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 ania 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 równocześnie 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 obowiązują, 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 Europejskiej 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. Dyskusja o kogeneracji dopiero się zacznie 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 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 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 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 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, 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

21 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Tablica 1. Instrumenty systemowego wspierania energii ze źródeł odnawialnych [10, 14, 18] Instrumenty wsparcia Finansowe Administracyjne Sieciowe Mechanizm kwotowy Taryfy gwarantowane Premie gwarantowane Inne mechanizmy wsparcia Systemy płatności zakupu energii ze źródeł odnawialnych: system kształtowania cen (price system), system kształtowania ilości energii (quota system) Zapewnienie długiego i przewidywalnego horyzontu czasowego działania systemu wsparcia (gwarantowanie i ustalenie określonego czasu działania danego instrumentu wsparcia) Określenie uzasadnionych kosztów korzystania z sieci elektroenergetycznych Dotacje i subwencje do inwestycji Zapewnienie pierwszeństwa w świadczeniu usług przesyłowych energii elektrycznej z odnawialnych źródeł w krajowym systemie elektroenergetycznym Przejrzystość cen dostępu do sieci Preferencyjne i nisko oprocentowane kredyty Nałożenie obowiązku zakupu Dopłaty do koniecznych modernizacji sieci Finlandia Wsparcie fiskalne: ulgi podatkowe, zwolnienia z podatku ekologicznego, niższe stawki podatku VAT, zwolnienie z podatku akcyzowego Uproszczenie procedur administracyjnych i skracanie okresów uzyskania wymaganych zezwoleń Współfinansowanie wykonania przyłącza do sieci Przejrzyste zasady uzyskania technicznych warunków przyłączenia do sieci Duże koszty i nieprzejrzyste ceny dostępu do sieci Przychylne uregulowania rynku bilansującego Szwecja zagadnienie to regulował art. 9 ust. 3, w brzmieniu nadanym przez ustawę z dnia 26 maja 2000 r. W tym czasie obowiązek zakupu energii elektrycznej (i ciepła) wytworzonych w OZE był nałożony na przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się obrotem lub przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej. Z kolei w okresie od 1 stycznia 2003 r. do 31 grudnia 2004 r. zagadnienie rozliczania obowiązku zakupu energii elektrycznej (i ciepła) oraz dokumentowania pochodzenia energii regulował art. 9a, dodany przez ustawę z dnia 24 lipca 2002 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne. Obowiązek zakupu energii elektrycznej z odnawialnych źródeł (wytwarzanej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej) przyłączonych do sieci oraz jej odsprzedaży bezpośrednio lub pośrednio odbiorcom dokonującym zakupu energii elektrycznej na własne potrzeby został nałożony na przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną (art. 9a ust. 1). Ustawą z dnia 2 kwietnia 2004 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy Prawo ochrony środowiska nadano nowe brzmienie przepisom dotyczącym obowiązku zakupu energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii. W art. 9a, odmiennie niż poprzednio, zdefiniowano krąg podmiotów, na których ciążył obowiązek zakupu, oraz inaczej określono sposób jego wypełnienia. Dodano także art. 9e regulujący zagadnienie potwierdzania wytworzenia energii elektrycznej w odnawialnym źródle energii przez świadectwa pochodzenia : Potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w odnawialnym źródle jest świadectwo pochodzenia tej energii, zwane dalej»świadectwem pochodzenia«. Obok podania wymogów zawartości merytorycznej świadectwa (ust. 2) ustawodawca w kolejnych ustępach (od 3 do 7) tego artykułu zawarł regulacje określające zawartość wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia (sporządzonego przez wytwórcę energii), tryb jego potwierdzania przez operatora systemu elektroenergetycznego oraz wydawanie i umarzanie świadectw pochodzenia (na drodze decyzji administracyjnej) przez Prezesa URE. Regulacje wprowadzone kolejną nowelizacją ustawy Prawo energetyczne (ustawa z dnia 4 marca 2005 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy Prawo ochrony środowiska) miały na celu uporządkowanie dynamicznie rozwijającego się rynku energii ze źródeł odnawialnych. Nowelizacja została przygotowana na podstawie doświadczeń związanych z funkcjonowaniem krajowego systemu świadectw pochodzenia oraz doświadczeń krajów członkowskich Unii Europejskiej. Wszystkie zmiany miały na celu efektywne i sprawne promowanie energii z odnawialnych źródeł przy założeniu, że podstawą tego wsparcia jest obowiązek zakupu. Zmiany dotyczyły m.in. przepisów art. 9a i 9e. Wprowadzono również zasadnicze zmiany w dotychczasowym sposobie rozliczania obowiązku zakupu energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii. Ta regulacja wprowadziła zupełnie nowy system wypełniania i rozliczania obowiązku zakupu oraz zmieniła system wydawania świadectw pochodzenia, w tym doprecyzowała kwestie zawartości wniosku o wydanie Irlandia Portugalia Hiszpania Dania W. Brytania Holandia Belgia Luksemburg Francja Niemcy Malta Rep. Czeska Austria Włochy Polska Słowacja Węgry Słowenia Estonia Rumunia Litwa Łotwa Bułgaria Grecja Cypr Rys. 2. Główne systemy wsparcia dla energii ze źródeł odnawialnych stosowane w krajach Unii Europejskiej [10, 15] (linie ukośne oznaczają kombinację mechanizmów wsparcia)

22 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO świadectwa. W art. 9e, ust. 6 17, zawarto przepisy dotyczące praw majątkowych, wynikających ze świadectw pochodzenia, które są zbywalne i stanowią towar giełdowy. W celu ułatwienia obrotu pojawiającymi się swego rodzaju papierami wartościowymi wprowadzono także obowiązek obrotu nimi za pośrednictwem towarowej giełdy energii (TGE). Przyjęto przy tym założenie, że cały obrót prawami majątkowymi wynikającymi ze świadectw pochodzenia musi znaleźć odzwierciedlenie w odpowiednich transakcjach zawieranych na TGE. Rozliczenie wykonania obowiązku zakupu energii elektrycznej pochodzącej z OZE jest dokonywane na podstawie umorzonych świadectw pochodzenia energii elektrycznej lub uiszczenia opłaty zastępczej. Najważniejszą oraz najistotniejszą konsekwencją rozwiązań przyjętych w art. 12 ustawy zmieniającej z dnia 4 marca 2005 r. było rozdzielenie przychodów ze sprzedaży energii wytworzonej w OZE na dwa strumienie: przychody ze sprzedaży energii elektrycznej fizycznej (miesięczne lub inne w zależności od zawartej umowy), które zapewniają bezpośrednie, gwarantowane dochody wytwórców energii ze źródeł odnawialnych; przychody ze sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia, które powstają z chwilą dokonania transakcji kupna sprzedaży świadectw zapisanych w rejestrze prowadzonym przez TGE. Kolejne zmiany zostały wprowadzone od 1 lipca 2012 r. ustawą o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw. System wsparcia koncesjonowanych/zarejestrowanych źródeł rozproszonych, tzn. źródeł odnawialnych (OZE) i produkujących energię elektryczną w kogeneracji (CHP) oraz wytwórców biogazu rolniczego (BIO), został oparty na następujących obowiązkach (rys. 3): 1. a) zakupu świadectw pochodzenia (w tym biogazowych) lub b) uiszczenia opłaty zastępczej, 2. zakupu energii elektrycznej (dotyczy tylko OZE), 3. przesyłu i odbioru energii elektrycznej oraz odbioru biogazu rolniczego z instalacji przyłączonych bezpośrednio do sieci danego operatora (parametry określone w rozporządzeniu). Ostatnie zmiany weszły w życie z dniem 11 września 2013 r. Wynikają one z ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (DzU z 2013 r. poz. 984). Do katalogu producentów energii z odnawialnych źródeł energii wprowadzono nowe kategorie instalacji tzw. mikro i małe instalacje OZE: Rys. 3. Realizacja wsparcia koncesjonowanych źródeł rozproszonych: URE Urząd Regulacji Energetyki, TGE Towarowa Giełda Energii, OSP operator elektroenergetycznego systemu przesyłowego, OSD operator elektroenergetycznego systemu dystrybucyjnego, OSDg operator systemu dystrybucji gazu, PE przedsiębiorstwo energetyczne, DM dom maklerski, TDM towarowy dom maklerski. Wytwórca OZE/CHP/BIO mikroinstalacja odnawialne źródło energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 40 kw, przyłączone do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kv lub o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej nie większej niż 120 kw; mała instalacja odnawialne źródło energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 40 kw i nie większej niż 200 kw, przyłączone do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kv lub o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej większej niż 120 kw i nie większej niż 600 kw. Energia elektryczna/biogaz Obowiązek 1 URE Świadectwa pochodzenia prawa majątkowe Obowiązek 2 Sprzedawca z urzędu (obecnie Obrotowcy SD) albo SOP/SOD/ OSDg przesył i odbiór albo odbiór PE sprzedające e.e. odbiorcom końcowym, DM i TDM odbiorcy końcowi Prawa majątkowe TGE Warto również zwrócić uwagę na pojęcie odbiorcy przemysłowego, które zostało wprowadzone w nowym brzmieniu art. 9a ustawy. Obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia został rozszerzony poprzez nałożenie go również na tę właśnie kategorię odbiorców. Zgodnie ze wspomnianą regulacją odbiorca przemysłowy, który w roku kalendarzowym poprzedzającym rok realizacji obowiązku zużył nie mniej niż 100 GWh energii elektrycznej, której koszt wyniósł nie mniej niż 3% wartości jego produkcji oraz złożył wymagane oświadczenie dotyczące zużycia energii elektrycznej, będzie zobowiązany do uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia Prezesowi URE. Rys. 4. Realizacja wsparcia energii elektrycznej z OZE: po lewej ogólna idea systemu wsparcia, po prawej podmioty uczestniczące w systemie i ich zasadnicze obowiązki. Wytwórca OZE Energia elektryczna/biogaz Obowiązek 1 URE Świadectwa pochodzenia prawa majątkowe Obowiązek 2 Istota polskiego systemu wsparcia i promocji energii ze źródeł odnawialnych Sprzedawca z Urzędu (obecnie Obrotowcy SD) PE wytwórcze, sprzedające EE odbiorcom końcowym Prawa majątkowe TGE Polski ustawodawca jako system wsparcia i promocji OZE wprowadził obowiązek zakupu energii elektrycznej w nich wytwarzanej, na przedsiębiorstwa energetyczne, towarowe domy maklerskie i domy maklerskie sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym oraz odbiorcom przemysłowym nałożył obowiązek odpowiedniego udziału energii ze źródeł odnawialnych, a do rozliczenia tego obowiązku nakazał zakup świadectw pochodzenia i przedstawienia ich do umorzenia Prezesowi URE (lub wniesienia opłaty zastępczej). Funkcjonujący w Polsce system wsparcia i promocji OZE obejmuje: koncesjonowanie źródeł odnawialnych, wydawanie świadectw pochodzenia, umarzanie świadectw pochodzenia, rozliczenie obowiązku. Z punktu widzenia podmiotów zobowiązanych w problematyce wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w OZE można wyróżnić obowiązki (w pewnym uproszczeniu): uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia (ŚP) albo uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej (fizycznej) wytwarzanej w OZE, zapewnienia pierwszeństwa w świadczeniu usług przesyłania lub dystrybucji, pokrycia części kosztów opłaty przyłączeniowej, potwierdzenia danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w OZE. Zakres obowiązku związanego ze ŚP został skonkretyzowany Wytwórca OZE Obowiązek 2 Sprzedawcy energii do odbiorcy końcowego Energia Aplikacje Wydawanie świadectw Kontrola realizacji Obowiązek 1 Umorzenie Pomiary i potwierdzenie danych Sprzedawca z urzędu (OSP/OSD) Urząd Regulacji Energetyki Raportowanie w art. 9a ust. 1 ustawy. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotem i sprzedające tę energię odbiorcom końcowym (przyłączonym do sieci na terytorium RP) oraz towarowe domy maklerskie i domy maklerskie, a także odbiorcy przemysłowi są obowiązani w odpowiednim zakresie do uzyskania i przedstawienia do umorzenia Prezesowi URE świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej w OZE albo do uiszczenia opłaty zastępczej. Wypełnienie obowiązku z art. 9a ust. 1 może nastąpić świadectwami OZE lub BIO (w dowolnym układzie ilościowym). Podstawowe założenia mechanizmu zbywalnych świadectw pochodzenia dla energii ze źródeł odnawialnych są następujące: Wszystkie OZE posiadają koncesje. OZE generuje dwa produkty: energię i świadectwa pochodzenia. Świadectwa pochodzenia są wystawiane przez Prezesa URE. Sprzedawca z urzędu ma obowiązek (1) zakupu całej produkcji energii w OZE po cenach rynkowych (średnia cena energii na rynku konkurencyjnym). Obowiązek (2) posiadania świadectw pochodzenia spoczywa na podmiotach (wytwórcach i przedsiębiorstwach obrotu, towarowych domach maklerskich i domach maklerskich) sprzedających energię elektryczną odbiorcom końcowym oraz odbiorcach przemysłowych. Obrót prawami majątkowymi wynikającymi ze świadectw pochodzenia odbywa się na rynku giełdowym (TGE). Podmioty uczestniczące w tym mechanizmie i zasadnicze jego elementy przedstawiono na rys

