01/14 JERZY BUZEK: KOGENERACJA TO WSPANIAŁA SPRAWA EUROPEJSKIE SYSTEMY WSPARCIA KOGENERACJI INWESTYCJE GAZOWE PGNIG TERMIKA

Transkrypt

1 CIEPŁOWNICTWO GAZOWNICTW0 E L E K T R OENER GETYKA 01/14 CIEPŁOWNICTWO GAZOWNICTW0 E L E K T R OENER GETYKA Z E S Z Y T N A U K O W 0 T E C H N I C Z N Y JERZY BUZEK: KOGENERACJA TO WSPANIAŁA SPRAWA EUROPEJSKIE SYSTEMY WSPARCIA KOGENERACJI INWESTYCJE GAZOWE PGNIG TERMIKA

2 CIEPŁOWNICTWO GAZOWNICTW0 E L EKTROENERGETY KA Z E S Z Y T N A U K O W 0 T E C H N I C Z N Y PGNiG TERMIKA jest największym w Unii Europejskiej wytwórcą ciepła i energii elektrycznej w skojarzeniu. Sześć zakładów TERMIKI Siekierki, Żerań, Kawęczyn, Wola, Pruszków i Regaty zatrudnia ponad 1000 osób i wytwarza 11% produkowanego w Polsce ciepła, które dociera do 70% warszawian i 60% mieszkańców Pruszkowa, Piastowa i Michałowic. PGNiG TERMIKA zapewnia ponadto pokrycie ok. 65% całkowitego zapotrzebowania stolicy na energię elektryczną. Rocznie zakłady te produkują ponad 3,7 TWh energii elektrycznej i ok. 12 TWt ciepła. Dzięki produkcji w kogeneracji zapewniona jest wysoka efektywność wykorzystania paliw. Podstawowym paliwem wykorzystywanym w PGNiG TERMIKA jest wydobywany w polskich kopalniach węgiel kamienny, którego rocznie zużywa się ok. 2,8 mln ton. W trosce o ochronę środowiska naturalnego wraz z węglem współspala się również biomasę, a niedługo zakończy się przebudowa kotła w Siekierkach, przystosowująca go do spalania tylko biomasy. Budowane nowe instalacje opalane będą głównie gazem ziemnym. Takie zróżnicowanie rodzajów wykorzystywanych paliw zwiększa niezawodność dostaw ciepła i energii elektrycznej. W Warszawie dystrybucja ciepła produkowanego przez PGNiG TERMIKA odbywa się poprzez sieć ciepłowniczą Dalkii Warszawa, a w Pruszkowie i okolicach poprzez własną sieć cieplną TERMIKI. Od stycznia 2012 roku firma jest częścią Grupy Kapitałowej PGNiG, a od roku 2013 posiadaczem połowy akcji Elektrociepłowni Stalowa Wola, gdzie trwa budowa bloku gazowo-parowego o mocy 450 MWe. PGNiG TERMIKA prowadzi szeroko zakrojone prace rozwojowe, współpracując z uczelniami z całej Polski. ZDJĘCIE: PGNIG TERMIKA

3 DEKLARACJA PROGRAMOWA Inicjatywa wydawania Zeszytu Naukowo Technicznego CGE przez PGNiG TERMIKA, Spółkę o bogatych tradycjach elektrociepłowniczych, wynika z głębokiego przekonania skupionych wokół naszej firmy ludzi nauki różnych dziedzin, jak również praktyków produkcji, finansów i ekologii oraz polityków że społeczna odpowiedzialność biznesu wymaga, by pomagał on przełamywać istniejące bariery zrównoważonego rozwoju wszędzie tam, gdzie zachodzi taka potrzeba. Uznaliśmy wspólnie, że przed takimi barierami stanęła współcześnie produkcja ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji, w tym wykorzystująca bardzo nowoczesne rozwiązania technologii gazowo parowych. Chcemy pomóc w ich przełamywaniu. Technologie pozwalające wytwarzać ciepło, energię elektryczną i chłód w oparciu o jeden strumień wytworzonej pary wodnej charakteryzują się bardzo wysoką sprawnością, sięgającą 85%. Pozwalają na efektywniejsze wykorzystywanie paliw pierwotnych, oszczędzają zasoby naturalne naszej planety i sprzyjają ochronie środowiska naturalnego człowieka. Mimo tych zalet w ostatnich latach kogeneracja rozwija się wolniej, niż prognozowano, a niektóre jej formy, jak choćby oparte na paliwach gazowych zanotowały regres. Technologie pozwalające wytwarzać ciepło, energię elektryczną i chłód w oparciu o jeden strumień pary wodnej charakteryzują się bardzo wysoką sprawnością, sięgającą nawet 85%. Pozwalają na efektywniejsze wykorzystywanie paliw pierwotnych, oszczędzają zasoby naturalne naszej planety i sprzyjają ochronie klimatu. Przyczyną stagnacji nie jest brak innowacyjnych rozwiązań inżynierskich lub zastój w badaniach teoretycznych. Przeszkody wynikają z braku odpowiednich regulacji prawnych, nawet o zasięgu międzynarodowym, umożliwiających ekonomiczną opłacalność produkcji energii w skojarzeniu, a to wstrzymuje dalsze badania i hamuje rozwój tej dziedziny przemysłu. Celem nadrzędnym Zeszytu Naukowo Technicznego CGE jest zatem skupienie wokół pisma ludzi wielu dyscyplin i różnych środowisk zainteresowanych tym, by kogeneracja w Polsce i Europie się rozwijała. Zamierzamy prezentować wyniki badań naukowych, upowszechniać nowe rozwiązania wypracowane w praktyce produkcyjnej przedsiębiorstw, w tym korzystających z technologii gazowych, bo mamy dostęp do wiedzy wybitnych ekspertów i praktyków Grupy Kapitałowej PGNiG, której TERMIKA jest częścią. Pokazywać będziemy także problemy i rozwiązania powstające w dziedzinach powiązanych, mających wpływ na kogenerację. Nie zamierzamy się uchylać od dyskusji o aspektach społecznych, ekonomicznych i ekologicznych wpływających na tę działalność. Jerzy Kurella Wiceprezes Zarządu PGNiG SA Andrzej Gajewski Prezes Zarządu PGNiG Termika SA Chcemy drogą debat o profilu interdyscyplinarnym inspirować nowe kierunki badań, nowe rozwiązania prawno-organizacyjne, a przede wszystkim umożliwiać współpracę nauki, przemysłu i decydentów politycznych z kraju i z zagranicy. W tym celu powołaliśmy Radę Programową, której pracami kierować będzie prof. dr hab. Waldemar Kamrat z Politechniki Gdańskiej. Zapraszamy do lektury, krytycznego osądu i współpracy. Łamy pisma są dla Państwa otwarte. ZDJĘCIA: PGNIG TERMIKA 5

4 RADA PROGRAMOWA RADA PROGRAMOWA spalania. Organizator wspólnie z przemysłem gazowniczym Andrzej Rubczyński trzech międzynarodowych konferencji w Poznaniu. Członek Dyrektor Departamentu Regulacji i Legislacji ETN European Turbine Network. Wypromował sześciu dok- PGNiG TERMIKA, ekspert w zakresie legisla- torów, 120 inżynierów. cji, zwłaszcza prawa energetycznego i energe- Wiesław Jamiołkowski tyki odnawialnej. Analizuje otoczenia prawne i biznesowe energetyki, współtworzy założe- Dyrektor Departamentu Ochrony Środowi- nia i wytyczne dla długoterminowych planów rozwoju spółki. ska PGNiG TERMIKA SA. Ekspert i prak- Absolwent Politechniki Warszawskiej oraz studiów MBA. tyk prawa środowiskowego oraz zarządza- Jako wieloletni dyrektor ds. inwestycji nabył doświadczenie Przewodniczący Rady Programowej Waldemar Kamrat Profesor zwyczajny w Katedrze Elektro- Wiceprzewodniczący Rady Programowej Jerzy Kurella Wiceprezes Zarządu PGNiG SA, radca prawny, nia środowiskiem w przedsiębiorstwach energetycznych różnej skali, w tym w korporacjach międzynarodowych. Konsultant KPP Lewiatan, Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodo- w budowie i eksploatacji obiektów energetycznych zarówno w kraju, jak i za granicą. Janusz Skorek energetyki na Wydziale Elektrotechniki i pracował w PGNiG w latach , wych i Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie. Profesor zwyczajny w Instytucie Techniki Ciepl- Automatyki Politechniki Gdańskiej. Specja- m.in. jako dyrektor zarządzający ds. obsługi Absolwent Politechniki Warszawskiej oraz MBA na Akade- nej Politechniki Śląskiej, gdzie utworzył zespół lista ds. energetyki kompleksowej, łączą- prawnej, a następnie ds. negocjacji. Odpo- mii im. Leona Koźmińskiego. Od 30 lat zawodowo związany badawczy kompleksowo podejmujący proble- cej w sobie elektroenergetykę, ciepłownic- wiadał m.in. za prawne aspekty wydzielenia z energetyką warszawską. matykę energetyki gazowej i inżynierii gazowni- two i gazownictwo. Pasją naukową Profesora jest rozwój energetyki i wykorzystywanie jej możliwości do stymu- operatora systemu przesyłowego, restrukturyzację zadłużenia, wykup euroobligacji i wprowadzenie spółki na Giełdę Jerzy Loch czej. Obszar zainteresowań naukowych obejmuje między innymi analizy techniczne i ekonomiczne układów lowania rozwoju gospodarki. Dyrektor Centrum Tech- Papierów Wartościowych. Od 2007 roku członek Zarządu, Redaktor naczelny Zeszytu Naukowo energetyki gazowej oraz cieplnych procesów przemysłowych, nologii Energetycznych Węzła Innowacyjnych Technolo- a następnie wiceprezes BOT Górnictwo i Energetyka, od- Technicznego CGE. 10 lat doświadcze- zagadnienia wymiany ciepła i energetycznego zaopatrzenia gii Politechniki Gdańskiej, członek Komitetu Problemów powiedzialny za strategię i integrację Grupy Kapitałowej nia w dziennikarstwie i działalności wy- budynków. Prowadzi intensywne działania w zakresie wdra- Energetyki Polskiej Akademii Nauk. Jest absolwentem BOT. Od 14 czerwca 2013 roku wiceprezes Zarządu PGNiG, dawniczej oraz 25 lat w zarządzaniu, w tym żania technologii rozproszonych kogeneracyjnych układów Wydziału Elektrycznego Politechniki Gdańskiej (1977 r.) a w okresie lipiec grudzień 2013 wykonywał obowiązki pre- 10 w energetyce: wiceprezes zarządu, na- energetycznych głównie w oparciu o paliwa gazowe. oraz Wydziału Ekonomiki Produkcji Uniwersytetu Gdańskiego (1982 r.). Ukończył również studia specjalistyczne zesa. Był przewodniczącym lub członkiem wielu rad nadzorczych, m.in. elektrowni Turów i elektrowni Bełchatów, Europol stępnie dyrektor biura w PSE Operator. Obecnie w PGNiG TERMIKA. Autor kilkuset artykułów, książki Jak zostać mi- Andrzej Zieliński w zakresie polityki i efektywności energetycznej w USA, Gaz SA, Gas Trading SA, a także szefem Rady Dyrektorów strzem w biznesie oraz współautor książki Grupy Kapi- Profesor zwyczajny w Katedrze Inżynierii Mate- uzyskując w roku 1996 Certificate of the Institute for Young PGNiG Upstream International. tałowe w Polsce. Absolwent zarządzania WSE Katowice riałowej i Spajania na Wydziale Mechanicznym Investigators in Energy Efficiency Berkeley/Washinghton DC. Od ponad 30 lat związany z Politechniką Gdańską, Tomasz Dobski oraz studiów podyplomowych: finanse (SGH), prawo spółek (SGH) i energetyka (Politechnika Warszawska). Członek w Politechnice Gdańskiej i dyrektor Centrum Zaawansowanych Materiałów Węzła Innowa- w tym w latach jako jej prorektor, praco- Profesor zwyczajnym w Katedrze Techni- Komitetu ds. Polityki Klimatyczno Energetycznej Krajowej cyjnych Technologii. Doktor nauk chemicznych wał równolegle przez wiele lat w przemyśle na stano- ki Cieplnej w Politechnice Poznańskiej (La- Izby Gospodarczej. i doktor habilitowanym nauk technicznych. Autor 265 publikacji wiskach kierowniczych, budując obiekty energetyczne w kraju i za granicą. Jest wiceprezesem Zarządu boratorium Technologii Gazowych). Praca dyplomowa projekt stacji sprężania gazu Józef Paska i pięciu patentów oraz przeszło 100 prac badawczych, rozwojowych i ekspertyz, m.in. z zakresu materiałoznawstwa, degradacji, polskiej afiliacji International Association for Energy z napędem za pomocą turbin gazowych. Studia Profesor zwyczajny w Instytucie Elektroenerge- pękania i niszczenia metali, biomateriałów, technik przeciwkorozyj- Economics (USA) oraz członkiem rad programowych podyplomowe w Politechnice Warszawskiej z technologii ją- tyki, na Wydziale Elektrycznym Politechniki War- nych, materiałów dla alloplastyki i kardiochirurgii, tworzyw sztucz- renomowanych czasopism naukowych, m.in.,,the In- drowych. Doktorat: Emisja NOx przy spalaniu gazów ziemnych szawskiej i kierownikiem Zakładu Elektrowni nych, doboru materiałów konstrukcyjnych, nanotechnologii, tech- ternational Journal of Power and Energy Systems w zaazotowanych. Staże: w Uniwersytecie Kalifornijskim, Gaz Gospodarki Elektroenergetycznej. Członek rad nologii warstw i powłok oraz ochrony środowiska. Liczne staże Calgary w Kanadzie;,,Rynek Energii ; Energetyka. W latach zasiadał w Komitecie ds. Energii Elektrycznej Europejskiej Organizacji Pracodawców Sektora Publicznego CEEP w Brukseli jako przedstawiciel Konfederacji Pracodawców Energetyki Polskiej. Jest doradcą Prezydenta Pracodawców Rzeczypospolitej Polskiej ds. Energetyki. Warme Instytut Essen, Paul Scherrer Instytut Szwajcaria, Politechnice w Sztokholmie oraz visiting profesor w Politechnice w Monachium. Wizyty studialne w przemyśle: Japonii, Niemiec i Szwajcarii. Prawie 40 lat współpracy z polskim przemysłem gazowniczym, wiele konstrukcji dobrze pracujących w przemyśle. Konstruktor lub współkonstruktor ponad 150 typów palników gazowych, ok. 40 typów kotłów gazowych, komór ZDJĘCIA: WALDEMAR KOMPAŁA/FOTORZEPA programowych czasopism Elektroinstalator i Energetyka ; członek Prezydium Komitetu Problemów Energetyki PAN (w kadencji ); od Przewodniczący Komitetu Energetyki Jądrowej SEP. Autor ponad 270 artykułów i referatów oraz 12 monografii i podręczników akademickich z zakresu elektroenergetyki. Zajmuje się też ekonomiką źródeł rozproszonych. naukowe w USA, RFN i Francji (łącznie ok. 5 lat). Doświadczenie przemysłowe w obszarach: projektowania, konstruowania oraz eksploatacji obiektów i rurociągów przemysłowych, kruchości wodorowej i korozji. Współpraca z kilkudziesięcioma przedsiębiorstwami, w tym zagranicznymi. Biegła znajomość języka angielskiego, niemieckiego i francuskiego. Bieżące kontakty z ponad 30 uczelniami, instytutami i przedsiębiorstwami zagranicznymi.

