Ź ródła ciepła i energii elektrycznej

Transkrypt

1 Ź ródła ciepła i energii elektrycznej Techniczno-ekonomiczna analiza porównawcza budowy gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy z silnikiem tłokowym lub turbiną gazową Technical and economical analysis of the project of the small scale CHP systems with reciprocating engine or gas turbine Janusz Skorek Wprowadzenie Przeprowadzono ocenę wpływu wybranych parametrów technicznych, eksploata cyjnych i cenowych na wskaźniki opłacalności budowy gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy. Analizy dokonano na przykładzie układu CHP z gazowym silnikiem tłokowym (dla dwóch poziomów mocy cieplnej i elektrycznej) lub turbiną gazową zasilanych gazem ziemnym systemowym. Określono wpływ sprawności elektrycznej modułu CHP i eksploatacyj nego wskaźnika skojarzenia na podstawowe składniki kosztów i przychodów z eksploatacji układu. Paper presents an estimation of influence of selected technical and financial parameters on the economical effectiveness of the small scale cogeneration systems. Analysis has been carried out on the example of small scale CHP with reciprocating gas engine (for two levels of nominal heat power) or gas turbine supplied by natural gas. The influence of electrical efficiency of the CHP module and electricity-to-heat ratio on the exploitation costs and incomes of the whole cogeneration system. prof. dr hab. inż. Janusz Skorek Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska Energię elektryczną i ciepło/zimno można produkować w układach roz dzielonych (tzn. w elektrowniach oraz ciepłowniach) i w układach (kogeneracyjnych (CHP). Celowość stosowania kogeneracji wynika przede wszystkim z przesłanek termodynamicznych, prowadzących do uzyskania zmniejszenia zużycia paliw pierwotnych w porównaniu z rozdzieloną produkcją nośników energii. Zmniejszenie zużycia paliw pierwotnych (i równoczesne zmniejszenie szkodliwych emisji) ma przede wszystkim wymiar globalny, np. w skali gospodarki danego kraju, czy w skali całego świata. W ostatnich dwóch dekadach obserwuje się na świecie niezwykle dynamiczny przyrost liczby i mocy układów energetyki gazowej, a zwłaszcza układów kogeneracyjnych. Coraz bardziej znaczący w tej grupie staje się udział układów CHP małej mocy wpisujących się w obszar energetyki rozproszonej [1], [2]. Cechą charakterystyczną układów energetyki rozproszonej jest to, że bardzo często pracują one bezpo średnio na potrzeby obiektu, w którym zostały zainsta lowane. Energia elektryczna może być w całości zużyta w obiekcie, jak też sprzedana do sieci lub odbiorcom końcowym. Za stosowaniem zasilanych paliwami gazowymi układów CHP przemawia wiele przesłanek, wśród których do najważniejszych można zaliczyć: wysokie sprawności energetyczne urządzeń i bardzo małe wskaźniki emisji, postęp techniczny w budowie urządzeń wytwórczych (gazowe silniki tłokowe, turbiny gazowe, mikroturbiny gazowe), małe rozmiary (małe zapotrzebowanie terenu), optymalne dopasowanie układu do potrzeb odbiorcy, możliwość spalania gazów odpadowych (np. biogazów, gazów kopalnianych itp.), możliwość lokalizacji układu blisko odbiorców. Małe układy kogeneracyjne znajdują zastosowanie zazwyczaj w miejscach, gdzie przez odpowiednio dużą liczbę godzin w roku występuje odpowiednio wysokie zapotrzebowanie na ciepło i energię elektryczną. Zapotrzebowanie to zazwyczaj zmienia się w poszczególnych godzinach doby, a charakter tej zmienności uzależniony jest od pory roku i procesów realizowanych w zasilanych obiektach. Zmienność