23 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Rys. 5. Obowiązkowy udział energii elektrycznej z OZE w rocznej sprzedaży (zużyciu) energii elektrycznej wg rozporządzeń Ministra Gospodarki. 20% 15% 10% 5% 0% Wysokość obowiązku 2 została doprecyzowana w odpowiednich rozporządzeniach wykonawczych Ministra Gospodarki [16] (rys. 5). z z z z Sprzedawcy z urzędu wyłaniani przez Prezesa URE w drodze przetargu lub decyzji spośród przedsiębiorstw posiadających koncesje na obrót energią elektryczną realizują obowiązek 1, a w razie jego niespełnienia ponoszą karę w wysokości K = C c (E oo E oz ) gdzie: K minimalna wysokość kary pieniężnej, wyrażona w złotych; C c średnia cena sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym (na rynku konkurencyjnym), wyrażona w zł/(mwh); E oo ilość oferowanej do zakupu energii elektrycznej wytworzonej w OZE, wyrażona w MWh; E oz ilość zakupionej energii elektrycznej wytworzonej w OZE w danym roku, wyrażona w MWh. Kara za niewypełnienie obowiązku zakupu energii z OZE jest płacona na konto Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW). C c dla roku 2013: 198,93 zł/(mwh). Składniki ceny detalicznej energii elektrycznej 1 MWh (w zł/mwh) Zielone certyfikaty 250 Energia i inne Akcyza Składnik jakościowy Tablica 2. Koszt systemu wsparcia energii ze źródeł odnawialnych w Polsce w latach Rok Koszty zielonych certyfikatów, mln zł Rys. 6. Uśrednione składniki miesięcznego kosztu i ceny detalicznej energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w roku Opłata sieciowa Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotem, towarowe domy maklerskie i domy maklerskie, sprzedające tę energię odbiorcom końcowym, przyłączonym do sieci na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, a także odbiorcy przemysłowi realizują obowiązek 2 lub ponoszą opłatę zastępczą w wysokości: O z = O zj (E o E u ) gdzie: O z opłata zastępcza; O zj jednostkowa opłata zastępcza; E o ilość energii elektrycznej, wyrażona w MWh, wynikająca z obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia ŚP, o których mowa w art. 9e ust. 1 (ŚP z OZE), w danym roku; E u ilość energii elektrycznej, wyrażona w MWh, wynikająca ze ŚP, o których mowa w art. 9e ust. 1, które przedsiębiorstwo energetyczne przedstawiło do umorzenia w danym roku. Wysokość jednostkowej opłaty zastępczej w 2013 r: 297,35 zł/(mwh).kara za niewypełnienie obowiązku przedstawienia do umorzenia ŚP energii ze źródeł Opłata przejściowa Opłata stała za przesył Opłata abonamentowa VAT SUMA gdzie: odnawialnych lub uiszczenia opłaty zastępczej nie może być mniejsza niż: K = 1,3 (O z O zz ) K kara w danym roku, O z opłata zastępcza do zapłacenia w danym roku, O zz opłata zastępcza zapłacona w danym roku. Kara za niewypełnienie obowiązku zakupu energii z OZE stanowi dochód NFOŚiGW. Kary i opłaty zastępcze mają być przeznaczane wyłącznie na wsparcie OZE. Koszty systemu wsparcia odnawialnych źródeł energii Systemy wsparcia energii ze źródeł odnawialnych oraz wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji w Polsce zostały skonstruowane w ten sposób, że ich koszty, przeniesione bezpośrednio do taryf bądź oferowanej ceny energii elektrycznej dostawców, obciążają końcowych odbiorców energii. Na koszty tych systemów wpływa rynkowa cena świadectw pochodzenia (certyfikatów), do zakupu których zostali zobowiązani dostawcy energii elektrycznej do odbiorców końcowych oraz poziom opłat zastępczych, który w latach poprzednich dyktował rynkową cenę certyfikatów oraz stanowi alternatywne wypełnienie obowiązku, przez uiszczenie stosownej opłaty, pokrywającej niedobór certyfikatów przedstawianych do umorzenia. W tabl. 2 przedstawiono koszty systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w Polsce w latach , przy założeniu średnich cen zielonych certyfikatów zbliżonych do wartości opłaty zastępczej. Obecne wahania cen zielonych certyfikatów zapewne wpłyną na mniejszą dynamikę wzrostu tego kosztu w latach kolejnych. Koszty zakupu wyprodukowanej w Polsce w 2012 r. energii elektrycznej są szacowane na ok. 72 mld zł. Zatem koszt zakupu zielonych certyfikatów stanowi ok. 6% kosztów zakupu energii elektrycznej. Na rys. 6 przedstawiono uśrednione składowe rachunku za energię elektryczną przeciętnego gospodarstwa domowego o zużyciu rocznym 3000 kwh. Na średniomiesięczne koszty zakupu energii elektrycznej, które wynoszą około 160 zł, składają się: koszty zakupu zielonych certyfikatów 7 zł, koszty energii ok. 62 zł oraz koszty opłat i podatków ok. 91 zł. PROF. DR HAB. INŻ. JÓZEF PASKA Politechnika Warszawska, Zakład Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej, Instytut Elektroenergetyki. BIBLIOGRAFIA [1] Analiza możliwości wprowadzenia systemu feed in tariff dla mikro i małych instalacji OZE. IEO EC BREC. Warszawa, lipiec 2012 r. [2] Communication from the Commission to the Council and the European Parliament: Renewable Energy Road Map Renewable Energies in the 21st Century: building a more sustainable future. COM (2006) 848. [3] Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of electricity produced from renewable energy sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC. Official Journal of the European Union, L 140/16, [4] Energy 2020 A strategy for competitive, sustainable and secure energy. Publications Office of the European Union, [5] Financing Renewable Energy in the European Energy Market. Ecofys 2011 by order of European Commission, DG Energy. 2 January [6] Krajowy Plan Działań w Zakresie Energii ze Źródeł Odnawialnych. Ministerstwo Gospodarki. Warszawa 2010 r. [7] Muras Z.: Odnawialne źródła energii funkcjonujący system wsparcia rola i zadania Prezesa URE. XII Międzynarodowa Konferencja N T Nowoczesne urządzenia zasilające w energetyce, Kazimierz Dolny, marca [8] Paska J.: Wytwarzanie rozproszone energii elektrycznej i ciepła. Oficyna Wyd. Pol. Warszawskiej, Warszawa [9] Paska J.: Technologie rozproszonych źródeł energii. Zakład wydawniczy INPE. Bełchatów [10] Paska J.: Wybrane aspekty wykorzystania rozproszonych źródeł energii. Zakład wydawniczy INPE. Bełchatów [11] Paska J., Surma T.: Polityka energetyczna Polski na tle polityki energetycznej Unii Europejskiej. Polityka Energetyczna. Tom 16, Nr 4, [12] Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 10 listopada 2009 r. MP Nr 2, poz. 11. [13] Prawo energetyczne. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 z późniejszymi zmianami (stan prawny na dzień ). [14] Ragwitz M., Steinhilber S.: Effectiveness and efficiency of support schemes for electricity from renewable energy sources. WIREs Energy Environ [15] Recent developments of feed in systems in the EU A research paper for the International Feed in Cooperation. Franhofer ISI & Energy Economics Group & Ecofys. January [16] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 października 2012 w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii. DzU z , poz [17] Schemat zoptymalizowanych mechanizmów wsparcia dla wytwórców energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii lub biogazu rolniczego. Ministerstwo Gospodarki. 17 września [18] Soliński B.: Rynkowe systemy wsparcia odnawialnych źródeł energii porównanie systemu taryf gwarantowanych z systemem zielonych certyfikatów. Polityka Energetyczna. Tom 11, Nr 2,

24 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Kogeneracja sposób na zwiększenie efektywności generacji energii elektrycznej i ciepła na podstawie zasilania paliwami gazowymi Prof. Tomasz Dobski Wprowadzenie Polska energetyka w zakresie generacji energii elektrycznej w 90% oparta jest na spalaniu węgla, a w zakresie generacji ciepła w 80%. Prowadzi to nie tylko do bardzo dużej emisji CO 2, ale wymaga zasilania w olbrzymie ilości paliwa. Węgiel kamienny wydobywany w naszych kopalniach kosztuje już ponad 300 zł za tonę. Do tej ceny należy dodać koszty społeczne, czyli np. niedoszacowane koszty ubezpieczeń społecznych spowodowanych brakiem różnicy w wysokości płaconych składek w górnictwie i innych gałęziach gospodarki, gdzie wiek emerytalny jest znacznie wyższy. Ta różnica szacowana jest na co najmniej kilkadziesiąt złotych na tonę węgla. Ponadto nawet najnowocześniejsze bloki energetyczne zasilane paliwem stałym mają sprawność termodynamiczną nieprzekraczającą < 45%. Aby osiągnąć tak wysoką sprawność, muszą to t być bloki o bardzo dużej mocy rzędu co najmniej 900 MWel. Temperatura dolnego źródła ciepła dla takich bloków nie µ przekracza 35 o C, co oznacza, że nie mogą one być źródłem ciepła dla układów kogeneracyjnych, o ile ma być zachowana tak wysoka sprawność generacji energii elektrycznej. Wykres rys. 1 przedstawia zależności ilości emitowanego CO 2 do środowiska w zależności od rodzaju paliwa oraz sprawności generowanej energii elektrycznej. Należy zauważyć, że wartości podane na tym wykresie dotyczą układów o maksymalnej sprawności termodynamicznej. Średnia sprawność bloków w Polsce wynosi znacznie mniej co najwyżej 34%. Oznacza to, że na jednostkę generowanej energii bloki te spalają co najmniej jedną czwartą więcej węgla. Proporcjonalnie do wielości systemu ilość energii elektrycznej i cieplnej generowanej w dużych blokach energetycznych CHP (Combined Heat and Power Units) w Polsce jest znacznie większa niż w Niemczech kraju, który ma jedną z najnowocześniejszych struktur energetycznych. Jednak całkowita sprawność generowania energii elektrycznej liczona jako stosunek wygenerowanej energii elektrycznej i dostarczonej do odbiorcy do nakładu energii pierwotnej zawartej w paliwach jest w Polsce bardzo niska wynosi nie więcej niż 31%. Jest to związane z wiekiem naszych elektrowni i wynikającą z tego niską sprawnością bloków. Najnowsze bloki oparte na spalaniu węgla kamiennego, których budowa się rozpoczyna, mogą uzyskać sprawność nawet 46%. Czas rozruchu dużego bloku od stanu zimnego wynosi ponad 70 godz. Czas ten jest obecnie niezwykle ważnym parametrem ze względu na coraz większy udział układów generacji energii elektrycznej i cieplnej z odnawialnych źródeł energii, takich jak wiatr, fotowoltaika, energia cieplna słoneczna. Długość rozruchu jest związana z bardzo wysokim ciśnieniem i temperaturą pracy kotłów i turbin parowych, które są układami pracującymi na parametrach pary znacznie przekraczających ciśnienie i temperaturę krytyczną. Takie rozwiązania wymagają stosowania stali wysokostopowych, co wiąże się z koniecznością wolnego ich nagrzewania i studzenia, aby nie przekroczyć parametrów określonych za pomocą specjalnych procedur i badań. W przeciwnym wypadku dojdzie do pękania elementów konstrukcji bloku. Udział układów CHP w generacji energii elektrycznej w Niemczech uznaje się za bardzo skromny w porównaniu z innymi krajami, jak Danią (42,8%) czy Finlandią 34,4%. Mimo stosunkowo dobrej sytuacji w zakresie kogeneracji w Niemczech został opracowany specjalny program znaczącego wzrostu generacji energii elektrycznej w układach kogeneracyjnych. W 2010 roku odsetek energii generowanej w układach CHP wynosił tam 12%, a do roku 2020 ma on wzrosnąć do 25% [1]. Powyżej wymienione parametry dla bloków energetycznych CCGT zasilanych gazem ziemnym są nieporównanie bardziej korzystne. Zasadniczo średnie bloki jak opisany poniżej blok budowany w Gorzowie Wielkopolskim mają sprawność ponad 53% i czas rozruchu do 20 minut z pełną synchronizacją z siecią energetyczną. Największe bloki jak np. blok zainstalowany w elektrowni Irsching koło Monachium o mocy 570 MWel ma sprawności do 61%, a czas synchronizacji wynosi do 30 minut. Schemat bloku przedstawia rys. 2. Istotą kogeneracyjnego spalania paliw w układach generacji energii elektrycznej oraz ciepła jest takie prowadzenie procesu, aby uzyskać maksymalną sprawność generacji energii elektrycznej w szerokim zakresie regulacji mocy, nawet jeżeli będzie się to odbywać kosztem ilości generowanego ciepła, co wiąże się z obniżeniem temperatury na wyjściu Rys. 1. Ilość emitowanego CO 2 przypadająca na jednostkę Emisja w g CO 2 /kwh e generowanej energii elektrycznej w zależności od rodzaju spalanego paliwa. Obliczenia prezentowane na wykresie zostały wykonane w Paul Scherrer Institut w Szwajcarii. Czerwona strzałka oznacza emisję CO 2 przy spalaniu gazu ziemnego w elektrowniach CCGT (Combine Cycle Gas Turbine blok parowo gazowy) o najwyższej sprawności, jak np. blok oparty na turbinie SGT8000H w elektrowni Irsching, koło Monachium o mocy 570 MWel metan olej destylowany węgiel bitumiczny węgiel brunatny Sprawność techniczna (%) z bloku ciepłowniczego. Obniżenie temperatury wylotowej na końcu części ciepłowniczej nie musi oznaczać zmniejszenia efektywności ogrzewania obiektów, gdyż jest tu miejsce na uzupełnienie ilości koniecznego ciepła za pomocą energii odnawialnej geotermalnej, z kolektorów słonecznych czy też energii odpadowej z chłodzenia maszyn w przemyśle, a nawet z dużych centrów komputerowych. Projektowane dzisiaj centra komputerowe mogą mieć na zasilaniu moc elektryczną sięgającą nawet 20 MWel, jak to ma miejsce w Uniwersytecie w Monachium w LRZ lub w serwerowni uruchamianej w Poznaniu moc planowana to 16 MWel. Znaczącą część tej mocy można odzyskać poprzez odpowiedni system chłodzenia mikroprocesorów, przechodząc z chłodzenia powietrzem na chłodzenie wodą. W Polsce jest kilka elektrociepłowni zasilanych gazem ziemnym. Zasadniczo wszystkie są przystosowane do pracy w układzie kogeneracji energii elektrycznej i ciepła, gdyż taki układ pozwala na zwiększenie efektywności finansowej tych zakładów. Jednak z uwagi na wysokie ceny gazu ziemnego wysokometanowego typu E w ostatnim sezonie grzewczym pracowały tylko układy zasilane gazem ziemnym niskoka