5 spis 22 CIEPŁOWNICTWO PROF. WALDEMAR KAMRAT, POLITECHNIKA GDAŃSKA Współczesne układy skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła WYDARZENIA 30 DR TOMASZ SURMA, ANDRZEJ RUBCZYŃSKI Mechanizmy wsparcia wysokosprawnej kogeneracji w krajach Unii Europejskiej PROF. JERZY BUZEK To fantastyczne źródło energii i szansa na zyskanie konkurencyjności JERZY LOCH, KAROL MANYS Nie ma ukrytego scenariusza rozmowa z Andrzejem Czerwińskim, przewodniczącym sejmowej podkomisji ds. energetyki AGNIESZKA CHILMON Ograniczanie emisji gazów cieplarnianych oczami prawnika, kogeneracja potrzebuje wsparcia PROF. JÓZEF PASKA, POLITECHNIKA WARSZAWSKA Wsparcie dla rozproszonych źródeł energii w Polsce odnawialne źródła energii. Ile daje wola polityczna PROF. TOMASZ DOBSKI, POLITECHNIKA POZNAŃSKA Kogeneracja sposób na zwiększenie efektywności generacji energii elektrycznej i ciepła w oparciu o zasilanie paliwami gazowymi PROF. WŁADYSŁAW MIELCZARSKI, POLITECHNIKA ŁÓDZKA Perspektywy dla kogeneracji. Realizacja założeń Polityki Energetycznej 2030 jest mało prawdopodobna, ale to nie oznacza, że nie ma perspektyw rozwoju PROF. JANUSZ SKOREK, POLITECHNIKA ŚLĄSKA Wysokoefektywne układy kogeneracji gazowej jak to się robi na świecie 8 9

6 spis ELEKTROENERGETYKA 70 WORLD ENERGY OUTLOOK 2013 Streszczenie raportu Międzynarodowej Agencji Energetycznej GAZOWNICTWO MACIEJ BANDO W kierunku konkurencyjnego rynku gazu głos wiceprezesa Urzędu Regulacji Energetyki STEFAN ZARAŚ, JERZY LOCH Stalowa Wola, Pruszków, Żerań, Siekierki inwestycje kogeneracji gazowej PGNiG Termika PROF. KRZYSZTOF ŻMIJEWSKI, POLITECHNIKA WARSZAWSKA Polityka energetyczna jako element strategii gospodarczej Polski jednostronne analizy relacji polityki energetycznej i gospodarczej DR BOLESŁAW JANKOWSKI Analizy i wspomaganie decyzji w sprawach polityki klimatyczno-energetycznej. Przegląd prac EnergSys w latach MAREK SAMOTYJ Portfel energetyczny USA w 2015 roku co mają w planach liderzy amerykańskiego przemysłu elektroenergetycznego? 88 DR MAGDALENA WASILUK HASSA Elektroenergetyka i telekomunikacja coraz bliżej siebie o współpracy infrastruktury elektroenergetycznej i telekomunikacyjnej

7 ZDJĘCIE: 123RF WYDARZENIA

8 WYDARZENIA WYDARZENIA Kogeneracja to fantastyczne źródło energii Kogenerację nazwałbym fantastycznym źródłem energii. Przy okazji produkcji prądu otrzymujemy również ciepło, a także możemy uzyskiwać produkty chemiczne. To spore pole do zagospodarowania i szansa na zyskanie konkurencyjności uważa Jerzy Buzek. Jak pogodzić ze sobą coś, co wydaje się niemożliwe do pogodzenia, a mianowicie: jak zaspokoić cele, jeśli chodzi o redukcję emisji stawiane nam przez Unię, a równo- cześnie doprowadzić do tego, by ceny energii były na poziomie akceptowalnym przez odbiorców i żebyśmy przy tym wykorzystywali nasze zasoby naturalne przede wszystkim węgiel? Odpowiem w ten sposób: nie należy wprowadzać ograniczeń na rodzime źródła energii to przede wszystkim. Obostrzenia chociażby z zakresu ochrony środowiska, które obecnie obo- wiązują, uważam za wystarczające. To daje nam np. szanse na to, by sprawdzić, czy gaz z łupków jest w Polsce w takiej ilości, że jego wydobycie i produkcja są opłacalne. Druga sprawa. Nie możemy mylić celów i środków, które do celu prowadzą. A mianowicie nie możemy mówić w Unii Eu- ropejskiej o gospodarce niskowęglowej czy o eliminacji węgla. My, jako kraje UE, mamy eliminować emisje, które powstają w trakcie spalania węgla. To jest naszym celem. Jeśli więc wprowadzimy czyste technologie węglowe, bezemisyjne, albo które nie powodują zagrożenia dla zdrowia i śro- Korzystajmy z kogeneracji. W ten sposób ograniczymy emisję CO 2 aż o połowę. dowiska, bo emitują niewiele CO 2, to sprawa będzie rozwiązana. Apeluję więc, byśmy wykorzystywali węgiel, ale opierając się na nowych technologiach. Owszem, trzeba przeznaczyć na ten cel trochę środków, ale da się to zrobić, byle tylko współpracować w skali europejskiej i wtedy efekt dla gospodarki polskiej i europejskiej może być bardzo dobry. Mówiąc o ograniczaniu emisji i wykorzystaniu węgla, nie możemy jednak zapomnieć o jego efektywnej eksploatacji. Taką technologią jest znana i stosowana od lat w Polsce produkcja energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu. Kogenerację nazwałbym fantastycznym źródłem energii. Przy okazji produkcji prądu otrzymujemy również ciepło, a także możemy uzyskiwać produkty chemiczne. Tutaj jest także spore pole do zagospodarowania i szansa na zyskanie konkurencyjności. Produkując z węgla energię, przy obecnej sprawności bloków energetycznych wynoszącej ok. 30%, doskonale widać, że marnujemy ok. 70%. W przypadku nowoczesnych elektrowni sprawność jest oczywiście wyższa, ale jeśli możemy produkować równolegle prąd, ciepło i jeszcze chemikalia, np. gaz ziemny w czasie zgazowania, to możemy osiągnąć sprawność powyżej 80%! Zróbmy to i korzystajmy z kogeneracji. W ten sposób, można powiedzieć automatyczny, ograniczymy emisję CO 2 aż o połowę. A do tego tam, gdzie będziemy przy produkcji energii elektrycznej stosowali kogenerację, możemy uzyskać konkurencyjność na rynku europejskim, jeśli chodzi o produkcję energii elektrycznej. Trzeba robić wszystko, aby gospodarka oparta na węglu była równocześnie gospodarką o małej emisji. Stawiajmy na to również w skali całej UE, tym bardziej że UE jest gotowa zapłacić za opracowanie tego typu instalacji, technologii. Jeśli więc chcemy chronić klimat i globalnie zmniejszać emisję, to musimy dostarczyć takie technologie. ROZMAWIAŁ: WŁODZIMIERZ WŁOCH ZDJĘCIA: ANDRZEJ STAWIŃSKI/REPORTER, MATERIAŁY PRASOWE Jerzy Buzek podczas zeszłorocznego EKG Tematyka kogeneracji jako narzędzia ochrony klimatu będzie szerzej omawiana podczas tegorocznego Europejskiego Kongresu Gospodarczego, który odbędzie się w Katowicach między 7 a 9 maja. Swoje stanowisko w tym zakresie będzie tam również przedstawiać PGNiG Termika