i wielkość zapotrzebowania na nośniki energii mają zasadniczy wpływ na wielkość i konfigurację układu kogeneracyjnego. Wszystkie wymienione przesłanki przemawiają za rozwojem kogeneracji gazowej małych mocy. Należy jednak podkreślić, że o podjęciu ostatecznej decyzji inwestycyjnej i o wyborze konkretnej konfiguracji układu musi zdecydować rachunek ekonomiczny. W dalszej kolejności przeprowadzono ocenę wpływu wybranych parametrów technicznych, eksploata cyjnych i cenowych na wskaźniki opłacalności budowy gazowego układu CHP małej mocy. Analizy dokonano na przykładzie układu CHP na bazie silnika tłokowego lub turbiny gazowej. Paliwem jest gaz ziemny systemowy. Określono wpływ sprawności elektrycznej modułu CHP i eksploatacyj nego wskaźnika skojarzenia na podstawowe składniki kosztów i przychodów z eksploatacji układu. 28 4/2012

2 Czynniki warunkujące efektywność ekonomiczną układów kogeneracyjnych Nawet najbardziej korzystne wskaźniki efektywności energetycznej i ekologicznej nie są czynnikiem przesądzającym o realizacji projektu inwestycyjnego budowy układu kogeneracyjnego. Przesłanką dla takiej decyzji może być jedynie pozytywny efekt ekonomiczny. Możliwy do uzyskania efekt ekonomiczny (wyrażony np. wartością bieżącą projektu NPV) zależy jednak od wielu czynników, spośród których najważniejsze to: przebieg zmienności zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną, cena paliwa, ciepła i energii elektrycznej, świadectw pochodzenia energii elektrycznej, konfiguracja układu, charakterystyka techniczna instalowanych urządzeń (moc, spraw ność, wskaźnik skojarzenia oraz ich możliwe zmiany w trakcie pracy), tryb pracy układu CHP. Najkorzystniejsze efekty są uzyskiwa ne, gdy układ dobrano optymalnie dla danych warunków technicznych i ekonomicznych. Zgodnie z obowiązującymi standardami miarą opłacalności inwestycji są dyskontowe wskaźniki opłacalności. Głównym wskaźnikiem opłacalności jest wartość bieżąca netto po zakończeniu eksploatacji obiektu NPV, wewnętrzna stopa zwrotu kapitału inwestycyjnego IRR oraz zdyskontowany czas zwrotu poniesionych nakładów DPB. Inwestycja jest opłacalna, jeżeli jest spełniony warunek uzyskania dodatniego efektu ekonomicznego, tzn. NPV>0. Oprócz tego inwestycja musi się cechować odpowiednio krótkim czasem zwrotu nakładów i odpowiednio dużą wartością stopy zwrotu IRR. Ostateczny efekt ekonomiczny budowy układu kogeneracyjnego zależy od wielu czynników, które można podzielić na dwie zasadnicze grupy: a) czynniki techniczno-eksploatacyjne (mikroekonomiczne) inwestycji: sprawności wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (wysokie w przypadku układów gazowych), roczny stopień wykorzystania nominalnej mocy elektrycznej i cieplnej, jednostkowe nakłady inwestycyjne na gazowe układy energetyczne (niższe w porównaniu z innymi technologiami energetycznymi), czasy rozruchu i odstawienia od pracy (bardzo krótkie dla układów gazowych), możliwość optymalnego dostosowania układu do potrzeb odbiorcy (wysoka dla układów gazowych) uciążliwość dla środowiska (niska dla układów gazowych dzięki stosowaniu paliw gazowych i wysokich sprawności wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, rozmiary układu zapotrzebowanie terenu (niskie dla układów gazowych), b) czynniki makroekonomiczne: wysokość kosztu pozyskania kapitału inwestycyjnego (wielkość stopy dyskonta), wielkość i struktura cen paliw gazowych (głównie gazu ziemnego), ceny energii elektrycznej i ich struktura taryfowa; dotyczy to zarówno cen sprzedaży odbior com zewnętrznym (np. spółkom elektroenergetycznym), jak i cen zakupu energii elektrycznej (uniknięcie zakupu), ceny sprzedaży ciepła, ceny świadectw pochodzenia wytworzenia energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji (świadectwa żółte, czerwone i fioletowe ), ceny świadectw pochodzenia wytworzenia energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych np. z biogazów (świadectwa zielone ), koszty opłat za korzystanie ze środowiska. O ile czynniki typu technicznego i eksploatacyjnego zależą w pewnym stopniu od decyzji inwestora (wybór technologii, urządzeń, lokalizacji, rodzaju odbiorców itp.) to czynniki makroekonomiczne choć wpływają bardzo istotnie na efekty ekonomiczne inwestycji, są w zasadzie niezależne od procesu decyzyjnego. Pomiędzy parametrami technicznymi i eksploatacyjnymi a czynnikami makroekonomicz nymi istnieją zależności, których znajomość pozwala skuteczniej przeprowadzać dobór struktury układu energetycznego na poziomie studiów możliwości czy wykonalności. Wnioski z takich analiz mogą być też pomocne w procesie techniczno-ekonomicznej optymalizacji doboru układu i warunków jego eksploatacji. Jako miarę opłacalności projektu inwestycyjnego można przyjąć podstawowy wskaźnik dyskontowy jakim jest wskaźnik NPV: Źródła ciepła i energii elektrycznej gdzie: CF t przepływy pieniężne (dla obliczeń NPV) w kolejnym roku t (rok zerowy uwzględnia poniesione nakłady inwestycyjne), r stopa dyskonta dla danego projektu, N założona liczba lat eksploatacji układu. Podstawowym warunkiem opłacalności projektu jest uzyskanie w czasie okresu N lat eksploatacji wartości NPV większej od zera (NPV>0). Oznacza to, że wartość przepływów finansowych CF t musi być większa od zera. Można przy tym założyć bez zmniejszenia ogólności rozważań, że wartości CF t są w poszczególnych latach podobne. Stąd warunek opłacalności można zapisać w postaci: CF t > 0 W skład przepływów finansowych wchodzą następujące podstawowe składniki: 4/

3 Ź gdzie: S suma rocznych przychodów; K suma rocznych kosztów (z uwzględnieniem równomiernie rozłożonych na N lat eksploatacji odpisów amortyzacyjnych); P podatek dochodowy; p stopa podatku dochodowego (np. p = 18%); F koszty finansowe (np. odsetki od zaciągniętych kredytów). Ze struktury przepływów finansowych wynika, że warunek CF t >0 może być spełniony tylko wtedy, gdy przychody S są większe od kosztów K (z uwzględnieniem korekty jaką wprowadza wartość podatku dochodowego). Oznacza to, ż projekt może być opłacalny tylko wtedy gdy: W skład strumieni przychodów i kosztów wchodzi znaczna liczba składników, ale w praktyce (a zwłaszcza dla układów energetycznych) zasadnicze znaczenie ma stosunkowo mała ich liczba. W przypadku gazowych układów CHP są to przede wszystkim: a) Przychody S: sprzedaż energii elektrycznej (lub uniknięty zakup) S el sprzedaż ciepła S Q sprzedaż świadectw pochodzenia żółtych, czerwonych czy fioletowych wytworzenia energii elektrycznej w kogeneracji (w zależności od rodzaju paliwa gazowego) oraz świadectw pochodzenia zielonych (w przypadku wykorzystywania biogazów jako paliwa) S śp b) Koszty K: koszt zakupu paliwa dla modułu kogeneracyjnego K f koszt zakupu świadectw pochodzenia wytwarzania energii elektrycznej zielonych, żółtych, czerwonych czy fioletowych w przypadku sprzedaży energii elektrycznej bezpośrednio odbiorcy końcowemu K ś odpisy amortyzacyjne K am podatek akcyzowy od sprzedaży energii elektrycznej K akc W przypadku najbardziej rozpowszechnionych gazowych układów CHP, tzn. zasilanych gazem ziemnym kluczowe dla efektywności ekonomicznej są w zasadzie cztery składniki: S el, S Q, S śp oraz K f. Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej S el określa zależność: S el = E els c el gdzie E els to ilość sprzedanej energii elektrycznej a c el to jednoskładnikowa (uśredniona) cena sprzedaży energii elektrycznej. Przychody ze sprzedaży ciepła S el określa zależność: S Q = Qc Q gdzie Q to ilość sprzedanego ciepła a c Q to jednoskładnikowa (uśredniona) cena sprzedaży ciepła. Relację pomiędzy ilością sprzedanej energii elektrycznej E els a ilością ciepła użytecznego Q określa eksploatacyjny (rzeczywisty) wskaźnik skojarzenia σ: Stąd: Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia S śp (tylko z wysokosprawnej kogeneracji) wynikają z następującej zależności: S sp = E elchp c sp gdzie: E el,chp [MWh] ilość energii elektrycznej zakwalifikowanej jako wytworzona w wysokosprawnej kogeneracji. W warunkach polskich [3], [4] ilość energii elektrycznej, którą można zakwalifikować jako wytworzoną w wysokosprawnej kogeneracji wynika z ogólnej zależności: E elchp = be el gdzie E el oznacza całkowitą (brutto) ilość energii elektrycznej wytworzonej w module kogeneracyjnym. Wartość parametru β może się zmieniać od 0 do 1 i zależy przede wszystkim od tzw. sprawności ogólnej układu kogeneracyjnego h CHP oraz wskaźnika oszczędności energii chemicznej paliwa PES. Uzyskanie odpowiedniej wartości wskaźnika PES (PES>10% lub PES>0; [4]) jest warunkiem koniecznym do uzyskania świadectw pochodzenia z wysokosprawnej kogeneracji. W przypadku uzyskania wymaganej wartości wskaźnika PES o wartości parametru β decyduje przede wszystkim wartość sprawności ogólnej h CHP : 30 4/2012

4 gdzie: E chf ilość energii chemicznej paliwa zużytego w układzie CHP Q ilość ciepła użytkowego wytworzonego w kogeneracji. Podstawowym składnikiem kosztu eksploatacji układu kogeneracyjnego zasilanego gazem ziemnym jest koszt zakupu paliwa K f : gdzie c chf cena jednostki energii chemicznej paliwa (np. zł/gj) K chf = E chf c chf Ilość zużytej energii chemicznej paliwa E chf i ilość energii elektrycznej brutto wyprodukowanej E el w module kogeneracyjnym (brutto) wiąże ze sobą bardzo istotny parametr techniczny modułu CHP jakim jest sprawność elektryczna h el : Źródła ciepła i energii elektrycznej Rys. 1. Uproszczony schemat układu kogeneracyjnego z gazowym silnikiem tłokowym Ilość energii elektrycznej sprzedanej E els jest mniejsza aniżeli ilość energii elektrycznej wyprodukowanej w module CHP E el z uwagi na konieczność pokrycia potrzeb własnych układu CHP: E els = (1 e w )E el przy czym wskaźnik potrzeb własnych elektrycznych e w przybiera zazwyczaj wartość z przedziału 0,03 0,07. Rys. 2. Uproszczony schemat układu kogeneracyjnego z turbiną gazową Tabela 1. Charakterystyka techniczna analizowanych modułów kogeneracyjnych Silniki tłokowe Turbina gazowa Silnik tłokowy Moc nominalna cieplna *, MW th 6,09 6,76 3,045 Moc nominalna elektryczna, MW el 6,71 3,52 3,35 Sprawność elektryczna, % 44,9 30,40 44,9 Nominalny wskaźnik 1,1 0,52 1,1 skojarzenia σ nom Rys. 3. Uporządkowany wykres zapotrzebowania na moc cieplną Analizując strukturę zależności określających wartości wybranych składników przepływów finansowych można wydzielić te parametry, które mają najistotniejszy wpływ na wskaźniki opłacalności gazowego układu kogeneracyjnego: a) Parametr techniczny: sprawność elektryczna gazowego modułu kogeneracyjnego h el b) Parametr eksploatacyjny: rzeczywisty wskaźnik skojarzenia s c) Parametry cenowe: cena zakupu energii chemicznej paliwa c chf, cena energii elektrycznej c el (sprzedaż lub uniknięty zakup), cena świadectw pochodzenia c śp, Ustalenie nawet szacunkowych ale ogólnych relacji określających wpływ tych parametrów na wskaźniki opłacalności jest złożone i wymagałoby zebrania i opracowania bardzo dużej liczby danych statystycznych. Dla węższych grup projektów jest to jednak możliwe, przynajmniej 4/