25 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO lorycznym, czyli zaazotowanym. Były to elektrociepłownie w Gorzowie Wielkopolskim, Zielonej Górze, w fabryce papieru Arctic Paper. Spowodowane to było zawieszeniem od marca 2013 dopłat do energii elektrycznej generowanej w układach opartych o zasilanie gazem ziemnym zawieszeniem żółtych i czerwonych certyfikatów pozyskania energii. Jednak taka sytuacja w zakresie zastosowania jednej z najnowocześniejszej dyscyplin rozwoju techniki, jakim jest rozwój układów kogeneracyjnych, w gospodarce budzi zdziwienie. Efekty ekonomiczne powinny wynikać z wolnego rynku oraz przede wszystkim być rezultatem postępu technologicznego, a nie sztucznego kształtowania rynku podaży i popytu poprzez stosowanie certyfikatów, opłat za emisję CO 2, zwolnienia z opłat pracowniczych i lokalnych podatków i tym podobnych ograniczeń oraz innych pozwoleń i koncesji. Dlatego artykuł pokazuje postęp techniczny i wynikający z niego wzrost sprawności układów generacji energii elektrycznej, czyli sprawności termodynamicznej turbin gazowych oraz silników gazowych. Także elastyczność w stosowaniu różnego rodzaju paliw gazowych jest niezwykle ważnym parametrem pozwalającym stosować te maszyny. Pokrótce przedstawione będą określenia dotyczące elastyczności w regulacji mocy układów kogeneracyjnych, czyli pracy turbin i silników gazowych w szerokim zakresie mocy. Techniczne uwarunkowania będą także uwzględniać jakości spalania paliw, czyli zachowania możliwie niskich emisji związków toksycznych: tlenków azotu oraz niespalonych węglowodorów. Obecnie w Polsce jest planowana budowa kilku bloków gazowych przewidzianych do pracy w systemie CCGT, czyli combine cycle gas turbine, oraz układów CHP. Zasilanie tych układów będzie oparte początkowo na importowanym gazie ziemnym wysokometanowym typu E. Jednak coraz więcej danych potwierdza, że Polska ma znaczące zasoby gazów łupkowych szacowane przez firmy IEA oraz EPRI [2, 3] na co najmniej 5 trylionów Nm 3 gazu. Niedawno przedstawiciel ExxonMobil Germany [4] stwierdził na konferencji na Politechnice w Monachium, że Niemcy mają zasoby szacowane na 22 bln Nm 3 gazów łupkowych. Podnoszone zarzuty o zagrożeniu ekologicznym szczelinowania nie znajdują potwierdzenia wobec wykonanych kilkuset szczelinowań w Dolnej Saksonii od lat 60. ubiegłego wieku. Najdalej zaawansowana jest decyzja o budowie bloku w EC Gorzów Wielkopolski [3]. Będzie to blok składający się z dwóch turbin gazowych SGT800 o mocy do 50 MWel oraz współpracującej z nimi turbiny parowej o mocy do 40 MWel. Całkowita standardowa moc bloku przewidziana jest na 138 MWel. Blok będzie zasilany gazem ziemnym pozasystemowym pochodzącym z dwóch kopalń gazu: Lubiatów podstawowy kierunek zasilania, oraz Ośrodka Kopalń Dębno. Gaz przewidziany do zasilania bloku ma wartość opałową LHV na poziomie projektowym 20,5 MJ/Nm 3 gazu. Jest to podobny gaz z punktu widzenia składu molowego, a co za tym idzie, pozostałych parametrów spalania gazu, takich jak laminarna szybkość spalania, temperatura płomienia adiabatycznego jak gaz już dostarczany do tej elektrociepłowni i innych odbiorców z ośrodka Kopalń Dębno. Kopalnie te produkują gazy typu gazu niskokalorycznego LCNG (Low Calorific Natural Gas). Całkowita sprawność termodynamiczna generacji energii µ µ elektrycznej bloku t jest określona przez dostawcę na poziomie t > 53%. Tak wysoka sprawność powinna być podstawą dobrych wyników finansowych, szczególnie że blok będzie zasilany gazem ziemnym pozasystemowym. Dodatkową zaleta bloku jest szeroka możliwość regulacji generowanej mocy. W kilku publikacjach i wypowiedziach [2] prezentowane jest obawa o dotrzymanie parametrów spraw- µ ności termodynamicznej t jak i zachowanie dopuszczalnej emisji związków toksycznych przede wszystkim tlenków azotu NOx oraz niespalonych węglowodorów CxHy. Elektrociepłownia w Gorzowie ma wieloletnie doświadczenie z eksploatacją turbiny gazowej GT8C produkcji firmy Alstom o mocy 57 MWel. Jest ona zasilana gazem ziemnym o podobnym składzie molowym, jak przewidziano do zasilania budowanego bloku. Gaz ten ma skład molowy XCH4 = 55%, XN2 = 44,5%. Zawartość wyższych węglowodorów propanu i butanu sięga 4% i nie ma istotnego wpływu na pracę turbin gazowych. Palniki gazowe w nowym bloku, mimo że jest to turbina produkcji firmy Siemens, są podobne do poprzednio eksploatowanej turbiny GT8C, gdyż jest to turbina budowana w fabryce Finspang w Szwecji, która była poprzednio częścią koncernu ABB. Zastosowane w tych turbinach palniki typu EV są palnikami tego samego typu i cechują się bardzo niską emisją tlenków azotu. Zespół autora wykonał badania spalania gazów ziemnych niskokalorycznych [7] w zakresie składów molowych podanych powyżej w warunkach pracy palników gazowych turbin gazowych. Z badań tych wynika, że parametry sprawności termodynamicznej oraz emisji związków toksycznych przy spalaniu gazów LCNG są zachowane, a często niższe niż SIEMENS AG Rys. 2. Schemat układu duo blok, jaki jest budowany w Elektrociepłowni w Gorzowie Wielkopolskim przez Polską Grupę Elektroenergetyczną PGE. Blok składa się z dwóch bliźniaczych turbin gazowych typu SGT800 oraz jednaj turbiny parowej. Całkowita moc elektryczna: 138 MWel, Szacowany koszt budowy to 160 mln euro [3]

26 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO dla gazów wysokometanowych. Zostało to potwierdzone analizą danych ze sterowni turbin gazowych w Gorzowie oraz w firmie Arctic Paper w Kostrzynie (gdzie są zainstalowane dwie turbiny Solar Mars 100) czyli turbin zasilanych takimi samymi gazami LCNG. Z badań przedstawionych w raporcie [7] wynika także, że spalanie gazów LCNG w turbinach gazowych oraz silnikach gazowych przebiega z wyższą sprawnością energetyczną i przy mniejszych poziomach emisji związków toksycznych. Wynika to przede wszystkim z tego, że gazy te charakteryzują się niższą adiabatyczną temperaturą płomienia. Powyższy wniosek jest bardzo ważny z punktu widzenia możliwości eksploatacji złóż gazów ziemnych LCNG zalegających w szacowanej ilości 120 mld Nm 3 w zachodniej i północnej Polsce nie jest konieczne ich odazotowanie. Gazy te mogą być eksploatowane bezpośrednio w stanie zbliżonym do naturalnie występującego w złożu, tylko po usunięciu wyższych węglowodorów oraz związków toksycznych, takich jak H 2 S oraz rtęć. Turbiny wyposażone w specjalne palniki przystosowanego spalania gazów LCNG mają także bardzo szeroki zakres regulacji mocy elektrycznej i cieplnej niemożliwej do zastosowania w turbinach parowych. Dodatkową zaletą stosowania turbin gazowych jest ich możliwość pracy w systemie stabilizacji parametrów sieci elektroenergetycznej. Z uwagi na możliwość pracy turbin gazowych w bardzo szerokim zakresie mocy mogą one stabilizować parametry sieci: napięcie i częstotliwość, a tym samym zapobiegać zjawisku blackout. Dlatego stawia się takim maszynom także wymagania pracy w reżimie HLO (house load operations). Wymaga to pracy w bardzo szerokim zakresie regulacji mocy palników gazowych. Stan pracy w zakresie HLO wymaga pracy turbiny tylko na potrzeby własne, a co za tym idzie, na poziomie co najwyżej kilku procent jej mocy znamionowej. Czas na przejście od pracy palników gazowych z pełnej mocy do pracy w zakresie HLO wynosi do 5 sekund. Taki system przełączania pracy turbin gazowych jest już w znacznej części opanowany, ale nie dla gazów niskokalorycznych. Podobny problem będzie przy eksploatacji gazów łupkowych, jednak są już pierwsze prace badawcze, których wyniki wskazują na możliwość rozwiązania tego problemu. Bardzo ciekawe rozwiązanie w systemie elektrociepłowni zastosowano w Politechnice w Monachium. Jest ona ogrzewana i chłodzona lokalną eksperymentalną elektrociepłownią opartą na turbinie gazowej pracującej w układzie Chenga. Całkowita moc układu generacja ciepła i mocy wynosi do 10 MW. Można ją w bardzo szerokim zakresie zmieniać. Układ Chenga oparty jest na zasadzie wtrysku pary wodnej generowanej w kotle odzysknicom do komory spalania turbiny gazowej za płomieniem z palników gazowych, ale przed wieńcem kierowniczym turbiny. Takie rozwiązanie pozwala na obniżenie temperatury płomienia za pomocą wtryskiwanej pary i poprzez to nie jest konieczne przekazanie znaczącej ilości energii mechanicznej uzyskanej na turbinie na sprężanie dodatkowej ilości powietrza w celu obniżenia temperatury płomienia. Prowadzi to do praktycznie dwukrotnego wzrostu generowanej mocy elektrycznej. Mimo że jest to mały układ, cena sprzedawanej energii elektrycznej z uwagi na bardzo dużą elastyczność systemu jest dwukrotnie wyższa niż cena standardowa. Podstawową ideą takiego systemu jest możliwość obniżenia ilości energii cieplnej koniecznej do ogrzewania budynków, a zwiększenia ilości generowanej energii elektrycznej. Budynki kampusu politechniki z uwagi na ich bez porównania większą bezwładność cieplną nie ostygną, a akumulacja energii elektrycznej na większą skalę jest niemożliwa. Systemy pozwalające na taką regulację są najbardziej pożądanymi rozwiązaniami w układach CHP. System ten jest opisany na stronie internetowej Politechniki w Monachium Wydział Budowy Maszyn, w katedrze kierowanej przez prof. Hartmuta Spliethoffa. BIBLIOGRAFIA [1] European Cogeneration Review A series of Country Reports on Cogeneration in European countries: Germany, COGEN Europe, Issue March [2] Petroleum Economist, August [3] Shale gas in Europe II, Gas To Power Journal, 26/11/2013. [4] Olaf Martins from Exon Mobil Germany: Shale Gas Revolution, Keynote lecture presented on 3rd Colloquium of the Munich School of Engineering, on 4th July [5] Gas To Power Journal, 06 November [6] Janny Larfeld: SGT700 and SGT800 fuel flexibility testing activities, ETN Symposium October 16 18, Bruksele [7] T. Dobski, R. Śefarski: Zagospodarowanie krajowych zasobów gazów niskokalorycznych badania i optymalizacja spalania gazów ziemnych niskokalorycznych w układach kogeneracyjnych opartych o turbiny gazowe i silniki tłokowe małych mocy, Grant finansowany przez NCBiR Nr /2010. PROF. DR HAB. INŻ. TOMASZ DOBSKI Politechnika Poznańska, Katedra Techniki Cieplnej, Laboratorium Technologii Gazowych. Prof. Władysław Mielczarski Program rozwoju kogeneracji w Polsce z 2010 r. zakładał prawie dwukrotny wzrost produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzaniu z ciepłem do 2020 r. Już dziś widać, że realizacja tego programu w zakładanych wielkościach jest mało prawdopodobna. Nie oznacza to jednak, że przed kogeneracją nie ma perspektyw rozwoju. Jest ona ważnym elementem dostarczania ciepła i energii elektrycznej przy dużym współczynniku wykorzystania paliwa, a także ważnym elementem ograniczenia tzw. niskich emisji, szczególnie w dużych miastach. Polityka klimatyczna Perspektywy dla kogeneracji Polityka klimatyczna jest skupiona głównie na redukcji emisji dwutlenku węgla z dużych instalacji energetycznych elektrowni i elektrociepłowni. System handlu emisjami mający na celu podniesienie kosztu energii elektrycznej poprzez obowiązek zakupu pozwoleń na emisje dotyczy tylko tzw. wysokich emisji, które w przypadku Polski stanowią blisko połowę całkowitych emisji. System ten nie zdał praktycznego egzaminu i zamiast spodziewanych cen pozwoleń na poziomie 40 euro/mg ceny te wahają się na poziomie 4 6 euro/mg. Podejmowane przez Komisję Europejską wysiłki mające na celu zwiększenie cen pozwoleń znane pod nazwą backloadingu nie przynoszą spodziewanych rezultatów. Pomimo że kryzys ekonomiczny spowodował pewne urealistycznienie postaw Komisji Europejskiej, należy się spodziewać, że polityka redukcji emisji, chociaż nie w tak ostrej formie jak obecnie, będzie kontynuowana po 2020 r. Obecnie Komisja Europejska pracuje nad propozycją nowych regulacji prawnych ograniczających emisje z mniejszych instalacji obejmujący bloki energetyczne powyżej 1 MW. Stopniowe zwracanie uwagi na ograniczenie tzw. niskich emisji w polityce energetycznej Unii Europejskiej jest szansą rozwoju kogeneracji. Niskie emisje Chyba w żadnym kraju Unii Europejskiej problem niskich emisji nie występuje tak dramatycznie jak w Polsce. Podróżując po kraju w zimowy dzień, można zobaczyć różnokolorowe dymy snujące się nad polskimi wsiami i małymi miastami. Te trujące emisje są skutkiem braku gazyfikacji, bardzo wysokich cen gazu i małego rozpowszechnienia kogeneracji, a także spalania różnego rodzaju odpadów. Podobnie, a czasem nawet gorzej, sytuacja wygląda w centrum niektórych, szczególnie starych, miast. Dyskusja o zakazie używania węgla w Krakowie i innych miastach Małopolski wskazuje, że problem ten jest coraz bardziej dostrzegalny. Paradoksalnie w zimę stosunkowo czyste powietrze jest w centrum Warszawy. Jest to wynikiem powszechnego korzystania z ciepła sieciowego, a także dosyć luźnej zabudowy w centrum. Kolejnym problemem są starzejące się instalacje cieplne w małych miastach i osiedlach wiejskich. Powinny być one wymienione i zastąpione urządzeniami do produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem produkującym energię z wykorzystanem gazu jako paliwa. Potrzebny byłby też rozwój sieci ciepłowniczych, nawet o niewielkiej skali