9 Andrzej Czerwiński, szef Podkomisji Stałej ds. Energetyki WYDARZENIA WYDARZENIA Nie ma ukrytego scenariusza. Wiele osób komentuje, że pieniądze, które mogłyby iść na wsparcie kogeneracji, trafiają do energetyki tradycyjnej. Dostrzega Pan konflikt interesów pomiędzy kogeneracją a dużymi elektrowniami? Na rynku zawsze istnieje jakiś konflikt interesów. Tego się nie Na razie załatwiamy doraźne problemy. I natychmiast po uregulowaniu bieżących problemów chcemy zacząć dyskusję, co będzie dalej. Nie jesteśmy pod ścianą więc być może to będzie już zadanie dla kolejnego parlamentu, ale sama dyskusja się musi rozpocząć. Pewnych rzeczy nie da się forsować przed Dyskusja o kogeneracji da uniknąć. A wszystko, co tylko jest w jakikolwiek sposób regulowane, ten konflikt nasila. A naszym zadaniem jest takie patrzenie, by każdy, kto cokolwiek wnosi do puli ograniczania wyborami ponieważ wtedy przepychanki polityczne biorą górę nad merytoryczną dyskusją. Z trójpakiem też byliśmy gotowi w 2011 roku, ale wtedy w pełni świadomie podjęliśmy decyzję, dopiero się zacznie emisji, mógł funkcjonować na rynku. Generalnie jeśli chodzi o osiągnięcie celu unijnego, powinniśmy wspierać mniejszych, rozproszonych producentów energii, ponieważ to ma wpływ na wydatki dotyczące systemu przesyłowego. Poza tym dużych że odłożymy to na później, by nie ulegać wyborczym emocjom. Czyli w tej kadencji chcecie rozpocząć dyskusję, by po wyborach ją zamknąć? Sejm kończy pracę nad propozycjami rządu w sprawie tzw. dużego trójpaku. Jaki jest stan prac? Szczególnie interesuje nas oczywiście nowy system wsparcia dla jednostek kogeneracyjnych. Trójpak to pewne hasło, które kryje w sobie prawo energetyczne, prawo gazowe oraz ustawę o odnawialnych źródłach energii. Od 2011 r. prace były prowadzone dość intensywnie, a owocem było uchwalenie tzw. małego trójpaku, w którym chodziło o dostosowanie polskiego prawa do wymogów UE, choć pojawiły się w nim też inne istotne elementy rynku energetycznego. Aktualny stan prac jest taki, że ustawa o odnawialnych źródłach energii jest przedmiotem prac rządu i mam nadzieję, że w kwietniu trafi do laski marszałkowskiej. Jeśli chodzi o Prawo energetyczne, to Sejm 14 marca przyjął nowelizację dotychczas obowiązującej ustawy. Wprowadza ona wsparcie dla kogeneracji. Wejdzie w życie najprawdopodobniej od 1 maja. Ale wsparcie będzie obowiązywało tylko do 2018 roku. To za krótko, by zachęcić do decyzji inwestycyjnych. Mieliśmy do wyboru: dać wsparcie kogeneracji szybko, choć może nie w pełni satysfakcjonujące, i potem kontynuować prace nad rozwiązaniem kompleksowym, albo dalej prowadzić dyskusje, czekając na ideał. Wybraliśmy to pierwsze. Od półtora roku jest w Sejmie wola, by od 2018 roku kogeneracja została objęta wsparciem z wykorzystaniem wielu mechanizmów wzajemnie się uzupełniających. Do tego czasu powstało rozwiązanie przejściowe na 4,5 roku. Jak Pan przewiduje, kiedy całość przepisów składających się na trójpak może wejść w życie? W tym roku, bo musimy pamiętać, że przepisy wymagają jeszcze notyfikacji w Brukseli. Wróćmy do kogeneracji. W ustawie obniżono dolny próg opłaty zastępczej o jedną trzecią, z 15 do 5%, to obniży wartość certyfikatów. Z obcięciem mamy do czynienia, gdy komuś coś się zabiera. A tu nikt nikomu niczego nie zabiera. Maksymalny próg pozostał na dotychczasowym poziomie 30%. Zdajemy się na fachowość i obiektywizm Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, który będzie z bliska obserwował rynek. Proszę pamiętać, że to pewien kompromis między trzema stronami: producentem, który oczywiście nie może dokładać do interesu, odbiorcą ciepła, bo on nie może pokrywać wszelkich kosztów, i stroną trzecią zapisami umów międzynarodowych, które podpisaliśmy i musimy respektować. Ja oczywiście rozumiem stanowisko branży kogeneracyjnej, która mówi o cięciu. Ale proszę mi wierzyć, tu nie ma żadnego ukrytego scenariusza, no i pamiętajmy, że nadrzędnym interesem musi być interes odbiorców ciepła. Nie w momencie, gdy mamy tak drogie paliwo. Mówię o teoretycznej możliwości. Wsparcie wprowadzamy m.in. właśnie po to, by zachęcić do gazu. Wysokość zachęty nie jest głównym problemem. Być może potrzebna jest większa elastyczność stawek, a decyzja o ich wysokości byłaby w rękach URE. Państwo dostrzega, że rozwój kogeneracji leży w jego interesie? Oczywiście. Choćby dlatego, że mamy zobowiązania dotyczące redukcji emisji, o których mówiłem, a z których chcemy się jako państwo wywiązać. Ale najmniejszym możliwym kosztem. Premier powtarzał to wielokrotnie. Nie chcemy przy tym, by płacił za to odbiorca. Nie chcemy też obciążać budżetu. Bo co to jest budżet? To jest obciążenie obywatela. I tam się zawsze odbywa coś kosztem czegoś. ZDJĘCIA: ROBERT GARDZIŃSKI/FOTORZEPA jest może niewielu, ale mają potężne wpływy, a mali producenci sami się nie obronią, bo nie mają takich możliwości sprawczych. Ciepło to temat, który nie jest tak szeroko dyskutowany publicznie, bo nie jest tak nośny jak energetyka, choć nie mniej istotny. Uważam, że ci gracze tego segmentu, którzy są sprawni, bez problemu się obronią. Jedno jest pewne po stronie ciepłowników zawsze są odbiorcy ciepła. Ale my w parlamencie chcemy reprezentować odbiorców ciepła. Czy nie powinniśmy bardziej pokazywać, że kogeneracja to też ochrona klimatu? Jeśli na gazie można uzyskać 85% sprawności, to znaczy, że z jednej jednostki wyciska się dużo więcej. Ale jeśli z gazu wyciska się więcej, to naturalną konsekwencją jest, że to powinno być tańsze. A więc po co tak duże wsparcie? To się powinno zamknąć wynikiem ekonomicznym. Gdyby ceny gazu były rynkowe. A nie są. To po co rozwijać coś, co nie jest rynkowe? Trzeba się koncentrować na tym, by zbijać cenę gazu, i to właśnie robimy. Za chwilę będziemy mieć przecież gazoport i gaz łupkowy. W perspektywie to jest ważniejsze. Chcę powiedzieć tyle, że dyskusja o ciepłownictwie się dopiero zaczyna. Rozumiem, że tak naprawdę chce pan powiedzieć, że kogeneracja nie powinna liczyć na wsparcie finansowe ze strony państwa? Do 2018 roku mamy zaciągnięte pewne zobowiązania i one będą realizowane. Moim zdaniem już teraz powinniśmy podjąć rzetelną dyskusję, co będzie dalej. Jeśli po 2018 roku nie powstanie nowy system wsparcia, może to zagrozić niektórym elektrociepłowniom. Taka jest perspektywa. Trudnych ustaw nie da się przeprowadzić szybko, bo to byłoby ze szkoda dla nich. Jeśli chodzi o ciepło, ciągle sobie zresztą zadaję pytania: po co regulować jego ceny? Lepiej byłoby to oddać samorządom. Nie jestem przekonany, że tu powinien działać centralnie regulowany system i czy nie lepiej byłoby, gdyby takie decyzje zapadały na poziomie samorządów, tak jak to jest np. z wodą albo ściekami. Pana zdaniem ciepło powinno zostać przekazane władzom lokalnym? Zastanawiam się nad tym. Być może to byłoby lepsze i wyzwoliło inicjatywy. A co Pan myśli o utworzeniu tzw. rynku mocy? To również dotyczy kogeneracji. Teoretycznie mogłoby to u nas funkcjonować. Jeśli wprowadzamy niestabilne źródła mocy, takie jak np. wiatraki, to w systemie muszą się również znaleźć źródła rezerwowe, których utrzymanie kosztuje. Bez względu na to, czy będzie to rodzaj giełdy, czy decyzje szefa URE, musimy znaleźć odpowiedź na pytanie, jak utrzymać to jak najmniejszym kosztem. W tej chwili nie stoimy nad żadną przepaścią braku mocy i wygląda na to, że dzięki uruchomieniu nowych źródeł nie staniemy. Musimy za to inwestować w sieci przesyłowe. Dla upewnienia się: rozumiemy, że obecny system traktujemy jako tymczasowy, a docelowy zostanie uruchomiony po 2018 roku. Zdążymy? Jestem przekonany, że tak właśnie będzie. ROZMAWIALI: JERZY LOCH, KAROL MANYS 16 17

10 WYDARZENIA WYDARZENIA Agnieszka Chilmon Unijna polityka klimatyczna związana z ograniczeniem emisji gazów cieplarnianych wymusza poszukiwania rozwiązań efektywnych energetycznie. Wysokosprawna kogeneracja idealnie wpisuje się w powyższą politykę, biorąc pod uwagę jej potencjał w zakresie oszczędności energii pierwotnej. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej [1] promuje skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła, w tym rozproszone wytwarzanie w jednostkach kogeneracyjnych o całkowitej znamionowej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie wynoszącej mniej niż 20 MW. Dyrektywa nadto nakazuje państwom członkowskim stworzenie rynku kogeneracji przyjaznego inwestorom, jeśli dane państwo oceni pozytywnie potencjał wysokosprawnej kogeneracji. Kogeneracja została również ujęta w Polityce energetycznej Polski do 2030 r. [2] jako preferowana technologia przy budowie nowych mocy wytwórczych. Polityka energetyczna Polski zakłada również podwojenie produkcji energii w skojarzeniu do 2030 r. Istotnym elementem rozwoju rynku kogeneracji jest jego wsparcie. Produkcja energii w kogeneracji wymaga poniesienia przez wytwórców wysokich kosztów operacyjnych, w szczególności związanych z kosztami paliwa oraz sezonowością. UE uzależnia wszelkie dostępne wsparcie od tego, czy energia elektryczna wytwarzana i pochodząca z wysokosprawnej kogeneracji jest efektywnie wykorzystywana w celu osiągnięcia oszczędności energii pierwot- Kogeneracja potrzebuje wsparcia nej. Jednocześnie nie wskazuje, jakie systemy wsparcia mogą być stosowane, pozostawiając państwom członkowskim swobodę w ich określeniu. UE również sygnalizuje, iż wsparcie ze środków publicznych dla kogeneracji podlega w stosownych przypadkach zasadom dotyczącym pomocy państwa. Pomoc w tym zakresie, co do zasady, spotyka się z aprobatą Komisji Europejskiej. W Polsce aktualnie istnieje system wsparcia oparty na świadectwach kogeneracyjnych, zwanych potocznie fioletowymi certyfikatami, wydawanych dla jednostek kogeneracji opalanych metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy. W ramach tego systemu określony podmiot jest zobligowany uzyskać i przedstawić do umorzenia Prezesowi URE [3] świadectwo pochodzenia z kogeneracji lub uiścić na rzecz Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej opłatę zastępczą. Świadectwa takie inkorporują prawa majątkowe, które powstają z chwilą zapisania świadectwa w odpowiednim rejestrze na koncie ewidencyjnym uprawnionego podmiotu, będącego członkiem takiego rejestru. Powstałe w ten sposób prawa majątkowe stanowią przedmiot obrotu, producent ciepła zaś uzyskuje dodatkowe środki pieniężne na wytwarzanie energii. System wsparcia fioletowymi certyfikatami ma jednak ograniczone zastosowanie przez wzgląd na rodzaj paliwa używanego w procesie skojarzonego wytwarzania energii. Co istotne, od 1 stycznia 2013 r., wobec braku odpowiednich przepisów, wsparciem nie są objęte jednostki opala- ne paliwami gazowymi oraz jednostki o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła poniżej 1 MW, jak również jednostki opalane innym rodzajem paliwa, w tym węglem kamiennym i brunatnym. Dzieje się tak, albowiem na podstawie istniejących przepisów Prawa energetycznego [4] Prezes URE jest zobowiązany wydawać tzw. żółte i czerwone świadectwa pochodzenia z kogeneracji, natomiast nie posiada regulacji, które szczegółowo określałyby sposób obliczenia danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa oraz zakres obowiązku potwierdzania danych. Świadectwo takie nie podlega umorzeniu, a tym samym wytwórca ciepła nie otrzymuje wsparcia. Powyższe zauważył polski ustawodawca, który obecnie pracuje nad przywróceniem systemu żółtych i czerwonych certyfikatów. Jak czytamy w uzasadnieniu projektu ustawy o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw [5], w przypadku zaprzestania wsparcia nie tylko rozwój kogeneracji staje się niemożliwy, ale pod znakiem zapytania pozostaje możliwość utrzymania obecnego poziomu wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w wysokosprawnej kogeneracji po 2016 r., kiedy zacznie obowiązywać dyrektywa o emisjach przemysłowych ( ) pozostawienie elektrociepłowni bez systemu wsparcia jest niezgodne z deklaracjami zawartymi w Polityce energetycznej Polski do 2030 r. ( ). Zgodnie z przywołanym projektem ustawy system wsparcia wysokosprawnej kogeneracji zostanie przywrócony na okres do 31 grudnia 2018 r. Zakres obowiązku przedstawienia do umorzenia zostaje uzależniony, podobnie jak poprzednio, od rodzaju wykorzystywanego paliwa oraz mocy danej jednostki kogeneracji. Planowane wsparcie żółtymi certyfikatami będzie wzrastać co roku o ok. 1 pkt proc., aż do poziomu 8% w roku Czerwone certyfikaty pozostaną jednakże na poziomie niezmienionym, wynoszącym 23,2% w każdym kolejnym roku. Jednocześnie ustawodawca wydłuża termin przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji z 31 marca na 30 czerwca. Na uwagę zasługuje proponowany zapis, przewidujący brak możliwości rozliczenia żółtych i czerwonych certyfikatów wydanych dla energii elektrycznej przed dniem wejścia w życie ustawy o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (omawiany projekt ustawy). Innymi słowy, podmiot, który nabył takie certyfikaty w 2013 r. lub w latach ubiegłych, nie będzie mógł ich przedstawić do umorzenia w wykonaniu obowiązku za 2014 r. Zatem podmiot, który zakupił uprzednio taki certyfikat, najprawdopodobniej nie odzyska zainwestowanych środków. Co więcej, nie będzie można bankować świadectw, w tym fioletowych. Na potrzeby wykonania obowiązku za dany rok będzie można umorzyć wyłącznie certyfikaty, które zostały wydane dla energii wytworzonej w tym roku. Powyższe ma na celu ograniczenie nadpodaży świadectw na rynku. Należy zadać pytanie co się dzieje ze świadectwami wydanymi na skutek prawomocnego orzeczenia sądu. Otóż proponuje się, aby świadectwo takie było uwzględniane przy rozliczaniu obowiązku za rok, w którym zostało wydane, zgodnie z prawomocnym orzeczeniem sądu. Przywołany projekt ustawy wprowadza także przepisy przejściowe, w świetle których do postępowań wszczętych i niezakończonych stosuje się przepisy dotychczasowe. W konsekwencji podmiot zobowiązany nie będzie mógł się powołać w szczególności na termin wykonania obowiązku do 30 czerwca. Wreszcie należy zwrócić uwagę, iż Senat zaproponował obniżenie dolnej granicy jednostkowej opłaty zastępczej do 5% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, co może przyczynić się do zmniejszenia wsparcia. Na uwagę zasługuje również fakt, iż system certyfikatów pokrywa jedynie koszty operacyjne związane z bieżącą działalnością istniejących instalacji kogeneracyjnych, nie pokrywa natomiast nakładów inwestycyjnych poniesionych przy budowie nowych mocy jednostek. Mając na względzie powyższe, polski ustawodawca powinien rozważyć wprowadzenie dodatkowego systemu wsparcia, wzorem innych państw członkowskich, opartego w szczególności na dopłatach do inwestycji. BIBLIOGRAFIA [1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE (Dz.U.UE.L ), której przepisy powinny być implementowane do polskiego porządku prawnego w terminie do dnia 5 czerwca [2] Dokument stanowiący załącznik do uchwały Rady Ministrów nr 202/2009 z dnia 10 listopada 2009 r. (MP z 2010 r., Nr 2, poz. 11). [3] Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. [4] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (DzU 2012, Nr 1059, j.t.). [5] Projekt ustawy z dnia 24 stycznia 2014 roku dostępny na stronie ADW. AGNIESZKA CHILMON Szef Departamentu Energetyki Kancelarii Prawnej Chałas i Wspólnicy