5 Ź Tabela 2. Podstawowe parametry eksploatacyjne układu kogeneracyjnego (wielkości roczne) Układ Silniki tłokowe Turbina gazowa Silnik tłokowy Moc w paliwie do modułu CHP MW 14,94 11,58 7,47 Nominalny wskaźnik skojarzenia σ nom 1,10 0,52 1,10 Zużycie energii chemicznej paliwa w module CHP GJ w wymiarze jakościowym. W dalszej części artykułu przedstawiono wyniki takiej szacunkowej analizy przeprowadzonej dla projektu budowy układu kogeneracyjnego zasilanego gazem ziemnym lub metanowym gazem kopalnianym. Zużycie energii chemicznej paliwa w kotłach GJ Energia elektryczna wyprodukowana brutto MWh Energia elektryczna wyprodukowana netto MWh Energia elektryczna z wysokosprawnej kogeneracji MWh Tabela 3. Podstawowe wskaźniki opłacalności układu CHP Przychody (rocznie, netto) Silniki tłokowe Turbina gazowa Silnik tłokowy Sprzedaż energii elektrycznej do odbiorcy końcowego 62,3% 56,0% 53,1% Sprzedaż ciepła 15,3% 26,3% 23,5% Sprzedaż świadectw pochodzenia żółtych 22,4% 17,7% 23,4% Razem 100,0% 100,0% 100,0% Koszty (rocznie, netto) Sprawność ogólna CHP [3] % 69,11 62,0 77,97 Wskaźnik PES [3] % 19,80 10,2 21,87 Ciepło użytkowe z modułu CHP GJ Ciepło użytkowe z kotła GJ Eksploatacyjny wskaźnik skojarzenia 1,85 0,96 1,36 Stosunek wskaźników skojarzenia σ/σ nom (Stopień wykorzystania nominalnej mocy cieplnej modułu CHP) Silniki tłokowe 0,59 0,54 0,81 Turbina gazowa Silnik tłokowy Nakład inwestycyjny mln. zł 19,2 14,0 9,6 NPV mln. zł 8,300-53,8 8,8 NPVR=NPV/CNI zł/zł 0,432-3,9 0,917 DPB lata 8-4,8 IRR % 16,3-24,0 Tabela 4. Udziały podstawowych strumieni finansowych przychodów i kosztów Koszty zakupu paliwa dla modułu CHP 76,8% 81,1% 70,5% Koszty zakup gazu ziemnego dla kotła rezerwowo-szczytowego 0,8% 0,7% 11,0% Koszt zakupu świadectw zielonych 6,1% 4,4% 4,8% Roczny odpis amortyzacyjny 6,7% 5,8% 5,2% Podatek akcyzowy od energii elektrycznej 4,6% 3,3% 3,6% Roczne odpisy na remonty kapitalne i bieżące, serwis, materiały eksploatacyjne itp. 1,4% 1,2% 1,1% Koszty płac 1,2% 1,6% 1,9% Koszt zakupu świadectw pochodzenia czerwonych, żółtych i fioletowych ) 2,2% 1,6% 1,7% Koszty emisji do atmosfery (bez kosztu zakupu uprawnień do emisji CO2) 0,2% 0,3% 0,2% Razem 100,0% 100,0% 100,0% Stosunek Sprzedaż/Koszty 1,18 0,87 1,21 Analiza przykładowego projektu budowy gazowego układu kogeneracyjnego Szacunkową ocenę wpływu najistotniejszych parametrów technicznych, eksploatacyjnych cenowych na opłacalność inwestycji przeprowadzono na przykładzie budowy układu kogeneracyjnego małej mocy z silnikiem gazowym (Rys. 1) lub turbiną gazową (Rys. 2). Urządzenia te różnią się przede wszystkim sprawnością wytwarzania energii elektrycznej. Układ produkuje energię elektryczną sprzedawaną odbiorcy końcowemu (poprzez wydzieloną linię kablową) oraz ciepło grzewcze w postaci gorącej wody sprzedawanej do lokalnej sieci ciepłowniczej. Ciepło w postaci gorącej wody służy do pokrycia zapotrzebowania na moc cieplną (centralne ogrzewanie i ciepła woda) u grupy odbiorców zgodnie z wykresem uporządkowanym przedstawionym na rys. 3. Układ jest wyposażony w gazowy kocioł rezerwowo-szczytowy. Maksymalne zapotrzebowanie na moc cieplną wynosi około 