27 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO działania już istniejących jednostek wytwórczych. Dlatego wane jest na lata 2017/2018. Rynek mocy w formie zde- w Polsce, podobnie jak w wielu innych krajach Unii Euro- centralizowanej byłby szansą rozwoju kogeneracji. Jednak pejskiej, podjęto prace nad wprowadzeniem rynku mocy, dosyć bierna postawa sektora wskazuje, że raczej zosta- który byłby uzupełnieniem dla rynku energii. Jest to duża ną przyjęte rozwiązania niezbyt sprzyjające kogeneracji, szansa dla kogeneracji, szczególnie rozproszonej w przy- przynajmniej w sposób taki, w jaki mogłyby być, tworząc padku wprowadzenia zdecentralizowanego rynku mocy. szanse na rozwój tego sektora. Są w zasadzie dwa główne rozwiązania w zakresie rynków mocy. W pierwszym, scentralizowanym, operator systemu Gaz dla kogeneracji przesyłowego kupuje u dużych jednostek wytwórczych Niezależnie od chwilowych perturbacji na Ukrainie wskazu- (JWCD) zdolności wytwórcze skutkujące zobowiązaniem jących na konieczność niezależności energetycznej, global- oferowania mocy wytwórczych w ustalonych przez tego na sytuacja wskazuje na coraz większą dostępność gazu. operatora okresach, najczęściej dużego zapotrzebowa- Udostępnienie zasobów gazu przy użyciu technologii nie- nia na energię elektryczną. konwencjonalnych nie tylko zmniejsza ceny gazu, ale także W rynku takim uczestniczą głównie instalacje JWCD. Moż- zwiększa dostępność zasobów. Rozbudowa gazowych po- liwe jest częściowe uczestnictwo dużych jednostek koge- łączeń transgranicznych z Europą Zachodnią oraz budowa neracyjnych, pod warunkiem zakupu mocy dyspozycyjnej drugiego gazoportu w Gdańsku może w 100% uniezależnić w systemie miesięcznym lub wprowadzenie specjalnych Polskę od obecnego głównego dostawcy. Jestem jednak reguł zakupu od jednostek kogeneracyjnych w systemie przekonany, że nowe kontrakty na dostawę gazu rurocią- Rozwój sieci ciepłowniczych Systemy wsparcia dla kogeneracji rocznego rynku mocy. Innym rozwiązaniem jest instalowanie dodatkowych urządzeń w elektrociepłowniach gami ze wschodu po 2012 r. mogą być bardzo stabilne i po atrakcyjnych cenach. Liberalizacja energetyki skutkuje decentralizacją podej- Systemy wsparcia dla kogeneracji, tak zresztą jak dla odna- pozwalających na pracę w pseudokondensacji, ale nie Należy spodziewać się spadków cen gazu, niezależnie mowania decyzji co do rodzaju i sposobu dostarczania wialnych źródeł energii, powinny dotyczyć kosztów inwestycji. jest to rozwiązanie efektywne od strony ekonomicznej. od własnego wydobycia gazu z łupków, już w okresie energii cieplnej do nowych mieszkań i domów. Kierując się Zmniejszenie tych kosztów powinno być na tyle istotne, że Na zdecentralizowanym rynku mocy jednostki wytwór- 5 7 lat. Stwarza to szanse na rozwój kogeneracji nie tylko wyłącznie kryterium niskiego kosztu budowy, deweloperzy instalacje takie byłyby w stanie funkcjonować samodzielnie cze mogące oferować zdolności wytwórcze na potrzeby w małej skali, bo trudno sobie wyobrazić odbudowę sta- niechętnie przyłączają się do sieci ciepłowniczych, szcze- na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej, utrzymując operatora systemu przesyłowego otrzymują certyfikaty. rych instalacji ciepłowniczych w oparciu o węgiel, ale gólnie wtedy gdy przyłączenie wymaga rozbudowy sieci. przy tym konkurencyjne, do innych nośników, ceny ciepła. Dostawcy energii są zobowiązani do zakupu certyfikatów również dużych instalacji kogeneracyjnych. Trudno też Prowadzi to do instalacji małych indywidualnych pieców Wszystkie rodzaje wsparcia operacyjnego, takie jak gwa- mocy w ilości odpowiadającej maksymalnemu zapotrze- sobie wyobrazić w XXI w., w dużych miastach Europy, gazowych dostarczających ciepło do domów i mieszkań. rantowane taryfy (feed in tariffs) oraz certyfikaty różnych bowaniu ich odbiorców liczonemu z odpowiednim margi- hałdy węgla zalegające w centrum miast, jak w Warsza- Nie jest to efektywne ekonomicznie, a duże koszty użyt- kolorów, nie rozwiązują problemu, a konserwują obecny nie nesem rezerw, z reguły 14 15%, a w warunkach polskich wie na Żeraniu czy Siekierkach. kowania tych instalacji ponoszą właściciele domów czy najlepszy system, zniekształcając przy tym konkurencyjny 18%. Dostawcy energii zobowiązani do nabycia certyfi- Chociaż węgiel pozostanie głównym paliwem w dużych mieszkań. W skrajnych przypadkach prowadzi to do in- rynek energii elektrycznej. katów mogą podjąć różnego rodzaju działania: kupować systemowych jednostkach wytwórczych przez następne stalacji grzewczych pieców gazowych nawet w kuchniach W systemach rynkowych od lat stosuje się efektywne te certyfikaty w jednostkach wytwórczych, które je po lat, dostarczając ponad 50% energii elektrycznej, mieszkań budynków wielopiętrowych, gdzie odpowiedni systemy wsparcia dla różnego rodzaju technologii i nie siadają, w tym jednostkach dołączanych do sieci dystry- to kogeneracja będzie musiała przestawić się na gaz poziom wentylacji stoi często pod znakiem zapytania. tylko w energetyce. Jednak wsparcie to ma charakter bucyjnej, posiadać własne takie jednostki lub zmniejszyć w okresie najbliższych lat. Produkcja energii elek- Rozwój sieci ciepłowniczych, które są kosztowne w fazie zmniejszenia kosztu inwestycyjnego poprzez różnego zapotrzebowanie pobierane z systemu przesyłowego. trycznej z wysokosprawnej i niskoemisyjnej kogeneracji inwestycji, ale przynoszą długotrwałe korzyści, wymaga rodzaju granty, zwiększenie możliwości odliczeń podat- Zmniejszenie zapotrzebowania może zostać zrealizowa- gazowej może sięgnąć 30 35%. Aby to się stało, sektor dwóch intensywnych działań. Wprowadzenie regula- kowych, np % poniesionego kosztu, czy skróce- ne poprzez produkcję rozporoszoną, szczególnie w koge- powinien podjąć intensywne działania już dziś. cji prawnych nakładających bezwzględny obowiązek nie okresu amortyzacji. Tylko takie systemy mają szanse neracji, lub zmniejszenie zapotrzebowania szczytowego budowy scentralizowanych, w miarę możliwości, instala- być skuteczne w dłuższym okresie. przez odbiorców tzw. Demand Side Response. PROF. DR HAB. INŻ. WŁADYSŁAW MIELCZARSKI cji kogeneracyjnych i rozprowadzania ciepła za pomocą sieci ciepłowniczych. Wyjątki od tej reguły powinny być Rynek mocy szansa dla kogeneracji W chwili obecnej prowadzone są prace nad modelem rynku mocy, który, jak wskazuje spotkanie konsultacyj- Politechnika Łódzka, Instytut Elektroenergetyki. Posiada ponad 20 letnie doświadczenie w projektowaniu i wdrażaniu rynków energii w kraju dobrze uzasadnione. Drugim elementem jest wsparcie Wprowadzony w krajach Unii Europejskiej rynek tylko ne 3 marca 2014 r. w Ministerstwie Gospodarki, mógłby oraz za granicą, m.in. w latach w australijskim stanie Victoria i kana- dla budowy sieci i instalacji kogeneracyjnych, szczególnie w mniejszej skali. Wsparcie takie może pochodzić z funduszy NFOŚiGW zarówno na poziomie krajowym, jak i regionalnym. energii elektrycznej nie stwarza zachęt do inwestycji, a nawet w niektórych przypadkach, przy niskich cenach hurtowych energii elektrycznej, nie pozwala odzyskać kosztów ZDJĘCIE: 123RF znaleźć się w przygotowywanej Polityce energetycznej, a w drugiej połowie 2014 r. byłby przedstawiony do konsultacji z Komisją Europejską. Wdrożenie systemu plano- dyjskiej prowincji Ontario. W Polsce był dwukrotnie doradcą rządu odpowiadającym za wdrożenie rynku energii elektrycznej i konsolidację energetyki. W latach pełnił w Unii Europejskiej funkcję European Energy Coordinator

