Porównywalny wzrost sprzedaży odnotowano także we Włoszech 8%, Norwegii 7% i Austrii 6 % średnio w roku. W Niemczech i Francji duży udział w rynku energii cieplnej stanowią systemy ciepłownicze, a stabilna gospodarka nie spowodowała perturbacji w sprzedaży ciepła. Natomiast ograniczenie potrzeb cieplnych w sieciach ciepłowniczych odnotowano w Rumunii - 11%, 164

165 Bułgarii -10%, Estonii - 9% Łotwie -7%, Litwie - 6% i Polsce 6%. Na ogół redukcja związana była z ograniczeniem lub wręcz odłączeniem zakładów przemysłowych. Na rysunku 9.17 zamieszczono wykres dla wybranych państw UE Energia dostarczona do systemów ciepłowniczych [PJ/rok] Lata Czechy Dania Niemcy Francja Austria Polska Szwecja UE15 UE25 NCUE10 Rys Energia dostarczana do systemów ciepłowniczych 4 Bilans zmian w Unii Europejskiej można uznać że wynosi zero. W krajach Piętnastki zarysował się wyraźny wzrost z poziomu 816 PJ do 1150 PJ, co odpowiada średniorocznemu wzrostowi 3%. Z kolei kraje nowoprzyjęte zdecydowanie zredukowały sprzedaż ciepła sieciowego z poziomu 1042 PJ/rok do 609 PJ/rok co stanowi -5% rocznie. Należy się spodziewać że zarysowane powyżej trendy wzrostu bądź spadku sprzedaży ciepła dostarczanego przez systemy ciepłownicze zmienią się. Na rysunku 9.18 przedstawiono zmiany ilości ciepła sprzedawane w systemach ciepłowniczych w ujęciu globalnym. Charakterystyczny przełom nastąpił w latach w Rosji i łącznej sprzedaży ciepła na świecie, w wyniku straty części odbiorców przemysłowych i ograniczenia zużycia przez odbiorców komunalnych. Kraje Dwudziestki piątki praktycznie od roku 1993 pozostają na stałym poziomie zużycia ciepła sieciowego. W krajach Piętnastki i nowoprzyjętych zmiany są największe, ale występowały one w okresie rok. Praktycznie w latach następnych utrzymywał się poziom dostarczanej energii z roku Należy, zatem prognozować, że w najbliższym okresie trend ten zostanie zachowany. W Polsce produkcja ciepła w systemach ciepłowniczych będzie stabilna przy możliwości wystąpienia niewielkiego wzrostu w tempie do 1 % rocznie. 4 Ecoheatcool and Eurohear & Power, Work package 4 Possibilities with more district heating in Europe, Brussels

166 Energia dostarczona przez systemy ciepłownicze [EJ/rok] ,1 Lata Świat Rosja UE25 UE15 NCUE10 Rys Energia dostarczana przez systemy ciepłownicze 5 Potwierdzeniem tendencji zwiększenia produkcji ciepła w przez systemy ciepłownicze i jednoczesnej racjonalizacji zużycia ciepła przez te systemy są Niemcy. W niemieckich landach zachodnich zwiększa się produkcja ciepła w systemach scentralizowanych związana głównie z powstawaniem nowych systemów lub rozbudową istniejących. Zaś w landach wschodnich wystąpiła znaczna redukcja zużycia ciepła. Trzeba stwierdzić, że potencjał ciepłowniczy w Niemczech jest porównywalny z potencjałem ciepłowniczym w Polsce i wynosi około 57 GW. Produkcja ciepła w okresie ustabilizowała się na poziomie 300 PJ przy nieznacznym trendzie malejącym. W Polsce produkcja ciepła w systemach ciepłowniczych wyniosła w roku PJ. Na rysunku 9.19 przedstawiono zmiany mocy zainstalowanej w niemieckich systemach ciepłowniczych w latach W landach wschodnich widoczny jest trend redukcji zapotrzebowania na moc z poziomu MW w 1993 roku do blisko MW w roku W kolejnych latach spadek znacznie się zmniejszył i obecnie wynosi ok. 1 % rocznie, przy czym poziom mocy równa się MW. Sytuacja inna miała miejsce w landach zachodnich. W nich zapotrzebowania na moc w latach wzrosło od poziomu MW do MW i utrzymywało się do roku W następnych latach zaobserwowano gwałtowną redukcję do MW i utrzymanie się na tym poziomie drobnymi fluktuacjami. 5 Ecoheatcool and Eurohear & Power, Work package 4 Possibilities with more district heating in Europe, Brussels