11 ZDJĘCIE: 123RF CIEPŁOWNICTWO

12 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Współczesne układy skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła Rys. 1. Układ silnika gazowego dla systemu grzewczego wg [7]. Odbiór energii elektrycznej G Zasilanie gazem naturalnym Spaliny Odbiornik Wymiennik ciepła chłodzenia cylindrów i powietrza doładowania Chłodnica oleju smarnego Prof. Waldemar Kamrat niskich kosztach, dużej sprawności energetycznej i zaletach Uwagi ogólne środowiskowych wszędzie tam, gdzie jest dostępny gaz. Z reguły na świecie lokalne władze są odpowiedzialne za do- Współczesne technologie energetyczne odgrywają znaczą- stawy ciepła i energii elektrycznej dla swoich mieszkańców. cą rolę w systemach zaopatrzenia w energię, przy czym jest Elektrociepłownie czystej energii PEP (ang. Pure Energy Plant) istotna opłacalność, która zależy od wielu czynników rozmaitej zapewniają równoczesną dostawę ciepła i energii elektrycznej Rys. 2. Układ energetyczny z wykorzystaniem silnika gazowego w układzie PECC wg [7]. natury. Niektóre z nich (zwłaszcza dotyczące charakterystyk w najbardziej wydajny sposób w obecnym czasie [7]. Współ- urządzeń i warunków pracy źródła) nie odgrywają znaczącej czesne elektrociepłownie PEP wytwarzają równocześnie ciepło roli, inne mogą być przyjmowane dowolnie, a jeszcze inne wynikają z określonej sytuacji lokalnej oraz sytuacji ekonomicznej kraju i wywierają istotny wpływ na opłacalność stosowania i energię elektryczną prawie w równych ilościach. Oznacza to dostawę dwukrotnie większej energii w porównaniu z konwencjonalną ciepłownią opalaną węglem, przy tym samym pozio- Walczak G wybranego układu energetycznego [7, 8]. W niniejszym artykule zwięźle opisano nowoczesne techno- mie dostawy ciepła. Całkowita sprawność PEP wytwarzającej energię elektryczną i ciepło zależy od temperatury wody po- Turbina parowa logie skojarzonego wytwarzania energii. Z uwagi na fakt, że w powszechnie dostępnej literaturze są przedstawiane i opisywane dokładnie układy konwencjonalne i klasyczne, w ni- wrotnej z systemu grzewczego. Im niższa temperatura wody powrotnej, tym wyższa sprawność [7]. W niektórych krajach europejskich, gdzie temperatura wody Zasilanie gazem naturalnym Zbiornik wody zasilającej Kondensator pary niejszej pracy zaprezentowano wyłącznie stosunkowo nowoczesne układy wytwarzania energii mniejszej skali. Szczególną uwagę poświęcono takim technologiom i układom energetycznym, których charakterystyki są rozproszone powrotnej standardowo wynosi 40 o C, sprawność elektrociepłowni PEP osiąga 90%. W krajach Europy Środkowej, gdzie tradycyjnie temperatura wody dostarczanej do sieci i wody powrotnej jest wyższa, całkowita sprawność wynosi ok. 85% Odbiór energii elektrycznej Kocioł ogrzewany spalinami Spaliny w wielu materiałach źródłowych i nie zawsze są łatwo dostępne szerszemu gronu czytelników. Z drugiej strony z oczywistych względów w pracy przedstawiono wyłącznie zwięzłe opisy technologii wytwarzania energii. Układy skojarzone bloków silnikowych i turbinowych Układy energetyczne z wykorzystaniem silników gazowych (por. tablica 1). Układ silnika gazowego (typoszereg V25 SG) dla systemu grzewczego przedstawiono na rys. 1, przy czym możliwe są tutaj konfiguracje: 2 x W12V25 SG, 3 x W16V25 SG [7, 11]. Powyższe układy charakteryzują się następującymi danymi technicznymi, jak zestawiono w tablicy 1. W celu polepszenia ekonomiki wytwarzania energii silniki gazowe mogą być włączone do klasycznych układów z turbiną parową. Poprawia to G Wymiennik ciepła chłodzenia cylindrów i powietrza doładowania Chłodnica oleju smarnego i małych turbin dają możliwości efektywnych rozwiązań przy sprawność z 40% do 44% w przypadkach, gdy kombinowa

13 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Tablica 1. Dane techniczne silników gazowych wg [7, 11]. Konfiguracja układu 2 x W12V25 SG 3 x W16V25 SG moc elektryczna [kw] moc cieplna w gorącej wodzie [kw] sprawność całkowita [%] temp. wody zasilającej [ o C] temp. wody powrotnej [ o C] Tablica 2. Dane techniczne układu PECC wg [11]. Konfiguracja układu 4 x W16V25 SG (cztery gazowe jednostki z jedną wspólną turbiną parową) moc elektryczna [MW] 4 x 2,8 + 1,2 = 12,4 moc cieplna [MW] 12,4 ciśnienie pary [MPa] 1,0 temperatura 380 pary świeżej [ o C] wartość opałowa gazu [MJ/Nm 3 ] przepływ paliwa [Nm 3 /h] x 2800 zapotrzebowanie 2,1 paliwa [kg/s] NOx 0,9 CO 1,8 NMHC 0,9 sprawność 43 wytwarzania energii elektrycznej [%] sprawność układu [%] 86 ne cykle systemu energii PECC (ang. Pure Energy Combined Cycles) są używane wyłącznie do wytwarzania energii elektrycznej. Dla układów PECC stosunek między energią elektryczną a ciepłem ulega podwyższeniu. Układ taki przedstawiono na rys. 2, a ogólną specyfikację techniczną zestawiono w tablicy 2. Dla przemysłu są możliwe do zastosowania także układy ogrzewane gazami wydechowymi silnika gazowego produkujące parę i wodę gorącą. Ogólny schemat powyższego układu przedstawiono na rys. 3, a główne dane techniczne zestawiono w tablicy 3. Przydatne również (szczególnie dla lokalnej energetyki) w postaci źródeł rozproszonych wytwarzania energii mogą okazać się bloki z turbinami gazowymi małej mocy. Źródła rozproszone w postaci bloków skojarzonych z turbinami gazowymi i wodnymi kotłami odzyskującymi ciepło ze spalin turbiny gazowej są interesującą alternatywą nie tylko dla technologii węglowych, ale także dla bloków z gazowymi silnikami Diesla [2]. Aktualnie są dostępne bloki z turbinami gazowymi już od mocy rzędu kilkuset kw. W przypadku elektrociepłowni przemysłowych pokrywających zapotrzebowanie nie tylko na ciepło dla celów grzewczych, ale także na ciepło technologiczne w postaci pary wodnej, dominują bloki z turbinami gazowymi, gdyż takie układy zapewniają lepsze parametry pracy. Powyższe układy są szerzej scharakteryzowane w pracach [6, 7], natomiast na rys. 4, 5 przedstawiono jedynie schematy niektórych układów, które mogą być zastosowane na lokalnym rynku energii lub w energetyce przemysłowej. W układzie technologicznym elektrociepłowni turbogazowej przedstawionym na rys. 4 spaliny z komory spalania KS (odpływające z turbiny gazowej TG) płyną przez wymiennik ciepła W. W powyższym układzie (rys. 5) spaliny z komory spalania KS, po przepływie przez turbinę gazową TG są kierowane do kotła odzyskowego KO, gdzie w procesie technologicznym jest wytwarzana para przemysłowa i woda grzewcza. Skojarzenie takich procesów znacząco skraca łańcuch przemian termodynamicznych, zmniejsza straty energii poprzez wyeliminowanie niektórych przemian, redukuje nakłady inwestycyjne na zbędne urządzenia i zmniejsza koszty eksploatacji [6, 7, 9]. Dla lokalnej gospodarki energetycznej obiecującym układem może okazać się układ trigeneracyjny obejmujący skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej, ciepła i chłodu sieciowego, którym jest najczęściej woda lodowa o temperaturze 5 7 o C. Odbiorcami czynnika ziębiącego (chłodu sieciowego) są przede wszystkim urzędy, szkoły, szpitale, budynki użyteczności publicznej, przemysł lokalny, handel a nawet indywidualni odbiorcy komunalni. Uwzględniając przesunięcie w skali roku pomiędzy zapotrzebowaniem na ciepło grzejne (sezon ogrzewczy) oraz chłód sieciowy (maksimum zapotrzebowania w miesiącach letnich), w dużych aglomeracjach miejskich zasilanych z elektrociepłowni występują warunki do skojarzenia procesów wytwarzania ciepła grzejnego, chłodu i energii elektrycznej. Zwolnione moce cieplne w okresach letnich mogą być wykorzystane np. do zasilania warników ziębiarek absorpcyjnych, z których woda wypływająca o temperaturze 70 o C może służyć do przygotowania ciepłej wody użytkowej. Poprawia to stopień skojarzenia oraz efektywność ekonomiczną wytwarzania energii. Wariantów tego typu układów może być wiele i stanowią one indywidualną cechę, którą rozwiązuje się dla konkretnych warunków lokalnych. Uwzględniają one z jednej strony strukturę technologiczną źródła ciepła, a z drugiej wielkość zapotrzebowania na nośniki energetyczne [5, 10]. Przykładowy układ trigeneracyjny przedstawiono na rys. 6. Układy ogniw paliwowych Przyszłościową technologią wytwarzania energii mogą się okazać ogniwa paliwowe. Ogniwa paliwowe stanowią typowe źródło generowania czystej energii elektrycznej u odbiorców. Rys. 3. Przemysłowy układ energetyczny pary i gorącej wody z wykorzystaniem ciepła odpadowego wg [7]. Odbiór energii elektrycznej G Rys. 4. Uproszczony schemat elektrociepłowni turbogazowej. S Zasilanie gazem naturalnym KS TG W G Kocioł ogrzewany spalinami Walczak Wymiennik ciepła Zbiornik wody zasilającej Wymiennik ciepła chłodzenia cylindrów i powietrza doładowania Chłodnica oleju smarnego Odbiornik Spaliny Odbiornik Rys. 5. Uproszczony schemat elektrociepłowni przemysłowej. S KS TG K O G Para technologiczna Woda grzewcza 24 25