28 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Wysokoefektywne układy kogeneracji gazowej Rys. 1. Schemat układu BCHP wytwarzający ciepło, zimno i energię elektryczną (ABS absorber, P pompa roztworu bogatego, Z nawilżacz, WR warnik, KR kolumna rektyfikacyjna, SK skraplacz, ZD zawór dławiący, PZ przestrzeń ziębiona). SK WR ZD1 ZD2 P PR Prof. Janusz Skorek Jedną z możliwości technicznych i technologicznych popra- A Wprowadzenie Energię elektryczną i ciepło/zimno można produkować w ukła- wy wskaźników eksploatacyjnych układów CHP jest stosowanie trójgeneracji (produkcja energii elektrycznej, ciepła i chłodu) oraz stosowanie akumulacji ciepła w postaci za- PN W3 gaz dach roz dzielonych (tzn. w elektrowniach oraz ciepłowniach) i w układach kogeneracyjnych, tzw. CHP. Na świecie obserwuje się dynamiczny przyrost liczby i mocy tych układów, zwłaszcza z wykorzystaniem paliw gazowych. Coraz bardziej znaczący w tej grupie staje się udział układów CHP małej mocy sobników gorącej wody [1]. Gazowe układy trójgeneracyjne W wielu miejscach często występuje zapotrzebowanie na ciepło, zimno i energię elektryczną. Przy zastosowaniu nowo- PW Z W2 W1 komin WKO MTG wpisujących się w obszar energetyki rozproszonej. czesnych układów kogeneracyjnych zintegrowanych z urządzeniem chłodniczym możliwe jest wytwarzanie tych trzech PS WCHP Za stosowaniem zasilanych paliwami gazowymi układów CHP przemawia wiele przesłanek, wśród których do najważniej- nośników energii w pojedynczym układzie. Proces konwersji energii chemicznej paliwa jednocześnie do postaci ciepła, Powietrze szych można zaliczyć: zimna i energii elektrycznej nazywany jest trójgeneracją. mi bromolitowymi są stosowane do produkcji chłodnej wody Przykład przemysłowego (Kopalnia Pniówek) układu trójgenera- wysokie sprawności energetyczne urządzeń i bardzo małe Układy trójgeneracyjne zwykle budowane są w oparciu o silni- dla technologii przemysłowych oraz w budynkach jako tzw. cyjnego zbudowanego w oparciu o gazowy silnik tłokowy zasi- wskaźniki emisji, ki spalinowe tłokowe lub turbiny gazowe i ziębiarki absorpcyj- układy BCHP (Building Cooling Heat and Power) do wytwa- lany gazem kopalnianym i chłodziarki absorpcyjne przedstawia postęp techniczny w budowie urządzeń wytwórczych (gazowe ne zasilane spalinami, parą wodną lub gorącą wodą. Najniższe rzania energii elektrycznej oraz nośników ciepła i zimna dla rys. 2. Po stronie chłodniczej zadaniem układu jest dochładza- silniki tłokowe, turbiny gazowe, mikroturbiny gazowe), temperatury gorącej wody, spotykane w rzeczywistych urządze- potrzeb ogrzewania i klimatyzacji [2]. Są to zwykle układy nie powietrza wentylacyjnego dla części podziemnej kopalni. małe rozmiary (małe zapotrzebowanie terenu), niach, są na poziomie 70 C. W pewnych przypadkach celowe małych mocy budowane w oparciu o tłokowe silniki spalino- Zasadniczo budowa układów CHP z chłodziarkami absorpcyj- optymalne dopasowanie układu do potrzeb odbiorcy. może być zastosowanie oprócz chłodziarek absorpcyjnych także we, mikroturbiny oraz ogniwa paliwowe. nymi ma sens ekonomiczny w przypadku zasilania chłodziarek Wszystkie wymienione przesłanki przemawiają za rozwojem chłodziarek sprężarkowych parowych (na przykład jako chłod- Ziębiarki amoniakalne znajdują zastosowanie głównie w układach tanim ciepłem odpadowym. Wynika to z faktu, że przy stosun- kogeneracji gazowej. Należy jednak podkreślić, że o podję- nicze urządzenie szczytowe lub rezerwowe) [2]. przemysłowych, gdzie wymagane są temperatury wytwarzanego kowo niskich temperaturach odparowania czynnika efektyw- ciu ostatecznej decyzji inwestycyjnej i o wyborze konkretnej W układach trójgeneracyjnych najbardziej rozpowszechnione czynnika poniżej 0ºC. Przy zastosowaniu ziębiarek amoniakalnych ność alternatywnych chłodziarek sprężarkowych jest znacznie konfiguracji układu musi zdecydować rachunek ekonomiczny. są zasilane ciepłem chłodziarki absorpcyjne. W stosunku do możliwe jest głębokie mrożenie do temperatury nawet -60ºC. wyższa od absorpcyjnych. W takim wypadku dla uzyskania Jednym z bardzo istotnych czynników mających wpływ na sprężarkowych zapotrzebowanie na moc elektryczną występuje Schemat układu BCHP przedstawiono na rys. 1. Układ zbu- opłacalności układu absorpcyjnego stosunek jednostkowej efektywność ekonomiczną układu CHP jest stopień wykorzy- w nich prawie wyłącznie do napędu pomp. Zużycie energii elek- dowano opierając się na mikroturbinie, wodnym kotle odzy- ceny energii elektrycznej do jednostkowej ceny ciepła musi stania nominalnej mocy cieplnej. W warunkach dużej zmienno- trycznej jest więc znacznie mniejsze aniżeli w układzie sprężar- skowym i chłodziarce absorpcyjnej bromolitowej. Zimna woda być wysoki (rzędu 8 10) [1]. ści sezonowej lub/i dobowej zapotrzebowania na moc cieplną (a w tym chłodniczą) u odbiorców, dobór odpowiedniej konfiguracji i mocy modułu CHP może mieć kluczowe znaczenie dla uzyskania korzystnych wskaźników energetycznych, a zwłasz- kowym o tej samej mocy chłodniczej. Okupione jest to jednak zdecydowanie większymi rozmiarami chłodziarki absorpcyjnej, m.in. z uwagi na bardzo rozbudowany układ wymienników ciepła. W praktyce najczęściej stosowane są chłodziarki absorpcyjne wytwarzana w urządzeniu chłodniczym zasila chłodnicę centrali klimatyzacyjnej lub też wymiennik chłodzenia powietrza dolotowego do sprężarki. Układ charakteryzuje się dużą elastycznością w dopasowaniu do w cyklu dobowym obciążenia Stosowanie akumulacji ciepła w układach CHP Poprawę efektywności energetycznej (a także ekonomicznej) cza ekonomicznych. bromolitowe oraz amoniakalne. Układy CHP z chłodziarka- elektrycznego, cieplnego i chłodniczego w budynku. układu CHP (zwłaszcza w zastosowaniach komunalnych: bu

29 CIEPŁOWNICTWO CIEPŁOWNICTWO Rys. 2. Schemat układu trójgeneracyjnego w Kopalni Pniówek (WC1, WC2, WC3, WC4 wymienniki ciepła układu CHP, TS turbosprężarka, CHW chłodnica wentylatorowa, CHA1, CHA2 chłodziarki absorpcyjne, CHS chłodziarka sprężarkowa) Rys. 3. Schemat układu trójgeneracyjnego z zasobnikiem gorącej wody (B kocioł gazowy, CHP moduł CHP, HA zasobnik gorącej wody, ABS chłodziarka absorpcyjna). spaliny C WC4 Sieć energetyczna szyna... kv TS Gaz Powietrze C C WC3 WC1.../0,4 kv CT Szyna odbiorcza 0,4 kv Silnik G EL Szyna lokalna 0,4 kv B 95 0 C 70 0 C WC2 CHW B HA CHP HL SK W CHA1: 1200 kw A SK W A ZD SK CHS 1140 kw S Energia elektryczna Gaz ziemny ABS CL Odbiorca końcowy ZD ZD P P P 18 0 C 14,5 0 C 4,5 0 C 1,5 0 C Do układu centralnej klimaryzacji kopalni VC dynki, biura itp.) można w wielu przypadkach uzyskać poprzez na moc cieplną w ciągu doby, przy jednocześnie stosunkowo uniknięcia zakupu drogiej (np. szczytowej) energii elektrycznej Tam gdzie występuje duża zmienność dobowa zapotrzebowa- stosowanie akumulacji ciepła. Stosowanie zasobników ciepła niskim poziomie mocy średniej. Przykładowy schemat układu z sieci. W takim przypadku układ pracuje w okresie, gdy ener- nia na moc cieplną (np. w ciepłej wodzie użytkowej czy gorącej umożliwia lepsze dostosowanie produkcji do zapotrzebowa- trójgeneracyjnego zintegrowanego z zasobnikiem gorącej gia elektryczna jest droga, natomiast w okresie niższej ceny wodzie technologicznej), celowe jest stosowanie w układach nia na moc cieplną w sytuacjach, gdy występują okresowe, wody i chłodziarką absorpcyjną przedstawiono na rys. 3. zakupu elektryczności układ jest wyłączony. Takie rozwiązanie CHP zasobników gorącej wody (akumulatorów ciepła). Dzięki tzn. przesunięte w czasie, nadwyżki i niedobory w produkcji Podstawowe korzyści wynikające z zastosowania akumulacji powoduje jednak niedopasowanie do siebie produkcji ciepła pracy zasobnika możliwe jest zmniejszenie ilości ciepła rozpra- ciepła z modułu CHP. Akumulację ciepła w małej skali stosuje ciepła są następujące: i zapotrzebowania na moc cieplną. Stąd też celowe może być szanego z modułu CHP do otoczenia i zmniejszenie ilości paliwa się przede wszystkim do wyrównywania produkcji i zapotrze- zwiększa się stopień wykorzystania energii chemicznej paliwa zastosowanie zasobników ciepła w celu ograniczenia zuży- spalanego w kotłach rezerwowo-szczytowych, co przyczynia bowania na moc cieplną w skali dobowej. (zmniejsza się ilość ciepła wyprowadzanego do otoczenia cia paliwa w kotłach rezerwowo szczytowych. Dzięki zasto- się do zwiększenia efektywności kogeneracji i poprawy efek- W typowych zastosowaniach komunalnych do akumulacji z modułu CHP), sowaniu zasobnika można uniknąć ewentualnej konieczności tów ekonomicznych. ciepła w małych układach CHP wykorzystuje się najczęściej zasobniki gorącej wody. Zastosowanie zasobnika ciepła umożliwia akumulację nadwyżek produkowanego ciepła, przechowanie go przez pewien okres w zasobniku, a następnie wykorzystanie w okresie, gdy produkcja ciepła w module kogeneracyjnym jest mniejsza niż zapotrzebowanie. Umożliwia to zmniejszenie strat ciepła z układu, zwłaszcza podczas zmniejsza się zużycie paliwa w kotłach rezerwowo szczytowych, zwiększa się zdolność systemu do wytwarzania ciepła (szczytowe zapotrzebowanie cieplne jest pokrywane przez zasobnik, co umożliwia instalowanie układów o mniejszej mocy), unika się pracy układu przy obciążeniu częściowym modułu CHP, co pozwala zwiększyć średnią sprawność wytwarza- pracy modułu CHP pod niepełnym obciążeniem elektrycznym. Wnioski W przypadku gdy u odbiorców występuje zapotrzebowanie na ciepło oraz chłód (zwłaszcza przemienne), zastosowanie trójgeneracji opartej na chłodziarkach absorpcyjnych przyczynia się zazwyczaj do bardziej efektywnego wykorzystania energii BIBLIOGRAFIA [1] Skorek J., Kalina J.: Gazowe układy kogeneracyjne. WNT. Warszawa 2005 [2] Energy Efficiency Improvement Through the Use of CHP in Buildings. U.S. Department of Energy; Raport DOE/EE-0239; October [3] Skorek J.: Ocena efektywności energetycznej i ekonomicznej gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy. Wydawnictwo pracy modułu CHP pełną mocą elektryczną. nia energii elektrycznej w układzie oraz obniżyć jednostkowe chemicznej paliw zużywanego w module CHP. Z uwagi jednak Politechniki Śląskiej, Gliwice Stosowanie zasobników ciepła jest wręcz nieodzowne w przy- koszty produkcji energii. na fakt, że na ostateczne wskaźniki efektywności energetycz- padku zasilania budynków mieszkalnych w ciepłą wodę użyt- Stosowanie akumulacji zasobników ciepła może być też uza- nej wpływa wiele czynników, o ostatecznej konfiguracji układu PROF. DR HAB. INŻ. JANUSZ SKOREK kową. Powodem jest bardzo silna zmienność zapotrzebowania sadnione w przypadkach, gdy moduł CHP instaluje się w celu i jego parametrach powinna decydować analiza optymalizacyjna. Politechnika Śląska, Instytut Techniki Cieplnej