167 60000 Zapotrzebowanie na moc w systemach ciepłowniczych [MW] Landy wchodnie Lamdy zachodnie Razem Lata Rys Zapotrzebowania na moc w systemach ciepłowniczych Niemiec 6 Zgodnie z tym samym źródłem prognozuje się w Niemczech wzrost zapotrzebowania na ciepło sieciowe z 318 PJ w 2004 do 477 PJ w roku Co daje roczny przyrost zużycia w wysokości 3 %. Odnosząc zmiany, jakie miały miejsce w landach wschodnich Niemiec należy prognozować, że podobne zachowania rynku ciepłowniczego mają miejsce także w Polsce. Oznacza to, że w zapotrzebowanie na moc w systemach zostało ustabilizowane a w najbliższych latach należy spodziewać się wahań na poziomie 1-1,5 % Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu Na rysunku 9.20 zamieszczono wykres przedstawiający udział produkcji energii elektrycznej w układach skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej. Największe zmiany można zaobserwować w Danii i Austrii, gdzie układy skojarzone współpracują głównie z systemami ciepłowniczymi. W krajach takich jak Wielka Brytania i Francja układy skojarzone to głównie źródła przemysłowe spalające węgiel kamienny, olej ciężki i gaz ziemny, o ustabilizowanym udziale produkcji w rynku energetycznym. W Polsce podobnie jak w Republice Czeskiej skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła to głównie węglowe elektrociepłownie w dużych aglomeracjach miejskich pracujące jednocześnie jako podstawowe źródła dla systemu elektroenergetycznego. Jednak od roku 2004 rozpoczęło pracę kilka nowych układów elektrociepłowni spalających gaz ziemny np. Lublin - Wrotków, Siedlce, Starachowice, stąd na wykresie nieznaczny wzrost udziału produkcji w rynku energii elektrycznej. Udział produkowanej w skojarzeniu energii elektrycznej stanowi w Polsce kilkanaście procent. Zgodnie z oficjalną statystyką (ARE0 6 Euroheat & Power District Heatinh and Cooling- country by country 2005 survey, 2005 Brussels 167

168 w roku ,78 % energii elektrycznej wyprodukowanej było w skojarzeniu z ciepłem. Inne nieoficjalne szacunki podają nawet wartości przekraczające 20 %. Analizując wykres z rysunku 14 i uwarunkowania krajowe możliwe jest w najbliższych latach osiągnięcie poziomu 25 % produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu. 70 Udział skojarzonego wytwarzania [%] EU (25 państw) Czechy Dania Niemcy Hiszpania Francja Austria Polska Szwecja Wielka Brytania Lata Rys Udział skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w globalnej produkcji energii elektrycznej W Unii Europejskiej największy udział w produkcji energii elektrycznej w układach CHP posiada Dania (Rys. 9.21), i o stanowi to ok. 50% łącznej produkcji energii elektrycznej w tym kraju. Według analizy przeprowadzonej przez niemiecką agencję ciepłownictwa AGFW 7 moc elektryczna układów skojarzonych pracujących na potrzeby niemieckich systemów ciepłowniczych w roku 2004 wynosiła MWee, a moc urządzeń zainstalowanych w układach przemysłowych MWee. W prognozie horyzontu roku 2020 planuje się stopniowe zwiększanie o ok. 3 % mocy elektrycznej w skojarzeniu zarówno w źródłach ciepła w systemach ciepłowniczych jak i źródłach przemysłowych do poziomu MW i MW przy jednoczesnym zwiększeniu sprawności wytwarzania energii elektrycznej do 33-36%. Prognozowana całkowita produkcja energii w Niemczech w roku 2020 zmniejszy się do 495 TWh w porównaniu do 581 TWh z roku Planowane jest jednak znaczne powiększenie produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem z 64,3 TWh w roku 2004 do 146 TWh w roku Jest to wzrost o 127 % czyli przyrost wyniesie po 8,5 % rocznie. 7 6 Program Ramowy UE, Projekt DESIRE WP1: Data for analysing balancing problem in Germany. 168

169 Na rysunku 9.21 przedstawiono udział produkcji energii elektrycznej i cieplnej w układach skojarzonych na terenie Królestwa Danii 8. W roku 2002 ciepło pochodzące z układów kogeneracyjnych stanowiło ponad 80% udział w rynku ciepła a energia elektryczna blisko 50%. Rys Udział CHP w produkcji ciepła i energii elektrycznej w Danii w latach Jeżeli przeanalizujemy rynek energii elektrycznej to w Danii sukcesywnie począwszy od roku 1988 następował wzrost produkcji w układach skojarzonych pracujących na potrzeby systemów ciepłowniczych ( kolor jasno niebieski na rysunku 9.21). Należy zauważyć, że pod koniec lat 80-tych układy CHP produkowały energię elektryczną na poziomie 1 TWh rocznie. Tak dynamiczny rozwój rynku CHP Dania zawdzięcza wprowadzeniu a latach 90-tych taryfy potrójnej preferującą cenę energii elektrycznej na stałą, ale w podziale godzinowym. W efekcie nastąpił wzrost produkcji energii elektrycznej w systemach kogeneracyjnych z poziomu zaledwie kilku TWh w latach 90-tych do ponad 6 TWh w roku Niewątpliwie ingerencja państwa poprzez regulację cen energii elektrycznej oraz inne regulacje prawne spowodowała tak silny rozwój rynku energii produkowanej w kogeneracji. Ze względu na wysoki udział energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu prognozowany jest niewielki tylko wzrost o około 5 % w okresie do wysokości 20,48 TWh. Dla porównania w Niemczech, Wielkiej Brytanii czy Hiszpanii udział produkcji energii elektrycznej w CHP nie przekracza 10%. 8 6 Program Ramowy UE, Projekt DESIRE: Dissemination strategy on Electricity balancing for large Scale Integration of Renewable Energy -Analysis of CHP designs and boundary conditions in different European countries. 169