14 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Tablica 3. Główne dane techniczne dla przemysłowego układu energetycznego wg [11]. Konfiguracja układu 1 x W12V25 SG 2 x W16V25 SG moc [MW] 2,1 5 6 wydajność układu [t/h] 1,8 4 8 moc cieplna w parze [MW] 1,2 3 1 moc cieplna w wodzie gorącej [MW] 1,5 3 9 Sprawność [%]: wytw. energii elektrycznej wytw. pary wytw. wody gorącej Straty [%] Ocenia się, że będą one stosowane przede wszystkim w budynkach przemysłowych, hotelach, szpitalach i obiektach użyteczności publicznej. Poza tym ogniwa stanowią jednocześnie źródła ciepła, które mogą być wykorzystywane tak, jak ma to miejsce w gospodarce skojarzonej [5]. Ogniwo paliwowe to czysty i nieemitujący hałasu generator energetyczny, przydatny do wytwarzania energii w miejscu odbioru. Charakterystyka urządzenia stwarza przedsiębiorstwom energetycznym możliwości nowego rodzaju działania. Energia pochodząca z ogniw paliwowych umożliwia zaspokojenie potrzeb na czystą energię bez rozbudowy linii przesyłowej i rozdzielczej [5, 7]. Najczęściej spotykane ogniwa paliwowe to układy z kwasem fosforowym. Zawierają one wszystkie składniki niezbędne do przekształcania gazu ziemnego w energię elektryczną oraz energię cieplną. Parametry wytwarzanego ciepła są wystarczające do wykorzystania komunalnego w postaci ciepłej wody lub ciepła do ogrzania pomieszczeń. Obecnie znajdują szersze zastosowanie następujące typy ogniw paliwowych [7]: fosforo kwasowe (PACF), węglanowe (MCFC), ze stałym utleniaczem (SOFC). Ogniwa te różnią się sprawnością i temperaturą przebiegu reakcji elektrochemicznej. Najwyższą sprawność dochodzącą do 60% można uzyskać, stosując ogniwa typu MCFC, a najwyższą temperaturę czynnika (ok. 95 o C) dają ogniwa typu SOFC. Mogą więc być stosowane w cyklach kombinowanych z turbiną parową lub w gospodarce skojarzonej, wymagającej wysokich parametrów odbieranego ciepła [7]. Układ technologiczny z ogniwami PAFC pokazano na rys. 7, a główne parametry techniczne i eksploatacyjne przedstawiono w tablicy 4 [4]. Powietrze z otoczenia jest sprężane w dwustopniowej sprężarce do ciśnienia 0,84 MPa i chłodzone w chłodnicy międzystopniowej do temperatury 193 o C. Większa część sprężonego powietrza jest wykorzystywana na katodzie ogniwa paliwowego, a reszta jest odseparowana w komorze spalania reformera. Zużyty utleniacz wlatuje do rekuperacyjnego wymiennika ciepła przed wejściem do chłodnicy (co pozwala na usunięcie wilgoci, która jest wtórnie użyta w obiegu), natomiast osuszony strumień jest ponownie podgrzewany oraz mieszany ze strumieniem powietrza wchodzącego do reformera i kierowany do komory spalania reformera. Strumień wylotowy z komory spalania reformera uczestniczy w przegrzewaniu wlatującego utleniacza i jest kierowany do pomocniczej komory spalania, gdzie jest wprowadzana niewielka ilość gazu ziemnego [7]. Część pary nasyconej wytworzonej w obiegu chłodzenia ogniwa paliwowego jest wykorzystywana do zaspokojenia potrzeb reformera. Strumień pary nasyconej w ilości 3,8 t/h pod ciśnieniem 1,24 MPa jest dostępny dla innych zastosowań [7]. Układ ogniw paliwowych ze stopionym węglanem (MCFC) zasilany gazem ziemnym dla elektrowni o mocy 3 MW zaprezentowano na rys. 8 [4, 7]. Gaz ziemny jest oczyszczany ze związków siarki w instalacji oczyszczania paliwa. Para jest dodawana do strumienia niezreformowanego paliwa przed dostarczeniem jej do ogniwa paliwowego, gdzie następuje wewnętrzne reformowanie. Paliwo reaguje elektrochemicznie z utleniaczem w ogniwach paliwowych, wytwarzając moc 3 MW prądu stałego [4]. Parametry układu MCFC z wewnętrznym reformowaniem przedstawiono w tablicy 5. Układ ciśnieniowych ogniw ze stałym tlenkiem (SOFC) o mocy 4,5 MW zasilany gazem ziemnym zaprezentowano na rys. 9. Gaz ziemny dostarczany do obiegu zawiera objętościowo 95% CH4, 2,5% C2H6, 1% CO 2 i 1,5% N 2 wraz ze śladowymi ilościami związków siarki. Gorący odsiarczony strumień paliwa wlatuje do anod wysokociśnieniowych ogniw paliwowych w temperaturze 399 C i pod ciśnieniem 0,94 MPa. Paliwo wlatujące do niskociśnieniowych ogniw paliwowych ma parametry: 399 C i 0,31 MPa. Powietrze z otoczenia jest sprężane do 0,3 MPa i ogrzewane do temperatury 135 C, a następnie ochładzane do 27 C oraz sprężane ponownie do 0,89 MPa i (160 C), po czym podgrzewane do temperatury 555 C wlatuje do katody wysokociśnieniowego ogniwa paliwowego [7]. Gorące odsiarczone paliwo oraz sprężone powietrze są elektrochemicznie łączone w module wysokociśnieniowego ogniwa paliwowego przy stopniu wykorzystania paliwa i utleniacza odpowiednio na poziomie 78% i 20,3%. Moduł wysokociśnieniowych ogniw SOFC jest przewidziany do Rys. 6. Układ skojarzonej produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu K wykorzystujący ziębiarkę absorpcyjną wg [5]. T 120C 60C WC AChW G 70C 320C OSC OSCh Rys. 7. Układ z ogniwami typu PAFC zasilany gazem ziemnym wg [2, 4]. Gaz ziemny Spaliny Silnik ekspansyjny Instalacja odsiarczania OC OCh Chłodnica kominowa lub chłodnica Powietrze Sprężarka Sprężarka powietrza Para do reformera Pomocnicza komora spalania Rys. 8. Układ oparty na ogniwach MCFC zasilany Gaz ziemny Woda gazem ziemnym wg [2]. Ciepło odpadowe lub spaliny Instalacja oczyszczania Wytwornica pary Powietrze Reformer HTSC LTSC Odzyskane paliwo gazowe Gazy spalinowe Czyste paliwo Para Gaz ziemny/para Ogniwa MCFC Zużyte paliwo H 2, CO 2, H 2 O Konwerter anodowy Sprężarka Do przegrzewacza pary PAFC A N O D A Katoda Anoda CECC K A T O D A Powietrze CO 2 Wlot do przedziału katody Chłodziwo Dmuchawa 26 27

15 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO pracy z napięciem 0,63 V/ogniwo. Zużyte strumienie paliwa i powietrza w układzie rurowych ogniw SOFC są spalane w module, którego ciepło jest wykorzystywane do pokrywania zapotrzebowania na nie w egzotermicznej reakcji w prereformerze. Większość procesów reformowania zachodzi wewnątrz rurowego ogniwa paliwowego. Generator pracujący na wspólnym wale z turbiną generuje moc 1,4 MW oddawaną do sieci prądu przemiennego, a spaliny, które mają temperaturę 649 C, są wykorzystywane do podgrzewania strumieni paliwa i utleniacza. Strumień spalin uzyskiwany na wyjściu obiegu opuszcza sekcję mocy (stos ogniw paliwowych) przy temperaturze 258 C. Parametry pracy układu wg [4, 7] zestawiono w tablicy 6. Układy wytwarzania energii oparte na ogniwach paliwowych są dynamicznie rozwijającą się i interesującą gałęzią energetyki. Jednakże rozwój ogniw paliwowych, jak każdej nowej technologii, jest związany z wysokimi nakładami i koniecznością finansowania badań naukowych. Ogniwa paliwowe jeszcze długo nie będą mogły skutecznie konkurować na rynku ze znacznie tańszymi technologiami wytwarzania energii elektrycznej, opartymi głównie na spalaniu węgla, aczkolwiek elektrownie wykorzystujące ogniwa paliwowe zapowiadają się bardzo obiecująco szczególnie w układach skojarzonych, zasilających niewielkie grupy odbiorców. Zakończenie Wprowadzenie nowoczesnych technologii wymagać będzie znaczących nakładów finansowych, warunkujących rozwój sektora energii. Nie ma i w najbliższych dziesięcioleciach nie będzie jednej dominującej technologii energetycznej w rozwoju bazy paliwowej dla sektora energetycznego należy być przygotowanym na umiejętność wykorzystania całego spektrum dostępnych i dobrze opanowanych rozwiązań technicznych: od czystej energetyki węglowej, poprzez rozwijającą się energetykę odnawialną, aż po energetykę jądrową. Wybór konkretnych rozwiązań inwestycyjnych będzie wynikał tylko i wyłącznie z rachunku ekonomicznego i wzajemnej konkurencji poszczególnych paliw i techno logii. Rozległy zakres tematyki dotyczącej polityki energetycznej, a w szczególności zagadnienia rozwoju w warunkach konkurencji podsektora wytwarzania energii, jest bardzo istotny z punktu widzenia programowania rozwoju gospodarczego kraju. Z tego względu należy dążyć do sukcesywnego wzbogacania i uszczegóławiania prognoz rozwoju energetyki z uwzględnieniem dotychczasowych doświadczeń oraz Tablica 4.Parametry pracy dla ogniw PAFC zasilanych gazem ziemnym wg [4, 7]. Parametry pracy Jednostka Wartość Napięcie na ogniwo V 0,76 Gęstość prądu ma/cm Liczba stosów - 12 Temperatura pracy ogniw oc 207 Ciśnienie wylotowe MPa 0,81 Ogólny wskaźnik % 86,2 wykorzystania paliwa Moc cieplna doprowadzona MJ/s 25,42 do układu Moc ogniw paliwowych brutto: Moc brutto DC MW 13,25 Straty na falowniku MW 0,4 Moc brutto AC MW 12,85 Potrzeby własne MW 0,54 Moc netto MW 12,31 Sprawność elektryczna % 46 Jednostkowe zużycie ciepła kj/kwh 6682 Tablica 5. Parametry układu MCFC zasilanego gazem ziemnym z wewnętrznym reformowaniem wg [4, 7]. Parametry pracy Jednostka Wartość Napięcie na ogniwo V - Gęstość prądu ma/cm 3 - Temperatura pracy ogniw oc - Ciśnienie wylotowe MPa 0,1 Ogólny wskaźnik % 78,0 wykorzystania paliwa Moc cieplna doprowadzona MJ/s 4,8 do układu Moc ogniw paliwowych brutto Moc brutto DC MW 3,0 Straty na falowniku MW 0,15 Moc brutto AC MW 2,85 Potrzeby własne MW 0,05 Moc netto MW 2,80 Sprawność elektryczna % 58 Jednostkowe zużycie ciepła kj/kwh 5592 szerszego tła uczestnictwa Polski w politykach wspólnotowych. Powinno to zaowocować opracowa niem racjonalnych (opartych na rachunku ekonomicznym) oraz przyjaznych dla środo wiska koncepcji rozwoju energetyki. PROF. DR HAB. WALDEMAR KAMRAT Politechnika Gdańska, Wydział Elektrotechniki i Automatyki, Katedra Elektroenergetyki. Dyrektor Centrum Technologii Energetycznych Węzła Innowacyjnych Technologii Politechniki Gdańskiej. Rys. 9. Schemat układu ciśnieniowych ogniw SOFC o mocy 4,5 MW wg [4, 7]. Paliwo Powietrze Filtr Sprężarka Chłodnica międzystopniowa Spaliny Sprężarka/Turbina Sprężarka Tablica 6. Parametry układu ciśnieniowych ogniw SOFC zasilanego gazem ziemnym wg [4, 7]. Parametry pracy Jednostka Wysokoprężne ogniwa paliwowe Turbina Ogniwa SOFC Powietrze Paliwo Rekuperator/Podgrzewacz paliwa Niskoprężne ogniwa paliwowe Napięcie na ogniwo V 0,63 0,62 Gęstość prądu ma/cm 3 brak danych brak danych Temperatura pracy ogniw oc Ciśnienie wylotowe MPa 0,85 0,29 Ogólny wskaźnik % wykorzystania paliwa Moc cieplna doprowadzona do układu MJ/s 6,68 Moc ogniw paliwowych brutto MW Moc prądu stałego DC MW 3,22 Straty na falowniku MW 0,13 Moc prądu przemiennego AC MW 3,09 Moc elektryczna MW układu AC brutto Moc ogniw paliwowych AC MW 3,09 Moc turbiny MW 1,40 Moc układu AC MW 4,49 Potrzeby własne MW 0,04 Moc netto MW 4,45 Sprawność elektryczna % 63 Jednostkowe zużycie ciepła kj/kwh 4853 Spaliny Paliwo Związki odsiarczające paliwo Ogniwa SOFC Turbina Spaliny BIBLIOGRAFIA [1] Alsparr J.: Druckaufgeladene Wirbelschiechtfeuerung der Birka Energi. VEB Kraftwerkstechnik 2000, nr 3. [2] EG and G Services Parsons, Inc. Science Applications International Corporation: Fuel Cell Handbook (Fifth Edition), U.S. Department of Energy, Office of Fossil Energy, National Technology Laboratory, Morgantown, West Virginia, October [3] Gas Turbine World Handbook, vol 21. A. Pequot Publication, Pequot Publishing Inc. Fairfield, CT, USA. [4] Jaskólski M.: Układy ogniw paliwowych. Rynek Energii, nr 2, [5] Kabat M., Sobański R.: Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej oraz ciepłej i zimnej wody w scentralizowanych systemach ogrzewania i chłodzenia miast. Sympozjum Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej oraz ciepłej i zimnej wody w ciepłownictwie. Łeba, 5 7 grudnia [6] Kamrat W.: Dylematy rozwoju energetyki w Polsce. Konferencja Gazterm. Międzyzdroje [7] Kamrat W.: Metody oceny efektywności inwestowania w elektroenergetyce. Wydawnictwo PG, Gdańsk [8] Marecki J.: Energetyka w Polsce wczoraj, dziś i jutro. Seminarium KPE PAN, Gdańsk [9] Paska J.: Możliwości wykorzystania ogniw paliwowych w generacji rozproszonej. Rynek Energii, nr 6, [10] Vadrot A., Delbes J.: District Cooling Handbook. Wydanie drugie. ELYO, [11] Wärtsila Handbook. Sweden, [12] Zaporowski B.: Wykorzystanie technologii wytwórczych na polskiej mapie bezpieczeństwa elektroenergetycznego. Seminarium KPE PAN, Warszawa/Serock G 28 29