30 ZDJĘCIE: 123RF GAZOWNICTWO

31 GAZOWNICTWO GAZOWNICTWO W kierunku konkurencyjnego rynku gazu handlu gazem ziemnym pozwoli na zmianę struktury rynku gazu ze zmonopolizowanej w docelowo rynek w pełni konkurencyjny. Wprowadzenie obowiązku publicznej sprzedaży gazu stwarza także warunki do utworzenia hurtowego rynku gazu ziemnego, charakteryzującego się wysoką transparentnością transakcji zawieranych na giełdzie towarowej. Dzięki temu podmioty sprowadzające gaz ziemny z zagranicy bądź wydobywające to paliwo ze złóż krajowych będą oferowały go wszystkim zainteresowanym uczestnikom rynku na niedyskryminacyjnych zasadach. Warto również zwrócić uwagę, że udostępnienie gazu na giełdach towarowych dodatkowo wzmacnia pozycję odbiorcy na rynku, dając mu możliwość skorzystania z prawa do zmiany sprzedawcy. Jednak aby stworzyć prawdziwie konkurencyjny rynek gazu, wysiłki regulatora i ustawodawcy nie wystarczą. My możemy stworzyć tylko warunki i mechanizmy wspierające oraz umożliwiające rozwój rynku. Konieczna jest jednak przede wszystkim wola działania i aktywność sprzedawców. MACIEJ BANDO Wiceprezes Urzędu Regulacji Energetyki, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej oraz studiów podyplomowych biznesu i zarządzania. W latach związany z Polską Grupą Energetyczną, (m.in. wiceprezes Zarządu Elektrowni Szczytowo Pompowych (obecnie PGE Energia Odnawialna). Maciej Bando Prezes Urzędu Regulacji Energetyki podejmuje szereg działań nakierowanych na promowanie efektywnych mechanizmów wolnego rynku m.in. w zakresie obrotu gazem ziemnym. Prowadzone konsekwentnie przez regulatora, wespół z ustawodawcą, działania doprowadziły m.in. do zapoczątkowania procesu liberalizacji rynku gazu ziemnego, a zatem do powstania warunków umożliwiających rozwój faktycznej konkurencji w obrocie gazem. Dokumentem, w którym regulator określił pożądane kierunki działań, jest Mapa drogowa uwolnienia cen gazu ziemnego, która powstała w wyniku prac powołanego przez Ministra Gospodarki Zespołu Doradczego ds. związanych z liberalizacją rynku gazu i stanowi jednocześnie realizację działań określonych w Polityce energetycznej Polski do 2030 r. Mapa drogowa to pakiet działań ukierunkowanych na promowanie i zwiększenie konkurencji na krajowym rynku gazu ziemnego, których realizacja pozwoli na rozwój transparentnego rynku hurtowego oraz mechanizmów zmiany sprzedawcy na rynku detalicznym. Priorytetowe działania wyznaczone w tym dokumencie zostały w dużej mierze zrealizowane poprzez wprowadzenie zmian w zatwierdzanych w ostatnim czasie przez regulatora instrukcjach ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnych i sieci przesyłowej. Zmiany te uwzględniały zapisy zawarte w III pakiecie energetycznym oraz zasady funkcjonowania systemu wypracowane przez europejskich operatorów sieci przesyłowych gazu (ENTSOG). Instrukcja przesyłowa wprowadziła nowy ład organizacyjny do krajowego rynku gazu, w szczególności wirtualny punkt obrotu gazem, który umoż- liwił współpracę operatora z giełdą towarową. Dało to z kolei podstawę, z jednej strony, do podjęcia przez Prezesa URE decyzji o zwolnieniu sprzedaży gazu ziemnego, realizowanej na towarowej giełdzie, z obowiązku stosowania zatwierdzonych taryf oraz, z drugiej strony, do uruchomienia w grudniu 2012 r. giełdy gazu. Natomiast zmiany w instrukcjach dystrybutorów dotyczyły przede wszystkim standaryzacji umów i dokumentów związanych ze zmianą sprzedawcy poprzez wypracowanie jednolitego formularza zgłoszenia zmiany sprzedawcy do operatora sieci dystrybucyjnej. Zasadniczym celem wdrożenia proponowanego w Mapie programu działań jest osiągnięcie zmiany struktury podmiotowej na rynku gazu, a tym samym wykreowanie publicznego obrotu tym paliwem i w efekcie uwolnienie cen dla odbiorców. Należy mieć na uwadze, że cele i priorytety określone w Mapie stanowią swoisty drogowskaz dla działań podejmowanych przez przedsiębiorstwa gazowe, ale także mają charakter uniwersalny z punktu widzenia decyzji w sprawie zatwierdzania taryf. W sukurs proliberalizacyjnym działaniom regulatora przyszedł ustawodawca. Spośród wielu istotnych rozwiązań zawartych w ostatniej nowelizacji ustawy Prawo energetyczne, która weszła w życie we wrześniu ubiegłego roku, fundamentalne znaczenie mają regulacje umożliwiające rozwój konkurencyjnego rynku gazu, w tym przede wszystkim wprowadzenie obliga giełdowego. W świetle nowych przepisów nałożenie obowiązku obrotu paliwami gazowymi za pośrednictwem giełd towarowych rozumiane jako narzędzie gwarantujące transparentne zasady ZDJĘCIE: 123RF 60 61

32 GAZOWNICTWO GAZOWNICTWO Stalowa Wola, Pruszków, Żerań, Siekierki Inwestycje kogeneracji gazowej PGNiG TERMIKA Stefan Zaraś, Jerzy Loch ZDJĘCIE: PGNIG TERMIKA

33 GAZOWNICTWO GAZOWNICTWO TERMIKA w Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG stała się ten wskaźnik przekracza. Technologia równoczesnego wytwa- Centrum Kompetencji w obszarze energetyki. Zaczęła też rzania ciepła i prądu elektrycznego z jednego strumienia pary jest poszerzać swój dotychczasowy model biznesowy oparty wysoce proekologiczna, bo oszczędza surowce. Gaz ma dodat- na wykorzystaniu węgla i biomasy o technologie gazowe. kową zaletę jest paliwem znacznie czystszym od węgla. Stąd Decyzja była poprzedzona wnikliwymi analizami i bada- decyzja, by sięgnąć po instalacje gazowe. Oczywiście bardzo niami, które wykazały, że kogeneracja gazowa ma przed ważnym czynnikiem wpływającym na podjęcie takiej decyzji jest sobą przyszłość. też fakt, że PGNiG jest dysponentem dużych ilości gazu oraz W energetyce wskaźniki sprawności kształtują się na poziomie posiada specjalistów w tej dziedzinie i możemy korzystać z ich 40%. Znaczy to, że prawie dwie trzecie paliwa jest marnotra- kompetencji. Łącząc wiedzę ciepłowników i gazowników, uzy- wione. W przypadku kogeneracji wskaźnik sprawności osiąga skujemy znakomity efekt synergii. Niedawno podpisane zostały 85%, a przy poszerzeniu procesu o wytwarzanie chłodu nawet umowy ze spółkami z Grupy Kapitałowej PGNiG: pierwsza z wrocławską spółką Gazoprojekt, której zlecono opracowanie koncepcji doprowadzenia gazu ziemnego do Elektrociepłowni Sie- Turbina gazowa Moc na zaciskach generatora ok. 300 MWe (maks 311,9 MWe) Sprawność 38 39% Strumień spalin do turbiny ok. 670 kg/s Temperatura spalin ok. 580 o C na wylocie z turbiny Stopień sprężenia 18 System rozruchowy generator pełni rolę silnika rozruchowego Kocioł odzyskowy Temperatura spalin ok. 580 o C na wlocie do kotła Temperatura spalin na wylocie z kotła Turbina parowa Moc na zaciskach generatora Para WP (na wyjściu z kotła) Para SP (na wyjściu z kotła) Para NP (na wyjściu z kotła) Przepływ wody chłodzącej na potrzeby BGP Blok gazowo parowy Średnia sprawność bloku brutto (w pracy kondensacyjne) Średnia sprawność bloku brutto (w układzie kondensacyjno ciepłowniczym) Moc potrzeb własnych Osiągalna moc elektryczna w pracy kondensacyjnej ok. 90 o C ( o C) ok. 150 MWe (maks 159 MWe) 540 o C; 12,5 MPa; 260 t/h 540 o C; 2,8 MPa; 300 t/h 290 o C; 0,35 MPa; 50 t/h ok t/h ok. 58% ok. 69% ok. 7,5 MWe ok. 450 MWe Osiągalna sprawność bloku ok. 82% Paliwo Gaz ziemny wysokometanowy GZ 50 Zużycie paliwa podstawowego ok Nm 3 (maks Nm 3 ) kierki, co jest warunkiem wybudowania tam w latach bloku gazowo parowego o mocy ok. 400 MW; druga to umowa z Polską Spółką Gazownictwa o przyłączenie elektrociepłowni w Pruszkowie i na Żeraniu do sieci gazowej. Po uruchomieniu tam bloków gazowo parowych dostawcą paliwa będzie PGNIG. Program inwestycyjny idzie więc przede wszystkim w tym kierunku. Korzystanie z gazu obok walorów ekologicznych i efektywnościowych pozwoli ponadto zróżnicować portfel wykorzystywanych paliw, a przez to zwiększyć bezpieczeństwo dostaw ciepła dla odbiorców. Elektrownia Stalowa Wola Największym przedsięwzięciem jest budowa Elektrociepłowni w Stalowej Woli, która jest obecnie największą inwestycją kogeneracji gazowej w Polsce. 50% akcji Spółki jest w posiadaniu PGNiG Termika, a druga połowa należy do spółki Tauron Wytwarzanie. Nowy blok gazowo parowy o mocy 450 MWe i 240 MWt zastąpi docelowo przestarzałe urządzenia działające do tej pory w obiekcie położonym opodal. Elektrociepłownia będzie produkowała rocznie 3000 GWh energii elektrycznej i spalała ok. 600 mln m 3 gazu ziemnego wysokometanowego, tj. ok. 5% krajowego zapotrzebowania na to paliwo. Będzie dostarczała ciepło dla miast Stalowa Wola i Nisko oraz do położonych w ich rejonie przedsiębiorstw przemysłowych, a ponadto zasili w energię elektryczną Krajowy System Elektroenergetyczny. Inwestycja będzie kosztowała ok. 1,5 mld zł, z czego 25% to środki własne, a 75% pochodzi z kredytów banków: EBI, EBOiR oraz Pekao SA. Jest realizowana w formule project finance przez hiszpańską firmę Abener Energia SA, która zwyciężyła w przetargu publicznym. Kontrakt przewiduje też 12 letnią umowę serwisową. Instalacja charakteryzuje się niskimi emisjami środowiskowymi. ZDJĘCIE: PGNIG TERMIKA Przewiduje się, że przekazanie do eksploatacji nastąpi za rok, 26 czerwca 2015 roku. Wszystkie niezbędne urządzenia są już zamówione, a niektóre dotarły nawet na plac budowy. Zostały już zawarte wieloletnie umowy zapewniające dostawy gazu, podpisano też kontrakt na sprzedaż wytworzonej energii elektrycznej. Wielkie gabarytowo konstrukcje płyną do Stalowej Woli Wisłą, barkami pod prąd rzeki. Wśród transportowanych elementów są części kotła odzyskowego, stojan turbiny gazowej, generator. Części te ważą od 200 do 300 ton. Są bardzo duże, a przede wszystkim długie i możliwe do przewiezienia jedynie transportem rzecznym. Dostawa dla Elektrociepłowni Stalowa Wola realizowana jest z wykorzystaniem 12 barek (pontonów) i 9 statków. Jeśli warunki pozwolą, zakłada się, że transport dopłynie Wisłą i Sanem pod samą elektrociepłownię. Oznaczałoby to sporą oszczędność kosztów oraz uniknięcie dodatkowego przeładunku z barek na samochody, jak również problemów z adaptacją dróg w postaci usuwania znaków drogowych, profilowania zakrętów, zmiany organizacji ruchu itp. Montaż turbiny gazowo parowej potrwa rok, rozruch regulacyjny potrwa rok. W tabeli parametry techniczne najważniejszych urządzeń. Turbina gazowa jednowałowa składa się z wielostopniowej osiowej sprężarki oraz wielostopniowej turbiny. Powietrze i gaz zostają spalone w komorze spalania za pomocą palników niskoemisyjnych, po czym spaliny kierowane są do turbiny gazowej, gdzie następuje zamiana entalpii spalin na energię mechaniczną. Następnie przepracowane w turbinie gazowej spaliny o temperaturze ok. 580 o C zostają doprowadzone do kotła odzyskowego o poziomym układzie przepływu spalin, gdzie omywając powierzchnie ogrzewalne, oddadzą dalszą część swojej energii. Spaliny jako ostatnią powierzchnię ogrzewalną omywać będą podgrzewacz wody sieciowej (grzewczej), po czym zostaną odprowadzone do komina. W kotle odzyskowym produkowane będą trzy strumienie pary: para wysokoprężna, para średnioprężna i wtórnie przegrzana, para niskoprężna. Para wysokoprężna z kotła odzyskowego zostanie skierowana do części WP turbiny parowej. Z wylotu części WP turbiny para przepracowana trafi z powrotem do kotła odzyskowego, gdzie nastąpi jej podgrzanie. W kotle nastąpi również połączenie strumieni pary średnioprężnej i wtórnie przegrzanej. Połączone strumienie pary z kotła zostaną skierowane do części SP turbiny parowej. Do ostatnich stopni części SP turbiny parowej zostanie dostarczona z kotła również para niskoprężna. Po przepracowaniu w części SP 64 65