9,5 MW Th. Ze wstępnej analizy przebiegu zapotrzebowania na moc cieplną (Rys. 3) oraz oferty rynkowej silników tłokowych i turbin gazowych określono nominalną moc cieplną modułów CHP na poziomie 6 7 MW Th. Rozpatrzono 3 warianty konfiguracji układu CHP, przy czym w dwóch przypadkach przyjęto układy CHP o podobnej nominalnej mocy cieplnej: : dwa identyczne silniki tłokowe o łącznej nominalnej mocy cieplnej na poziomie 6,1 MW th i mocy elektrycznej około 6,7 MW el ; : turbina gazowa o nominalnej mocy cieplnej na poziomie 6,75 MW Th i mocy elektrycznej około 3,5 MW el ; : silnik tłokowy o nominalnej mocy cieplnej na poziomie 3,05 MW Th i mocy elektrycznej około 6,35 MW el ; Podstawowe parametry techniczne i eksploatacyjne analizowanych modułów CHP przedstawia tabela 1. W przypadku wariantów 1 i 2 moduły CHP są dopasowane ze względu na moc cieplną a w przypadku wariantów 2 i 3 dopasowanie występuje po stronie mocy elektrycznej. Taki dobór mocy cieplnych i elektrycznych pozwala w miarę wiarygodnie porównywać wskaźniki efektywności technicznej i ekonomicznej dwóch jakościowo rożnych urządzeń jakimi są silnik tłokowy i turbina gazowa. Przyjęto, że niedobory mocy cieplnej SA pokrywane będą z kotła gazowego. Paliwem w każdym przypadku jest gaz ziemny systemowy o wartości opałowej około 35 MJ/m 3 n. Moduł CHP (silnik tłokowy lub turbina gazowa) pokrywa zapotrzebowanie na moc cieplną na poziomie 6 MW Th (wyższe moce cieplne są pokrywane z udziałem kotła gazowego). Z punktu widzenia analizy techniczno- ekonomicznej analizowane układy CHP cechują się następującymi właściwościami: gazowy silnik tłokowy charakteryzuje się zdecydowanie większą sprawnością wytwarzania energii elektrycznej aniżeli turbina gazowa, 32 4/2012

6 turbina gazowa ma zdecydowanie wyższy nominalny wskaźnik skojarzenia, układy są zasilane gazem ziemnym, a więc paliwem o stosunkowo wysokim koszcie energii chemicznej. Z analizy nominalnych parametrów technicznych wynika, że przy porównywalnej nominalnej mocy cieplnej gazowe silniki tłokowe charakteryzują się zdecydowanie wyższą sprawnością elektryczną i nominalnym wskaźnikiem skojarzenia. W oparciu o dane techniczne urządzeń i przebieg zapotrzebowania na moc cieplną wyznaczono roczne eksploatacyjne wielkości techniczne charakteryzujące pracę analizowanych układów CHP (Tabela 2). Przyjęto roczny czas pracy modułów CHP wynoszący 8500 godzin. Z porównania wyników analizy technicznej dla modułu CHP z silnikami tłokowymi lub turbiną gazową o podobnej nominalnej mocy cieplnej wynikają następujące podstawowe wnioski: układ z turbiną gazową charakteryzuje się znacznie mniejszym nominalnym i eksploatacyjnym wskaźnikiem skojarzenia co jest głownie wynikiem małej sprawności elektrycznej turbiny gazowej, stopień wykorzystania nominalnej mocy cieplnej modułów CHP jest największy w przypadku Wariantu 3, ale ilość ciepła produkowanego w tym przypadku w kotłach gazowych jest największa, Sprawność ogólna modułów CHP z silnikiem tłokowym jest wyższa aniżeli dla modułu z turbiną gazową (przy podobnym wykorzystaniu mocy cieplnej silnik tłokowy produkuje znacznie więcej energii elektrycznej), Wskaźnik oszczędności energii chemicznej paliwa PES w przypadku modułu z turbiną gazową nieznacznie tylko przekracza progową wartość 10%. W oparciu o wskaźniki techniczne przeprowadzono wstępną analizę opłacalności budowy układu CHP dla 3 wariantów techniczno-eksploatacyjnych w celu wyznaczenia podstawowych wskaźników opłacalności (NPV, NPVR, IRR, DPB). Do analizy opłacalności przyjęto następujące