16 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Mechanizmy wsparcia wysokosprawnej kogeneracji w krajach Unii Europejskiej Rys. 1. Oszczędność paliwa jednostki kogeneracyjnej w stosunku do produkcji w układzie rozdzielonym. 44 MWh 125 MWh Emisja CO 2 60 t/h Kotłownia wglowa Sprawność 80% Kotłownia wglowa Sprawność 45% Redukcja emisji CO 2 40 t/h (66%) Ciepło 35 MWh Energia elektryczna 55 MWh Emisja CO 2 20 t/h Elektrociepłownia gazowa Sprawność 90% 100 MWh Dr Tomasz Surma, Andrzej Rubczyński Wstęp Jednostki kogeneracyjne, wytwarzające w jednym procesie energię elektryczną i ciepło użytkowe, są skutecznym Szacunki wskazują, że wybudowanie ww. nowych mocy w jednostkach kogeneracyjnych może w perspektywie 2020 r. przynieść następujące korzyści gospodarcze: Dodatkowa produkcja energii elektrycznej ok. 24 TWh/a; Redukcja emisji CO 2 o ok. 16,4 mln ton (oszczędność Paliwo Zużycie 608 GJ (170 MWh) Oszczędność paliwa 248 GJ (40%) Zużycie 360 GJ (100 MWh) narzędziem umożliwiającym energetyce znaczące ogra- 0,6 mld zł); niczenie emisji CO 2. Zmniejszenie zużycia węgla o 6,3 mln ton (oszczędność Chcąc wykorzystać zalety kogeneracji, należy ją wesprzeć. członkowskie powinny oszacować możliwości rozwoju ko- Zastępowanie jednostek węglowych pracujących w ukła- 1,8 mld zł); Ważne, i jednocześnie bardzo trudne, jest znalezienie rów- generacji oraz stworzyć inwestorom stabilny i wspierający dach rozdzielonych jednostkami kogeneracji gazowej może Redukcja strat przesyłowych o 1,9 TWh (oszczędność nowagi pomiędzy kosztem systemu wsparcia przenoszo- inwestycje system promujący te źródła. pozwolić na ograniczenie emisji CO 2 o ok. 60%, a zużycie 0,4 mld zł); nym na odbiorców energii i korzyściami, jakie społeczeń- paliwa można zredukować nawet o 40% (co przedstawio- Ograniczenie kosztów społecznych, nieinkorporo- stwo uzyskuje z rozwoju tej technologii. Państwa Unii Europejskiej już wcześniej wprowadziły no na rys. 1). Jednocześnie realizacja inwestycji wysoko- wanych w cenę energii elektrycznej, w wysokości Wykonane analizy wskazują, że suma korzyści dla spo- różne systemy promocji produkcji w skojarzeniu. sprawnej kogeneracji wymagać będzie mniejszych nakła- 1,2 mld zł. łeczeństwa przewyższa koszty wynikające z systemu Zasadniczo w Europie dominuje, podobnie jak w przypad- dów finansowych, niezbędnych dla zapewnienia rosnącej Dodatkowym, korzystnym zjawiskiem towarzyszącym bu- wsparcia kogeneracji [3]. ku energetyki odnawialnej, system tzw. feed in, oparty konsumpcji energii na świecie [1]. Zgodnie z szacunkami różnych zespołów eksperckich, w tym również Ministerstwa Gospodarki, w Polsce istnieje ekonomiczny potencjał do wybudowania ok. 4 5 tys. MW dowie rozproszonych źródeł energii lokowanych w bezpośredniej bliskości odbiorców końcowych jest zmniejszenie ryzyka black out oraz zmniejszenie nakładów finansowych na rozbudowę sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. W tej Przegląd europejskich systemów promujących źródła kogeneracyjne Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE na gwarantowanych prawem taryfach dla energii, bądź system feed in premium, gdzie dopłata uzupełnia wpływy ze sprzedaży energii elektrycznej po cenach rynkowych. Niektóre kraje wdrożyły także systemy oparte na formule nowych mocy w rozproszonych jednostkach kogeneracyj- sytuacji rodzi się zasadnicze pytanie: Skoro kogeneracja z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia nych, zasilających komunalne lub przemysłowe systemy jest taka korzystna dla gospodarki i społeczeństwa, to energetycznej ujmuje w swoich przepisach kwestie do- (tzw. certyfikatów) oraz system kontraktów i dopłat do in- ciepłownicze. Wymuszona zaostrzającymi się standarda- dlaczego jej rozwój w Polsce się zatrzymał? tyczące rozwoju wysokosprawnej kogeneracji [2]. Uchy- westycji. W wielu krajach istnieją także systemy mieszane, mi środowiskowymi modernizacja zamortyzowanego parku Na pytanie powyższe można wskazać następujące od- liła ona dyrektywę 2004/8/WE z dnia 11 lutego 2004 r. które determinują wielkość oraz rodzaj wsparcia, zależnie maszynowego ciepłowni miejskich i przemysłowych może powiedzi: w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebo- od mocy zainstalowanej jednostek wysokosprawnej ko- stać się niepowtarzalną okazją do poprawy efektywności 1. W Polsce brakuje spójnej i długoterminowej wizji rozwo- wanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii, generacji. Wsparcie operacyjne często uzupełnione jest energetycznej krajowego sektora wytwórczego oraz okazją ju kogeneracji. wzmacniając promocję wysokosprawnej kogeneracji jako wsparciem inwestycyjnym, szczególnie w tych krajach, które do poczynienia wymiernych oszczędności finansowych 2. Ceny ciepła sieciowego są zaniżane i traktowane często narzędzia do poprawy efektywności energetycznej. Do- w rozwoju wysokosprawnej kogeneracji upatrują szansy na w budżetach odbiorców energii. Potrzebna jest jednak sku- jako instrument polityki władz lokalnych. kument wskazuje m.in., że należy wzmocnić przyjęte na poprawę efektywności energetycznej oraz zrównoważony teczna i konsekwentna polityka energetyczna w zakresie 3. Immanentną cechą elektrociepłowni i systemów cie- podstawie poprzedniej dyrektywy przepisy o potencjale rozwój energetyczny, ustalając cele rozwoju kogeneracji rozwoju jednostek kogeneracyjnych. płowniczych jest sezonowość produkcji. wysokosprawnej kogeneracji. W szczególności państwa w dokumentach strategicznych

17 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Systemy ciepłownicze oparte na wysokosprawnej kogeneracji Rys. 2. Udział energii elektrycznej wytwarzanej rozwinęły się w krajach skandynawskich, gdzie zasadniczym w skojarzeniu w końcowym zużyciu tej energii w UE. instrumentem promującym takie rozwiązania jest system podatkowy. Nałożenie podatku węglowego na paliwa kopalne oraz dofinansowanie z budżetu państwa programów poprawy efektyw- 50 ności spowodowało rozwój kogeneracji opartej na wykorzystaniu 40 paliw odnawialnych, w szczególności biomasy. W przypadku Danii i Finlandii dołączono to tego mechanizmu obowiązek przyłączania budynków do sieci ciepłowniczej. W krajach Europy Środkowo Wschodniej rozwój systemów ciepłowniczych, w tym wysokosprawnej kogeneracji został podyktowany przez poprzedni system polityczny, który pod pojęciem opieki socjalnej gwarantował także dostawę energii mieszkańcom miast EU-27 Dania Finlandia Holandia Węgry Łotwa Słowacja Polska Belgia Litwa Rep. Czeska Austria Niemcy Portugalia Rumunia Szwecja Włochy Luksemburg Bułgaria Estonia Hiszpania W. Brytania Irlandia Słowacja Francja Grecja Cypr Malta Wdrożone systemy wsparcia wysokosprawnej kogeneracji zyskały aprobatę Komisji Europejskiej, która upatruje w tych źródłach narzędzia poprawy efektywności energetycznej, zaznaczyć, że duński system wsparcia, rozbudowany jak ograniczenia emisji gazów cieplarnianych oraz poprawy efek- opisano powyżej, uzyskał notyfikację Komisji Europejskiej tywności energetycznej. w zakresie dozwolonej pomocy publicznej. Na rys. 2 przedstawiono udział energii elektrycznej wytwa- system wsparcia dla jednostek wysokosprawnej kogeneracji wany jest dla produkcji energii elektrycznej, ciepła oraz rzanej w skojarzeniu w UE. Jak widać, Polska plasuje się na Finlandia (36%) oraz rozwoju systemów ciepłowniczych uzyskał w 2011 r. chłodu i w procedurze przetargowej wszystkie źródła kon- niezłym miejscu w rankingu krajów UE, jednak jak wskazu- Ok. 76% ciepła w Finlandii wytwarza się w jednostkach pozytywną akceptację Komisji Europejskiej w zakresie do- kurują ze sobą. Warto jednak zaznaczyć, że na skutek wad ją analizy Ministerstwa Gospodarki, w naszym kraju istnieje wysokosprawnej kogeneracji i jak wskazują rządowe ana- zwolonej pomocy publicznej. w organizacji systemu przetargowego jego efekty jak do w dalszym ciągu potencjał do podwojenia wielkości produkcji lizy, potencjał tej branży został prawie w całości wyko- tej pory są dalekie od oczekiwań. w jednostkach kogeneracyjnych. rzystany. Ok. 18% zaopatrzenia w ciepło w Finlandii pokry- Holandia (34%) Kogeneracja w wybranych krajach Unii Europejskiej (w nawiasach podano udział produkcji energii elektrycznej wa energia elektryczna, a obecnie obserwuje się również wzrost zainteresowania pompami ciepła. Ten rezultat został osiągnięty dzięki konsekwentnemu stosowaniu mechanizmów wsparcia. Spowodowały one wzrost produkcji ciepła W Holandii regulacje prawne gwarantują energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracyjnych priorytet dostępu do sieci oraz pierwszeństwo w przesyle energii. Chociaż w Holandii wprowadzono system certyfikatów dla Węgry (21%) Na Węgrzech wysoki udział produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu to oczywiście efekt polityki socjalnej XX w. Jednak także po 2000 r. nastąpił przy- wytworzonej w jednostkach kogeneracji) w skojarzeniu z 21 TWh w 2000 r. do 28 TWh w 2012 r., to jest energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach wyso- rost wysokosprawnej kogeneracji, kiedy to skierowano o jedną trzecią, przy jednoczesnym wzroście produkcji ener- kosprawnej kogeneracji, to stanowią one tylko poboczny znaczne nakłady na budowę jednostek wykorzystują- Dania (46%) gii elektrycznej o ok. 35%. Co interesujące, w latach 2000 mechanizm wsparcia. Podstawowy mechanizm wsparcia cych gaz ziemny. Obecnie w ciepłownictwie węgier- Produkcja w skojarzeniu odgrywa zasadniczą rolę w dosta odnotowany został również wzrost produkcji chłodu do opiera się na dopłatach inwestycyjnych. W latach 2009 skim ok. 80% dostaw energii bazuje na wykorzystaniu wach energii w Danii, która w tym względzie jest liderem wśród ok. 110 GWh, co dodatkowo podniosło sprawność systemu (ostatnie dostępne dane) przeznaczono na rozwój gazu, a udział energii elektrycznej wytwarzanej w sko- krajów UE. Jednocześnie ciepło ze źródeł kogeneracyjnych Ważnym elementem wspierania kogeneracji w Finlandii są małej kogeneracji ok. 16 mln euro w ramach programu jarzeniu wzrósł z 9% w 2000 r. do ok. 20% w 2011 r. zasila ponad 60% odbiorców w Danii. Wdrożony mechanizm zwolnienia podatkowe. Produkcja energii elektrycznej i ciepła Subsidy Scheme on Sustainable Heat. Dodatkowo ze środ- W ramach systemu wsparcia kogeneracji bazującego wsparcia jest wielokierunkowy i wspiera wytwarzanie ener- w skojarzeniu powoduje obniżenie o 50% stawki opodatko- ków tego programu przekazano w 2010 r. 168 mln euro na finansowaniu inwestycji tylko w 2010 r. przekazano gii elektrycznej w jednostkach wykorzystujących biomasę, wania podatkiem CO 2. Uzupełnieniem jest funkcjonujący od na budowę dużej jednostki kogeneracyjnej, jednak oferta ok. 182 mln euro na ten cel (ostatnie dostępne dane). biogaz oraz odpady komunalne. Narzędziami są taryfy gwa- wielu lat system wsparcia oparty na taryfach gwarantowanych ta nie znalazła zainteresowania inwestorów. W kolejnych Dodatkowo wprowadzono pierwszeństwo dla przesyłu rantowane feed in, wprowadzony obowiązek przyłączenia feed in, adresowanych dla źródeł wykorzystujących biomasę latach przewidziano 1,8 mld euro na wsparcie i odbioru energii elektrycznej oraz ciepła wytwarzanych do sieci ciepłowniczych nowych odbiorców ciepła gwaran- oraz biogaz. Dodatkowo w latach Fiński Fundusz dla jednostek kogeneracyjnych wykorzystujących bioma- z wykorzystaniem paliw odnawialnych. Niestety, od 2008 r. tujący wzrost zapotrzebowania na produkcję ciepła i energii dla Technologii i Innowacji realizował Growth from Renewa- sę. Ponadto wdrożono system wsparcia produkcji energii Węgry dotknięte kryzysem ekonomicznym ograniczyły inwe- elektrycznej, jak również dopłaty inwestycyjne oraz stabilne, długoterminowe warunki inwestowania w okresie lat, co zapewnia bezpieczeństwo prowadzenia inwestycji. Warto bles Programme, w którym dedykowano środki finansowe na wsparcie małych projektów kogeneracyjnych wykorzystujących paliwa odnawialne. Również ten, mocno rozbudowany ZDJĘCIE: 123RF w źródłach wykorzystujących zasoby odnawialne, oparty na systemie przetargowym, w którym promowane są jednostki wysokosprawnej kogeneracji. System ten dedyko- stycje i nastąpiła stagnacja. Niemniej jednak wcześniejsze doświadczenia węgierskie zasługują na wykorzystanie przy projektowaniu polskich rozwiązań w tym zakresie