34 GAZOWNICTWO GAZOWNICTWO strumień pary zostanie dostarczony poprzez przelotnię (rurociąg komunikacyjny) do części NP turbiny parowej. Z wylotu NP turbiny rozprężona para odebrana zostanie przez kondensator, gdzie nastąpi jej skroplenie. W celu schłodzenia pary w kondensatorze oraz chłodzenia urządzeń pomocniczych bloku zostanie doprowadzona woda chłodząca z rzeki San. Turbozespół parowy wyposażony będzie w cztery wymienniki ciepłownicze zasilane parą upustową, przy czym dwa wymienniki pracować będą na potrzeby układu PEC, a dwa na potrzeby układu ciepłowniczego Enesty. Energia elektryczna będzie produkowana przez dwa generatory sprzęgnięte z turbinami, a następnie poprzez transformatory blokowe wyprowadzona do systemu. Blok gazowo parowy (BGP) w Elektrociepłowni Żerań Blok gazowo parowy (BGP) to największa i jedna z najważniejszych inwestycji, planowanych przez PGNiG TERMI- KA na najbliższe lata. Oddanie do eksploatacji planowane jest w I kwartale roku Instalacja będzie wzniesiona na terenie Elektrociepłowni Żerań. Głównymi elementami BGP będą turbina gazowa, kocioł odzysknicowy i turbina parowa, w których to nastąpi przemiana energii chemicznej gazu ziemnego w ciepło i energię elektryczną. Nowy BGP będzie produkował rocznie ok. 6 mln GJ ciepła, co stanowi ok. 15% zapotrzebowania na ciepło całego m.st. Warszawy (źródło: Ponadto BGP wyprodukuje w wysokosprawnej kogeneracji ponad 3 mln MWh energii elektrycznej, co odpowiada rocznemu zużyciu energii elektrycznej przez ok. 1,2 mln gospodarstw domowych (model 4 osobowy, źródło: Bałtycka Agencja Poszanowania Energii). Zużycie gazu ziemnego wyniesie ok. 0,6 mld m 3 co będzie stanowić ok. 5% krajowego zapotrzebowania na błękitne paliwo. Blok gazowo parowy zastąpi wyeksploatowane urządzenia EC Żerań i będzie spełniał przyszłe wymagania w zakresie standardów emisyjnych wynikające z dyrektywy o emisjach przemysłowych (tzw. dyrektywy IED). Pojawienie się nowego źródła energii elektrycznej w polskim systemie elektroenergetycznym wzmocni rozwój sektora energetyki. Taka inwestycja PGNiG TERMIKA jest odpowiedzią na oczekiwany niedostatek mocy w systemie w kontekście spodziewanego wzrostu rozwoju polskiej gospodarki (przewidywanego w najbliższych latach na poziomie 2 3%). Ministerstwo Gospodarki zakłada bowiem, że po wyłączeniu ZDJĘCIE: PGNIG TERMIKA w najbliższych latach starych jednostek o łącznej mocy ok. 6,5 tys. MW, w kolejnych latach mogą pojawić się deficyty energii. Realizacja BGP w Elektrociepłowni Żerań stanowi wartość dodaną dla Grupy Kapitałowej Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (GK PGNiG). Jego budowa jest ważnym elementem wpisującym się w rozwój krajowego potencjału przyjaznych dla środowiska mocy wytwórczych. BGP będzie też stanowił ważny krok dla GK PGNiG w ramach realizacji długoterminowej strategii polegającej m.in. na zwiększaniu skali działań w zakresie rozwoju segmentu energetycznego. Modernizacja Elektrociepłowni Pruszków Rozpoczęte zostały prace nad modernizacją liczącej 100 lat Elektrociepłowni Pruszków. Już za dwa lata uzyska ona nowe oblicze, której sercem będą nowoczesne układy kogeneracyjne oparte na silnikach gazowych oraz nowa kotłownia gazowo olejowa. Moc układu kogeneracyjnego wynosić będzie ok. 10 MWe i 10 MWt. W perspektywie planuje się rozbudowę zakładu o kolejne silniki gazowe. Zmodernizowane zostaną również istniejące kotły węglowe, do których dobudowane zostaną instalacje oczyszczania spalin tj. odsiarczanie, odazotowanie i odpylanie. Pierwsze prace budowlane ruszą jeszcze w 2014 roku, a zakończenie inwestycji planowane jest na I połowę 2016 roku. Przebudowa zakładu będzie prowadzona w sposób niepowodujący zakłóceń w dostawach ciepła dla odbiorców korzystających z ciepła sieciowego zakładu. W przyszłości Siekierki Na lata planuje się budowę w Elektrociepłowni Siekierki instalacji podobnej jak w Stalowej Woli, tzn. bloku gazowo parowego o mocy ok. 400 MWe. Prace studialne i koncepcyjne już ruszyły. Przedsięwzięcie nie jest proste, gdyż najpierw trzeba doprowadzić do Siekierek gaz. W chwili obecnej wykonywane są koncepcja oraz studium wykonalności doprowadzenia gazu ziemnego do Elektrociepłowni Siekierki. Prace koncepcyjne nad optymalnym sposobem doprowadzenia gazu do Siekierek rozpoczął Gazoprojekt. Wyniki prac będą znane pod koniec tego roku. STEFAN ZARAŚ PGNiG TERMIKA, pełnomocnik ds. Elektrociepłowni Stalowa Wola, poprzednio m.in. dyr. Zakładu Elektrociepłowni Żerań i Żródła Lokalne. JERZY LOCH PGNiG TERMIKA

35 ZDJĘCIE: 123RF ELEKTROENERGETYKA

36 ELEKTROENERGETYKA ELEKTROENERGETYKA World Energy Outlook 2013 Streszczenie Raportu Międzynarodowej Agencji Energetycznej Karol Manys światowy popyt o jedną trzecią w górę ( ). Chiny staną się wkrótce największym importerem ropy naftowej na świecie, Wiele z utrwalonych zasad sektora energetycznego pod- a Indie po 2020 roku osiągną status największego importe- lega obecnie zmianie można przeczytać w streszcze- ra węgla można przeczytać w raporcie. Autorzy dodają niu najnowszego raportu, jaki przygotowany został przez przy tym, że Stany Zjednoczone zmierzają z kolei stopnio- Międzynarodową Agencję Energetyczną (MAE) i przetłu- wo ku zaspokojeniu wszystkich swoich potrzeb energetycz- maczony dzięki współpracy z Ministerstwem Gospodarki nych w 2035 roku ze źródeł wewnętrznych. Co doprowadzi na język polski. Raport ten zawiera prognozy dla wszyst- w konsekwencji do reorganizacji handlu energią z basenu kich źródeł energii, regionów i sektorów do 2035 roku. Co Oceanu Atlantyckiego do regionu Azji i Pacyfiku. w nim można przeczytać? Dokument zwraca przy tym uwagę, że sektor energii Autorzy zwracają m.in. uwagę, że wzrost znaczenia ropy będzie kluczowy dla osiągnięcia celów klimatycznych, i gazu ze źródeł niekonwencjonalnych oraz odnawialnych gdyż jest on źródłem dwóch trzecich globalnych emisji źródeł energii zmienia dotychczasowy sposób rozumienia gazów cieplarnianych. bilansu zasobów energii na świecie. Świadomość dynami- W naszym głównym scenariuszu emisje CO 2 z sekto- wysokich cen energii na gospodarkę poprzez promocję zapewnienia przez niego wystarczającego poziomu inwe- ki rozwoju rynków energetycznych jest zaś kluczowa dla ra energetycznego wzrastają o 20 proc. do 2035 roku, bardziej efektywnych, konkurencyjnych i połączonych stycji oraz długoterminowego bezpieczeństwa dostaw. osób podejmujących decyzje, które próbują pogodzić cele pomimo uwzględnienia wpływu już zapowiedzianych rynków energetycznych. Efektywność energetyczna znów W raporcie można przy tym przeczytać, że choć warunki gospodarcze, energetyczne i środowiskowe. przez rządy środków zmierzających do poprawy efek- znajduje się zaś w centrum uwagi, co powinno przynieść rynkowe będą się znacząco różnić w poszczególnych re- Ci, którzy poprawnie przewidzą rozwój globalnego sek- tywności energetycznej, wspierania OZE, ograniczenia pozytywne efekty sięgające daleko poza poprawę kon- gionach świata, to uniwersalność i mniejsza szkodliwość tora energii, mogą uzyskać przewagę, natomiast ci, którzy subsydiowania paliw kopalnych i wprowadzenia opłat za kurencyjności. dla środowiska w porównaniu z innymi paliwami kopalnymi nie zdołają, ryzykują podjęcie niewłaściwych decyzji stra- emisje w niektórych wypadkach podkreślają autorzy. Sektor elektroenergetyczny dostosowuje się do nowego stawiają gaz ziemny na uprzywilejowanej pozycji w dłuż- tegicznych i inwestycyjnych piszą autorzy. Nie koncentrują się jednak wyłącznie na aspektach zwią- życia z energią wiatrowa i słoneczną to jedna z konklu- szej perspektywie. Tymczasem w Unii Europejskiej popyt Dlatego też obecna edycja World Energy Outlook analizu- zanych z redukcją emisji i ochroną klimatu. Piszą również zji World Energy Outlook na gaz ziemny z trudem powróci do poziomu z 2010 roku, je konsekwencje podjęcia określonych decyzji na kierunki o energii jako czynniku konkurencyjności. Duże różnice OZE odpowiadać będą niemal za połowę globalnego gdyż pozostanie pod presją rosnącego udziału OZE oraz rozwoju energii oraz klimatu do 2035 roku, dostarczając w regionalnych cenach energii wywołały debatę o roli przyrostu produkcji energii elektrycznej do 2035 roku, słabej pozycji konkurencyjnej w sektorze elektroenerge- spostrzeżenia, które mogą być pomocne dla decydentów energii w pobudzaniu lub hamowaniu wzrostu gospo- przy czym zmienne źródła OZE, takie jak energia wia- tycznym w porównaniu z węglem podsumowuje raport. branży energetycznej oraz osobom, które są zainteresowa- darczego zwracają uwagę. trowa i słoneczna, stanowić będą 45 proc. tego wzrostu Więcej informacji można znaleźć pod adresem: ne, by zrozumieć szybko zmieniający się świat energetyczny. Zdaniem autorów raportu, różnice w cenach energii będą piszą autorzy. Od razu zauważają przy tym: Rosnący Punkt ciężkości w zakresie konsumpcji energii przesuwa się zdecydowanie do wschodzących gospodarek, a zwłaszcza gospodarek Chin, Indii i Bliskiego Wschodu, które windują oddziaływać na konkurencyjność przemysłu, a także będą wpływać na decyzje inwestycyjne i strategie przedsiębiorców. Przy czym kraje mogą ograniczyć wpływ ZDJĘCIE: 123RF udział zmiennych źródeł OZE będzie wyzwaniem dla sektora energetycznego i spowoduje podnoszenie fundamentalnych pytań dotyczących konstrukcji rynku, możliwości Opracowano na podstawie polskiego tłumaczenia World Energy Outlook