założenia i dane finansowe (ceny bez podatku VAT, tzn. netto): stopa dyskonta dla projektu: 8,9% czas eksploatacji układu CHP: 12 lat cena zakupu gazu ziemnego (średnia jednoskładnikowa): 40 zł/gj cena sprzedaży energii elektrycznej odbiorcy końcowemu (średnia jednoskładnikowa): 295 zł/mwh cena sprzedaży ciepła: 35 zł/gj cena sprzedaży świadectw pochodzenia żółtych : 128 zł/mwh Wartości wyznaczonych wskaźników opłacalności przedstawia tabela 3. W tabeli 4 zestawiono udziały procentowe najważniejszych strumieni przychodów i kosztów dla poszczególnych wariantów. Dla uproszczenia odpisy amortyzacyjne rozłożono równomiernie na wszystkie 12 lat eksploatacji (niezależnie od rodzaju środka trwałego). Z danych zawartych w tabelach 3 i 4 wynika, że w przypadku stosowania drogiego paliwa jakim jest gaz ziemny wskaźniki opłacalności są w miarę pozytywne tylko w przypadku układu z silnikami tłokowymi. Układ z turbiną gazową jest zupełnie nieopłacalny. Jest to wynik przede wszystkim małej sprawności wytwarzania energii elektrycznej w układzie z turbiną gazową oraz bardzo wysokiego udziału (bezwzględnego i względnego) kosztów zakupu paliwa w całkowitych kosztach (tu na poziomie 80%!). Nawet jednak w przypadku silnika tłokowego stosunek rocznych przychodów do kosztów jest tylko nieznacznie większy od jedności (1,18 lub 1,23), co oznacza, że wskaźniki opłacalności są bardzo wrażliwe na niewielkie nawet zmiany podstawowych parametrów cenowych i eksploatacyjnych. Opłacalność projektu radykalnie się poprawia w przypadku stosowania znacznie tańszego paliwa jakim jest gaz kopalniany. Koszt zakupu spada kilkukrotnie, co sprawia też, że udział tego kosztu w kosztach całkowitych znacząco się obniża (do poziomu zaledwie 30 35%). Przy tych samych przychodach koszty są ponad dwa razy mniejsze dla obydwu układów. Stąd nawet w przypadku układu z turbiną gazową uzyskuje się niezwykle korzystne (jak na układy energetyczne) wskaźniki opłacalności. Ze struktury przychodów ze sprzedaży wynika, że w każdym wariancie układu CHP podstawową pozycję zajmuje tu energia elektryczna. Sprzedaż energii elektrycznej oraz świadectw pochodzenia z wysokosprawnej kogeneracji stanowi od 68 aż do 85% całości przychodów! Źródła ciepła i energii elektrycznej Wnioski Z przeprowadzonych analiz można wysnuć szereg wniosków dotyczących uwarunkowań techniczno-ekonomicznych budowy gazowych układów kogeneracyjnych w obszarze energetyki rozproszonej w Polsce: a) Dla układów CHP zasilanych stosunkowo drogim paliwem (np. gazem ziemnym systemowym) kluczowe znaczenie dla uzyskania korzystnych wskaźników opłacalności (przy stałych parametrach cenowych) ma odpowiednio wysoka sprawność elektryczna modułu CHP i rzeczywisty wskaźnik skojarzenia σ; b) Podstawowymi parametrami cenowymi mającymi wpływ na wskaźniki opłacalności układu CHP jest cena zakupu energii chemicznej paliwa c chf, cena energii elek trycznej c el (sprzedaż lub uniknięty zakup) oraz cena świadectw pochodzenia c śp (sprzedaż i ewentualny koszt zakupu); Literatura [1] Skorek J.: Ocena efektywności energetycznej i ekonomicznej gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice [2] Skorek J., Kalina J.: Gazowe układy kogeneracyjne. WNT. Warszawa 2005 [3] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 w sprawie sposobu obliczania danych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawiania do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji. Dz. U. Nr 185, poz [4] Ustawa z dnia 10 kwietnia 2007 Prawo energetyczne Stan prawny na dzień 11 marca