18 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Łotwa (20%) generacji oparty na formule certyfikatów. System wyróż- Rys. 3. Udział mocy w jednostkach kogeneracyjnych na tle mocy dla ich budowy uruchomienie subsydiów inwestycyjnych. Do- Łotwa duży rozwój sieci ciepłowniczych także zawdzięcza niał jednostki wykorzystujące paliwa gazowe oraz źródła zainstalowanych w Polsce. datkowo w latach istniał system wsparcia ope- socjalnemu podejściu poprzedniego systemu politycznego, o mocy poniżej 1 MW. Obecnie już ponad rok nie funkcjo- racyjnego dla kogeneracji, w ramach którego przekazano powstałe wówczas systemy opierały się jednak głównie na nuje w Polsce system wsparcia produkcji energii w wyso- Moc krajowej energetyki (MWe) ok. 350 mln euro. Dodatkowo dla źródeł wykorzystujących ciepłowniach. Dopiero w ostatnich latach wdrożono system, który na miarę rozwoju gospodarczego wspiera zamianę kosprawnej kogeneracji. Nie wdrożono też zapowiadanych mechanizmów zachęcających do inwestowania w budowę 40 tys. paliwa odnawialne wdrożono system cen gwarantowanych oraz dodatkowy system wsparcia inwestycyjnego. ciepłowni w jednostki wysokosprawnej kogeneracji. System wsparcia kogeneracji na Łotwie od 2010 r. oparty jest na dwóch nowych jednostek kogeneracyjnych, modernizowania źródeł istniejących, a zwłaszcza przebudowy ciepłow- 30 tys. Niemcy (14,5%) filarach. Jednym z nich jest system taryf gwarantowanych, które ustalane są indywidualnie. Operatorzy na podstawie metodologii opartej na formule kosztowej, przedstawionej ni na elektrociepłownie. Produkcja energii elektrycznej w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji utrzymuje się od lat na tym samym poziomie. 20 tys. 10 tys. Elektrownie Koniec rozwoju kogeneracji System wsparcia znowelizowano w połowie 2012 r. w celu przyspieszenia rozwoju kogeneracji i osiągnięcia w 2020 r. udziału na poziomie 25%. Obecnie w jednostkach kogeneracyjnych w ustawie o Rynku Energii Elektrycznej oraz Wytycznych Gabinetu Rady Ministrów aplikują o przyznanie taryf na sprzedaż Belgia (15%) 0 Elektrownie zawodowe Elektrownie przemysłowe wytwarza się ponad 100 TWh energii elektrycznej. System wsparcia w dalszym ciągu bazuje na dopłatach do cen ener- energii elektrycznej i ciepła. Koszty zakupu tej energii rozdzie- Z powodu ograniczonego potencjału rozwoju systemów gii elektrycznej, tzw. system feed in premium. Przyjęty system lane są na wszystkich odbiorców energii proporcjonalnie do ciepłowniczych system wsparcia dla wysokosprawnej ko- różnicuje moc jednostki wytwórczej i wynosi w granicach wielkości ich konsumpcji. Drugim filarem jest system dopłat generacji obecnie dedykowany jest jedynie dla małych 21 54,1 euro/mwh ponad rynkową cenę energii elektrycznej. do mocy zainstalowanej w jednostkach kogeneracyjnych. źródeł, często indywidualnych źródeł gazowych, budo- mem kwotowym, obligującym do zakupu energii elektrycznej Wsparcie operacyjne przyznane zostało na okres 10 lat (dla wanych na potrzeby gospodarstw domowych i rolnictwa. z jednostek wysokosprawnej kogeneracji. Oprócz tego, od mikrokogeneracji) oraz maksymalnie godzin pracy dla Słowacja (20%) W Belgii wdrożono system certyfikatów, przyznawanych na 2004 r. państwo wspomaga finansowo inwestycje w pro- wszystkich pozostałych jednostek wytwórczych. System wsparcia opiera się na taryfach gwarantowanych, okres 15 lat od momentu rozpoczęcia produkcji. Certyfikaty dukcję w skojarzeniu, przekazując zróżnicowane kwoty, od Dodatkowo wsparciem inwestycyjnym objęto rozwój sieci które co roku indywidualnie uzgadniane są z tamtejszym automatycznie umarzane są w okresie 5 lat od momentu wy- ponad 10 mln euro w 2010 r. do ponad 87 mln euro w 2009 r. ciepłowniczych wykorzystujących ciepło wytworzone w Urzędem Regulacji Energetyki. System ten wzmocnio- dania. Cena maksymalna świadectw wynosi 100 euro/mwh. W 2012 r. (ostatnie dostępne dane) przekazano na inwesty- wysokosprawnej kogeneracji. Dopłata do 1 mb rurociągu no w 2010 r. obowiązkiem pierwszeństwa przesyłu i od- Ustanowiono także poziom ceny minimalnej, która wynosi cje skojarzonej produkcji energii ok. 33 mln euro). Ponadto ciepłowniczego wynosi 100 euro/mb. Maksymalna kwota bioru energii elektrycznej wytworzonej w źródłach wyso- 65 euro/mwh. Istnieją odmienne systemy kwotowe na tere- na lata rząd Litwy przeznaczył dodatkowe środki dopłaty wynosi 40% całkowitego nakładu na budowę sieci kosprawnej kogeneracji oraz określono czas wsparcia na nie Walonii i Flandrii. W regionie Brukseli przyznaje się dwa na uruchomienie ponad 350 MW jednostek kogeneracyjnych o średnicy do 100 mm i 30% dla sieci powyżej 100 mm. 15 lat od momentu oddania jednostki do użytkowania lub certyfikaty dla źródeł poniżej 50 kw oraz półtora dla źródeł wykorzystujących biomasę. Ponadto, promując wzrost efektywności wytwarzania energii co ważne jej modernizacji. Dodatkowo system wyróżnia powyżej tej mocy. Ponadto wdrożono system zwolnień po- wspiera się budowę akumulatorów ciepła kwotą 250 euro/m 3 wsparcie dla źródeł o mocy powyżej i poniżej 5 MW wyko- datkowych i wsparcia inwestycyjnego dla małych źródeł. Republika Czeska (15%) lecz nie więcej niż 30% wartości inwestycji i nie więcej rzystujących paliwa odnawialne oraz wykorzystanie krajo- Od 2013 r. prawo zobowiązuje właścicieli nowych budyn- niż 5 mln euro. Zgodnie z ustawą, łączna suma dopłat nie wego węgla. W 2010 r. ceny gwarantowane wahały się od Litwa (15%) ków do przeprowadzenia audytów oceniających zasadność może przekroczyć kwoty 750 mln euro rocznie. 78 euro/mwh do 89 euro/mwh w zależności od technolo- Litwa swój system elektroenergetyczny oparła w przeszło- przyłączania budynków do sieci ciepłowniczych zasilanych gii oraz mocy. Dodatkowo w latach dedykowano ści na produkcji energii elektrycznej w elektrowni jądrowej z jednostek wysokosprawnej kogeneracji lub zainstalowa- Szwecja (12%) 20 mln euro rocznie na wsparcie inwestycyjne jednostek Ignalina. Na Litwie przed 2000 r. funkcjonowało jedynie nia w budynku małych jednostek kogeneracyjnych. System W ostatnich latach w Szwecji rozwija się kogeneracja wykorzy- wysokosprawnej kogeneracji, jednak ze względu na skom- 9 jednostek kogeneracyjnych o mocy ok. 550 MW. Sytuacja wsparcia produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu opiera stująca paliwa odnawialne. Produkcja energii elektrycznej w tych plikowane procedury aplikacyjne do 2013 r. program ten nie zmieniła się znacząco po zamknięciu elektrowni jądrowej, się na systemie dopłat do rynkowej ceny energii elektrycz- jednostkach wzrosła od 2004 r. ponadtrzykrotnie, osiągając w przyniósł spodziewanych efektów. kiedy rząd przyjął program rozwoju systemu elektroener- nej, tzw. feed in premium. W 2011 r. na ten cel wydatkowa r. ponad 13 TWh, przy całkowitej produkcji energii elektrycz- getycznego przy dedykowaniu m.in. wsparcia dla budowy no ponad 25,5 mln euro. Moc zainstalowana źródeł koge- nej w skojarzeniu na poziomie 18 TWh. Wsparcie tych jednostek Polska (17%) jednostek kogeneracyjnych. Dzisiaj moc zainstalowana neracyjnych w Republice Czeskiej utrzymuje się od wielu oparte jest na systemie zielonych certyfikatów. Dodatkowo wdro- Wysoki stan rozwoju ciepłownictwa na tle innych krajów UE w 32 takich jednostkach wytwórczych wynosi ponad 1100 MW. lat na tym samym poziomie ok MW. żono w Szwecji kilka programów konwersji indywidualnych syste- Polska zawdzięcza podobnie jak inne byłe kraje socjali- Głównym paliwem wykorzystywanym do produkcji energii mów grzejnych do przyłączenia do sieci ciepłowniczej. Na ten cel styczne socjalnemu podejściu do zaspokajania potrzeb w skojarzeniu jest gaz ziemny, choć w ostatnich latach rośnie Austria (15%) w latach przeznaczono ok. 52 mln euro). obywateli w drugiej połowie ubiegłego stulecia. rola wykorzystania paliw odnawialnych. Wdrożono mecha- Rządowe plany rozwoju systemu elektroenergetycznego Austrii W latach parlament Szwecji przeznaczył łącznie Po liberalizacji rynku energii elektrycznej i odejściu od sys- nizm taryfowy różnicujący wsparcie zależnie od mocy, two- zakładają do 2018 r. budowę 1700 MW nowych mocy źródeł ok. 700 mln euro) na wsparcie projektów służących ochronie temu taryf na energię elektryczną, od 2007 r. do końca rząc trzy przedziały: do 5 MW, od 5 do 50 MW oraz powyżej termalnych. Wszystkie te źródła mają być źródłami wysoko- środowiska, w tym część z nich trafiła na wsparcia budowy 2012, wdrożono system wsparcia dla wysokosprawnej ko- 50 MW. Rozwiązanie to dodatkowo wspomagane jest syste- sprawnej kogeneracji. Przyjęty Cogeneration Act przewiduje jednostek kogeneracyjnych, oraz kolejne ponad 203 mln euro 34 35

19 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO w latach Te znaczące kwoty wsparcia nie wzbudziły niepokoju w UE i system szwedzki uzyskał aprobatę Komisji Europejskiej. Włochy (12%) Wdrożono operacyjny system wsparcia oparty na białych certyfikatach, które operatorzy jednostek wysokosprawnej do dnia dzisiejszego przedłużony. Wygaśnięcie wsparcia spowodowało, że niektóre jednostki wysokosprawnej kogeneracji, w szczególności źródła małe oraz wykorzystujące paliwa gazowe, straciły swoją pozycję na rynku energii elektrycznej. W wielu przypadkach, przy obecnej rynkowej cenie energii elektrycznej oraz cenie paliw gazowych, wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w wysokosprawnej kogeneracji zostało zredukowane. Mechanizmy wsparcia w wybranych krajach Unii Europejskiej Inny system wsparcia Aukcje na zakup energii elektrycznej System gwarantujący odbiór energii elektrycznej przez okres 20 lat kogeneracji otrzymują za efekt oszczędności paliwa przy przemianie energii. System ten wspiera źródła przez okres 10 lat, gwarantując stabilne warunki rozwoju. Dodatkowo we Włoszech funkcjonował system zielonych certyfikatów, który wspierał produkcję opierającą się na wykorzystaniu zasobów odnawialnych. System ten został zmieniony w system aukcyjny. Dodatkowo system zwolnień podatko- Dodatkowo krótki okres zaprogramowanego wsparcia oraz skoncentrowanie jedynie na wsparciu operacyjnym nie spowodowało przyrostu nowych mocy i rozwoju systemów ciepłowniczych [4] (co przedstawiono na rys. 3). W przyjętej przez Sejm 14 marca 2014 r. nowelizacji Prawa energetycznego przewiduje się co prawda wsparcie dla kogeneracji, jednak w ograniczonym horyzoncie czasowym, bo zaledwie do Wsparcie odbioru ciepła Obowiązek przyłączania do sieci ciepłowniczych System dopłat do mocy zainstalowanej System dopłat do rynkowej ceny energii elektrycznej Obecnie system dopłat do rynkowej ceny energii elektrycznej od 21 do 54 EUR/MWh. Wsparcie udzielane na okres 10 lat lub godzin pracy System białych certyfikatów, który wspiera także CHP w okresie 10 lat Obecnie system aukcyjny wych wspiera małe źródła kogeneracyjne. Francja (6%) We Francji system wsparcia preferuje małe jednostki kogeneracyjne. Od 2012 r. wdrożono dodatkowo system zwolnień podatkowych dla małych źródeł gazowych. Małe jednostki do 5 MW ujęte są w systemie taryf gwarantowanych w wysokości 2018 r. Nie pobudzi to zatem nowych inwestycji. Tymczasem dla uzyskania rzeczywistej promocji źródeł kogeneracyjnych niezbędne jest wdrożenie stabilnego systemu, który doprowadzi do realnego przyrostu mocy jednostek kogeneracyjnych. Wskazane jest wprowadzenie systemu, który umożliwi nie tylko bieżące funkcjonowanie istniejących jednostek, ale przede wszystkim przyczyni się do budowy nowych jednostek wytwórczych, w szczególności Zwolnienia podatkowe Warunkowy obowiązek przyłączania do sieci ciepłowniczych Obniżenie podatku o 50% Zwolnienia podatkowe dla źródeł małej mocy Warunkowy obowiązek przyłączenia do sieci ciepłowniczych Dodatkowe wsparcie inwestycyjne na rozwój sieci ciepłowniczych euro/mwh. System gwarantuje stabilne wsparcie przez 20 lat. Dla dużych jednostek kogeneracyjnych przyjęto system zobowiązujący do odbioru energii wytworzonej w tych jednostkach przez 20 lat. Dodatkowo wspierany jest rozwój kogeneracji wykorzystującej biomasę i w tym zakresie rządowe plany zakładają wzrost o ponad 2300 MW mocy tych źródeł do 2020 r. Podsumowanie Wytwarzanie energii elektrycznej w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji znalazło uznanie w wielu krajach Unii Europejskiej. Kraje te dla stymulowania rozwoju tych źródeł wprowadziły systemy wsparcia. Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła jest narzędziem do realizacji celów polityki energetycznej poprawy efektywności energetycznej, poprawy bezpieczeństwa energetycznego, dywersyfikacji struktury wytwarzania energii, szerszego wykorzystania zasobów odnawialnych, rozwoju rynków konkurencyjnych oraz ograniczenia oddziaływania energetyki na środowisko. W Polityce Energetycznej Polski do 2030 r. założono rozwój jednostek wysokosprawnej kogeneracji, jednak obecne doświadczenia wskazują, że planowany cel na rok 2020 nie będzie osiągnięty. System wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji, który zaprojektowano jedynie na okres , nie został źródeł rozproszonych i modernizacji źródeł istniejących. Równie istotna jest również promocja rozwoju sieci ciepłowniczych, gdyż rozwój jednostek kogeneracyjnych ściśle powiązany jest z popytem na ciepło sieciowe. BIBLIOGRAFIA [1] Combined Heat and Power Evaluation the benefits of greater global investment. International Energy Agency, [2] Dyrektywa 2012/27/UE Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie efektywności energetycznej (DzU L 315 z ). [3] ENERGOPROJEKT KATOWICE: System wsparcia wysokosprawnej kogeneracji, Prezentacja dla Sejmowej Podkomisji Nadzwyczajnej ds. Energetyki, Warszawa, wrzesień [4] Surma T., Gąsiorowska E.: Wytwarzanie energii elektrycznej w jednostkach kogeneracyjnych stan obecny i perspektywy rozwoju, XVI Konferencja Naukowo Techniczna Rynek Energii Elektrycznej Rynek, technologie, polityka, Kazimierz Dolny, maja [5] Polityka energetyczna Polski do 2030 r. Uchwała nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada DR INŻ. TOMASZ SURMA Zastępca Dyrektora ds. Regulacji, Rynku i Ochrony Środowiska; Regulatory, Market and Environmental Protection Deputy Director CEZ Polska. ANDRZEJ RUBCZYŃSKI Dyrektor Departamentu Regulacji i Legislacji PGNIG TERMIKA. Wsparcie inwestycyjne System wsparcia bazujący na certyfikatach Taryfy gwarantowane Kraj Polska Od 2013 r. brak systemu wsparcia Wsparcie dla wykorzystania biopaliw i odpadów komunalnych. Wsparcie na lat Dania Wsparcie dla małych jednostek wytwórczych Finlandia Wsparcie dla biopaliw Różne dedykowane programy inwestycyjne, 1,8 mld EUR na lata Holandia Jako dodatkowy system wsparcia Wsparcie inwestycyjne dla nowych źródeł, ograniczone w okresie kryzysu gospodarczego Węgry System indywidualnych taryf gwarantowanych Łotwa 20 mln EUR na lata System taryf gwarantowanych na okres 15 lat, uzgadnianych z Regulatorem Słowacja Wsparcie inwestycyjne w rejonie Brukseli Certyfikaty na okres 15 lat, cena minimalna 65 EUR/MWh, cena maksymalna 100 EUR/MWh Belgia Wsparcie inwestycyjne na transformację sektora energetycznego i rozwój CHP. Plany nowych 350 MW CHP wykorzystujących biomasę System taryf gwarantowanych, promujących dodatkowo biomasę Litwa Rep. Czeska Na lata przewidziano dopłaty inwestycyjne z celem budowy 1700 MW nowych mocy wysokosprawnej kogeneracji Ceny gwarantowane dla źródeł wykorzystujących paliwa odnawialne Austria Niemcy Realizowano kilka programów inwestycyjnych System zielonych certyfikatów dla jednostek wykorzystujących paliwa odnawialne Szwecja Funkcjonował system wsparcia inwestycyjnego Włochy Przewiduje się objęcie pomocą inwestycyjną budowę 2300 MW źródeł wysokosprawnej kogeneracji do 2020 r. System taryf gwarantowanych dla małych źródeł do 5 MW (w przedziale EUR/MWh) Francja 36 37

20 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Rys. 1. Udział energii z OZE w finalnym zużyciu energii w krajach UE w 2005 r. (słupki czarne) i zakładany w 2020 r. (słupki różowe). Wsparcie dla rozproszonych źródeł energii w Polsce odnawialne źródła energii 50% 40% 30% 20% 10% 0% Prof. Józef Paska Innym podstawowym argumentem polityków popierających Austria Belgia Bułgaria Dania Finlandia Niemcy Grecja Holandia Hiszpania Irlandia Włochy Luksemburg Portugalia Szwecja W. Brytania Czechy Polska Estonia Cypr Łotwa Litwa Malta Rumunia Słowacja Słowenia Wprowadzenie rozwój generacji rozproszonej jest to, że wykorzystanie lokalnych źródeł energii zwiększy niezależność energetyczną UE [2, 4]. Na świecie istnieją zróżnicowane systemy wsparcia dla energii Długość okresu wsparcia, dla konkretnej inwestycji okre- Wpływ na rozwój generacji rozproszonej (rozproszonych źródeł Obok dokumentów strategicznych UE, wyrażających wolę po- ze źródeł odnawialnych. W UE najbardziej popularny jest system ślona w latach (zazwyczaj lat) od daty pierwszego energii) [8, 9] ma międzynarodowa wola polityczna. Podstawo- lityczną, istnieją także dokumenty prawne, z których najważ- taryf gwarantowanych, taryf stałych (tzw. FiT od feed in uruchomienia instalacji; wym argumentem polityków jest to, że poprzez rozwój energetyki niejszym jest Dyrektywa 2009/28/EC w sprawie promocji tariff), obowiązujący w 20 z 27 krajów Wspólnoty (rys. 2), System dodatkowych bonusów (w ramach systemu FiT) odnawialnej i skojarzonej można ograniczyć emisję szkodliwych energii elektrycznej wytworzonej w źródłach odnawialnych jak również w Chinach, Australii, Japonii, Kanadzie, Stanach udzielanych np. w związku ze zwiększoną produktywno- substancji, a tym samym zapobiec dalszej degradacji środowi- na wewnętrznym rynku energii elektrycznej z 23 kwietnia Zjednoczonych, Indiach i wielu innych krajach [1, 5, 10 11, 14 15]. ścią źródeł lub dla źródeł o mniejszej mocy; ska naturalnego. Najważniejszym międzynarodowym dokumen r. [3]. Dyrektywa wytycza obecnym i przyszłym krajom Polega on na ustalonych, gwarantowanych cenach dla energii Degresja czyli planowane tempo zmian (zazwyczaj spadku) tem wzywającym do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych członkowskim UE cele ilościowe odnoszące się do udziałów ze źródeł odnawialnych, dla poszczególnych technologii wy- wysokości taryf (w stosunku do roku poprzedniego) dla jest Protokół z Kioto, ratyfikowany przez kraje Unii Europejskiej energii elektrycznej z OZE w konsumpcji energii elektrycz- twarzania i grup źródeł. Inne stosowane systemy to: instalacji oddawanych do użytku w kolejnych latach. 31 maja 2002 r. Protokół ten zobowiązuje państwa UE do redukcji emisji CO 2 o 8% w latach w stosunku do emisji z 1990 r. Także Biała Księga Energia dla przyszłości: odnawialne źródła energii z 26 listopada 1997 r., będąca najważniejszym nej brutto. Udział energii z OZE w finalnym zużyciu energii w krajach UE w 2005 r. i zakładany (2020 r.), wg dyrektywy OZE [3], przedstawiono na rys. 1. Podstawowe cele europejskiej polityki energetycznej do Mechanizm kwotowy (quota obligation), polegający na określonym obowiązkowym udziale energii ze źródeł odnawialnych, rozliczenie tego obowiązku przez podmioty zobowiązane odbywa się zwykle z wykorzystaniem tzw. Historia systemu wsparcia energii ze źródeł odnawialnych w Polsce Ustawa z 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne [13] od dokumentem strategicznym UE, wzywała do wykorzystania ener r. to: świadectw pochodzenia (certificate of orygin). początku swego obowiązywania zawierała regulacje pro- gii ze źródeł odnawialnych, ze względu na zalety ekologiczne procentowa redukcja emisji gazów cieplarnianych Mechanizm ustalonych premii (feed in premium), po- mujące wytwarzanie energii elektrycznej (a także ciepła) ze Biała Księga proponowała mechanizmy wspierania i przedsta- w stosunku do poziomu z 1990 r.; legający na taryfach wyższych od ceny rynkowej ener- źródeł odnawialnych. Specyfiką tej promocji jest ustawowe wiła plan działania mający na celu stworzenie odpowiednich procentowe zmniejszenie zużycia energii; gii, ale zmieniających się dynamicznie i proporcjonalnie nałożenie obowiązku zakupu (lub poprzednio wytworzenia) warunków rynkowych dla rozwoju odnawialnych źródeł energii procentowy udział energii ze źródeł odnawialnych w stosunku do tej ceny. energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Ponieważ re- bez nadmiernych obciążeń finansowych. Podstawowym zało- w zużyciu energii w UE do 2020 r. Architektura systemów wsparcia z zastosowaniem FiT w po- alizacja tego obowiązku generowała dodatkowe koszty, żeniem planu było to, aby w 2010 r. udział energii ze źródeł od- Cele te są celami całej UE niekoniecznie wszystkich państw szczególnych państwach jest różna i dopasowana do warun- a to z kolei powodowało niechęć do jego wypełnienia, usta- nawialnych w całkowitym zużyciu energii elektrycznej wynosił członkowskich. Dla energii z OZE w Polsce oznacza to 15 pro- ków lokalnych, w tym kosztów wytwarzania energii ze źródeł wodawca przewidział nakładanie przez Prezesa Urzędu 12%. Cel ten miał być realizowany przede wszystkim poprzez centowy udział (rys. 1), a w odniesieniu do kogeneracji 18% odnawialnych. Głównymi czynnikami różnicującymi są: Regulacji Energetyki (URE) kar pieniężnych na podmioty instrumenty finansowe, takie jak m.in. sprawiedliwy dostęp OZE w łącznym zużyciu energii elektrycznej w 2020 r. [6, 12, 17]. Wysokość wsparcia dla poszczególnych technologii OZE, niewywiązujące się z obowiązku [7]. do rynku energii elektrycznej czy przychylne instrumenty fiskalne i finansowe (podatki i subsydia). Ponadto Biała Księga mówiła Ogólna charakterystyka systemów wsparcia jak również klasyfikacja technologii (m.in. ich rodzaj, moc, wydajność) objętych wsparciem, wysokość wsparcia jest Początkowo obowiązujące (do 13 czerwca 2000 r.) regulacje miały charakter wręcz lakoniczny, ale podczas kolejnych o wzmocnieniu roli OZE w różnych programach politycznych, Możliwości wspierania rozwoju wykorzystania energii ze źródeł odwrotnie proporcjonalna do wielkości instalacji i najczę- nowelizacji ustawy Prawo energetyczne ulegały istotnym a także o wsparciu finansowym badań i rozwoju technologii OZE. odnawialnych scharakteryzowano w tablicy 1. ściej różna dla poszczególnych technologii; zmianom. W okresie od 14 czerwca do 31 grudnia 2002 r