37 ELEKTROENERGETYKA ELEKTROENERGETYKA Polityka energetyczna jako element strategii gospodarczej Polski Rys. 1. Koszt wynikowy przeniesiony w cenę energii elektrycznej w wyniku wyprodukowania 8 TWh energii z OZE. mln zł/rok Elektrociepłownia (kogeneracja CHP) przebudowa kotła z węgla na biomasę MW Elektrociepłownia (kogeneracja CHP) biomasa MW Elektrownia (kondensacja) współspalanie biomasa Elektrownia (kondensacja) biomasa MW Elektrownia wiatrowa >0,5 MW Rys. 2. Ceny energii elektrycznej dla różnych jednostek wytwórczych. zł/mwh Elektrociepłownia (kogeneracja CHP) przebudowa kotła z węgla na biomasę MW Elektrociepłownia (kogeneracja CHP) biomasa MW 260 Elektrownia (konden sacja) współspa lanie biomasa Elektrownia (kondensacja) biomasa MW Elektrownia wiatrowa >0,5 MW Prof. Krzysztof Żmijewski Relacje pomiędzy polityką energetyczną a polityką gospodarczą analizowane są w Polsce najczęściej jednostronnie i jednokierunkowo. Jednokierunkowo, bo zazwyczaj rozważa się wpływ, jaki energetyka wywiera na gospodarkę jako dostawca energii, analizując głównie poziom kosztu dostawy, ewentualnie koszt generowany przez brak dostawy (spowodowany niewystarczającym bezpieczeństwem energetycznym). Jednostronnie, bo najczęściej analizowany jest koszt energii elektrycznej, znacznie rzadziej ciepła lub paliw (gazu, ropy, węgla). Ta jednostronność spowodowana jest prawdopodobnie tym, że w przypadku energii elektrycznej nie istnieje jeszcze konkurencja substytutywna, która w pozostałych przypadkach zaostrza konkurencję i jednocześnie broni sektory nieelektryczne przed destrukcyjnym wpływem decyzji politycznych. Warto, dyskutując o polityce energetycznej, pamiętać, że relacje energetyka gospodarka są znacznie bardziej złożone. Dla przykładu zwróćmy uwagę na kilka relacji, jedne z nich znane są bardziej, inne mniej: program inwestycji systemowych może wpłynąć na wzmocnienie się dużych polskich firm budowlanych, jak i polskich dostawców wyposażenia do elektrowni (kotłów, turbin, generatorów, transformatorów itp., itd.); rozwój rynku wpłynąłby istotnie na rozwój polskiego zaplecza intelektualnego sektora, a szczególnie jego segmentu informatycznego; program inwestycji w energetykę wiatrową, a szczególnie w morską, pozwoliłby na uratowanie niszczejącego potencjału polskiego przemysłu stoczniowego; rozwój energetyki prosumenckiej doprowadziłby do rozwoju małych i średnich przedsiębiorstw, przede wszystkim w zakresie usług (montaż, serwis, doradztwo, obsługa), lecz również i w zakresie produkcji (elektronika mocy, konstrukcje nośne, składanie, produkcja własna); polityka wspierania elektrowni i elektrociepłowni biogazowych i biomasowych, a w tym również ekologicznego współspalania (realizującego zasady zrównoważonego rozwoju), umożliwiłaby wzmocnienie polskiego rolnictwa ze szczególnym uwzględnieniem wykorzystania słabszych gleb; do powyższej listy można by dodać wiele innych przykładów korzystnego wpływu, jaki może wywierać na gospodarkę mądra polityka energetyczna. Trudno się w tym miejscu powstrzymać od przytoczenia stymulującego wpływu poprawy efektywności energetycznej na: spadek kosztów wzrost zatrudnienia ochronę klimatu poprawę środowiska. Narodowy Program Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej identyfikuje ponad 300 obszarów działań, które do rozwoju takiej gospodarki prowadzą. Trudno je tutaj wszystkie wymienić (są dostępne na stronie npre.pl). Jak wiadomo, nie dysponujemy aktualną polityką energetyczną, ponieważ stara zdezaktualizowała się kompletnie, a nowa jest jeszcze in statu nascendi. Wiemy jednak, co można uznać za największe wyzwania polskiej energetyki. W obszarze zdefiniowanym jako mentalny są to: 1. Nieokreślona strategia energetyczna do 2050 r.; 2. Nieokreślone założenia polskiej polityki energetycznej do 2035 r.; Źródło: PGNIG Termika [1] Źródło: OSR Ustawy o OZE [2] 3. Brak narzędzi niezbędnych do realizacji polityki energetycznejgetyce systemowej i rozproszonej; 5. Niewystarczający poziom inwestycji rozwojowych w ener- 4. Brak sprawnych mechanizmów wspierających inwestycje 6. Niska efektywność wytwarzania i niska efektywność konsumpcji energii; w oczekiwanych (niezbędnych lub preferowanych) kierunkach; 7. Niski poziom gwarantowanej jakości dostaw (SLA) energii 5. Słabe planowanie energetyczne i drastyczny brak danych elektrycznej, gazu i ciepła; projektowych niezbędnych do tego planowania; 8. Niewystarczający stopień wykorzystania istniejącej infrastruktury ciepłowniczej do zwiększenia mocy w syste- 6. Nierozwiązany konflikt pomiędzy potrzebami wynikającymi z dbałości o bezpieczeństwo energetyczne kraju, mie elektroenergetycznym, poprzez budowę 4 GW mocy artykułowanymi przez państwo, a dążeniem do efektywnego wykorzystania kapitału i minimalizacji ryzyka, arty- wytwarzania; w jednostkach kogeneracji oraz poprawy efektywności kułowanym przez management energetyki pod presją jej 9. Konieczność redukcji emisji gazów i pyłów, w tym szczególnie tzw. niskiej emisji w miastach; prywatnych właścicieli/akcjonariuszy; 7. Niedoinformowanie społeczeństwa o uwarunkowaniach 10. Konieczność rozwoju gazyfikacji i likwidacji białych plam rozwoju polskiej energetyki. na mapie sieci gazowej w Polsce; Natomiast w obszarze działań bardziej materialnych lista jest 11. Konieczność zwiększenia stopnia skojarzenia (rozwoju trochę dłuższa: kogeneracji) szczególnie poprzez wprowadzenie kogeneracji do kotłowni lokalnych i rozwój mikrokogeneracji. 1. Niezdefiniowany miks energetyczny na lata 2016/2020, a w tym nieokreślony sposób pokrycia deficytu mocy Większość poruszonej powyżej problematyki jest znana, brak w systemie; miejsca nie pozwala zresztą na rozwinięcie tych haseł, ale dwa, 2. Niezdefiniowany miks OZE w perspektywie do 2020 r.; wyróżnione tłustym drukiem, są mniej znane, a zasługują na 3. Niskie wykorzystywanie produkcji w kogeneracji w miksie uwagę. Musimy wskazać na fundamentalny błąd systemu wsparcia OZE (także nowej ustawy OZE), jakim jest skoncentrowa- OZE, jako technologii realizującej najbardziej efektywnie kosztowo cel OZE do 2020 r.; nie wsparcia tylko na energii elektrycznej i przyjęcie założenia, 4. Niewystarczający poziom inwestycji odtworzeniowych że cel 15% OZE w 2020 należy spełniać głównie, zwiększając w energetyce systemowej, szczególnie w świetle unijnych o ok. 16 TWh produkcję energii elektrycznej z OZE. Twórcy regulacji klimatycznych i środowiskowych a w tym decyzji Komisji ustalającej roczne limity emisji w polskim Krajona załatwić inna ustawa (i z tym się zgadzam), a udział zielone- ustawy zakładają, że udział biopaliw i biokomponentów powinwym Planie Przejściowym; go ciepła w OZE uzyskamy jako kraj bez wysiłku, bo brakuje już 72 73

38 ELEKTROENERGETYKA ELEKTROENERGETYKA Rys. 3. Ceny energii elektrycznej według kryterium Rys. 4. Koszt przeniesiony w cenę energii elektrycznej Rys. 5. Prognoza zmian cen ciepła w latach b. technologię generującą najniższe koszty społeczne, najniższej ceny w aukcji (klamrą zaznaczono w wyniku wybrania najtańszych ofert (produkcja a w tym najmniej wpływającą na wzrost cen energii elek- oferty zwycięskie). 8 TWh energii z OZE), w klamrze koszty ofert trycznej, zł/mwh Elektrownia (kondensacja) współspalanie biomasa Elektrownia (kondensacja) biomasa MW Źródło: OSR Ustawy o OZE [2] Elektrownia wiatrowa >0,5 MW Elektro- Elektrociepłownia ciepłownia (kogeneracja (kogeneracja CHP) CHP) przebudowa biomasa kotła z węgla MW na biomasę MW odrzuconych. mln zł/rok Elektrownia (kondensacja) współspalanie biomasa Elektrownia (kondensacja) biomasa MW Źródło: PGNIG Termika [1] Elektrownia wiatrowa >0,5 MW Elektrociepłownia (kongeneracja CHP) przebudowa kotła z węgla na biomasę MW Elektrociepłownia (kongeneracja CHP) biomasa MW Ciepłownia węglowa Ciepłownia biomasowa Źródło: PGNIG Termika [3] c. przynoszącą oszczędność energii pierwotnej w postaci dwukrotnie mniejszego zużycia biomasy niż w elektrowniach systemowych, d. stymulującą rozwój krajowych technologii oraz rozwój obszarów wiejskich. 6. Dla przypomnienia współspalanie biomasy można uznać za zrównoważone, gdy: a. Jest prowadzone w wysokosprawnej kogeneracji oraz b. Jest prowadzone w instalacjach o palnikach rozdzielonych pracujących na wspólny kolektor lub w osobnych strefach spalania z możliwością niezależnej regulacji spalania tylko 2% do wyznaczonego celu na 2020, więc nie pozostaje nic innego, jak stymulowanie wzrostu produkcji energii elektrycznej Teza powyższa zostanie zilustrowana na przykładzie. Poniższe wykresy obrazują wynik wyliczeń kosztu wsparcia Wnioski 1. Wyprodukowanie 8 TWh energii z OZE w elektrociepłowniach poszczególnych paliw, a także c. Biomasa jest certyfikowana, to znaczy pochodzi ze znanych źródeł, nie pochodzi z drewna pełnowarto- z OZE I tu niestety jest błąd w założeniach. produkcji 8 TWh energii z OZE. Przykładowe 8 TWh ener- w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji wymaga zużycia ściowego lub z obszarów rabunkowej eksploatacji Dyrektywa o OZE nie mówi, jaki rodzaj energii z OZE należy gii z OZE można wyprodukować w jednostkach kogeneracji niecałych 3 mln ton biomasy rocznie, podczas gdy ta sama lasów (np. tropikalnych), choćby to były plantacje, jeśli rozwijać. Każdy kraj ma wybór. Należy więc zapytać, dla- (2.6 TWhe i 5.4 TWht) lub elektrowniach kondensacyjnych ilość energii z OZE, wyprodukowana w elektrowniach pracu- są one powyrębowe lub powypaleniowe. Uwzględniać czego nie moglibyśmy zwiększyć ilości zielonego ciepła, i/lub wiatrowych, uzyskując tylko energię elektryczną jących w kondensacji, wymaga zużycia ponad 5,7 mln ton bio- też należy ślad węglowy związany z transportem bio- a zmniejszyć ilość zielonej energii elektrycznej. Jak wykazuje (8 TWhe). masy rocznie. Oznacza to zmniejszenie importu biomasy oraz masy, ograniczając promień obszaru, na którym do- analiza, jeżeli zaakceptujemy zmianę rozkładu zielonej energii Jak widać z rys. 1, najniższe koszty systemu wsparcia OZE są lepsze wykorzystanie krajowych zasobów biomasy. konywana jest jej akwizycja. w 2020, czyli mniej zielonego prądu, a więcej zielonego przenoszone w cenę energii elektrycznej w sytuacji, gdy osią- 2. Zwiększenie produkcji OZE w kogeneracji może realnie ob- Powyższa analiza wskazuje, że kompleksowe rozpatry- ciepła, to odbiorcy energii mogą zaoszczędzić setki milio- gnięcie celu, jakim jest produkcja 8 TWh zielonej energii, jest niżyć koszty społeczne wdrożenia Dyrektywy OZE od 0,5 do wanie relacji energetyka gospodarka może przynieść ko- nów złotych. uzyskiwane dzięki pracy jednostek kogeneracyjnych. 1,0 mld zł rocznie, co w perspektywie 15 lat oznacza oszczęd- rzyści obu stronom, a przy okazji również społeczeństwu. Co należy zatem zrobić?... Należy tylko nie dopuścić do Należy zaznaczyć, że po konwersji kotła węglowego na biomasowy ności na kwotę od 7,5 do 15 mld zł. Dlatego jest to jedna z podstawowych zasad planowania zaniku rozwoju kogeneracji wykorzystującej biomasę. Nie- cena ciepła z jednostek kogeneracyjnych pozostaje niezmieniona, 3. Modernizacja kotłów węglowych na biomasowe nie ge- strategicznego. Drugą jest analiza wiązek scenariuszy, stety, mechanizm zaszyty w ustawie niesie ryzyko wyha- a w ciągu kilku najbliższych lat również cena ciepła z nowej jed- neruje wyższych kosztów ciepła dla odbiorców w po- a trzecią optymalizacja rozwiązań ale to już temat na mowania rozwoju kogeneracji biomasowej. A dodatkowo, nostki kogeneracji biomasowej będzie niższa od ceny ciepła równaniu z cenami ciepła z węgla, które już dzisiaj nie następny tekst. trzeba zwrócić uwagę, że w przypadku zielonego ciepła z kogeneracji jego odbiorcy nic więcej nie dopłacą ponad to, co już płacą. Uważam, że chyba warto o tym głośno mówić. z kotła węglowego. Na rys. 3 pokazano, które technologie zwyciężą w przyszłych aukcjach, w których kryterium wyboru będzie najniższa cena odbiegają znacząco od cen ciepła z biomasy, a w perspektywie roku 2016 będą obciążone dodatkowo wysokimi kosztami instalacji ochrony środowiska wynika- BIBLIOGRAFIA [1] PGNIG Termika; A. Rubczyński; K. Sienicki; Korespondencja Na koniec sygnalizuję, że zapis ustawy dający tylko energii elektrycznej. Natomiast rys. 4 pokazuje, jaka będzie do- jącymi z zaostrzających się norm ochrony środowiska z r. połowę wsparcia dla energii z instalacji, która nie była płata do ceny energii elektrycznej (koszt społeczny) dzięki wy- oraz rosnącego kosztu zakupu uprawnień do emisji CO 2. [2] Ocena Skutków Regulacji Ustawy o Odnawianych Źródłach OZE, a została przebudowana na OZE (np. kocioł wę- borowi oferenta z najtańszą energią elektryczną. 4. Należy odstąpić od dyskryminującego warunku obni- Energii MG 2014 r. glowy w elektrociepłowni przebudowany na w pełni bio- Na rys. 3 widać efekt pomysłu zapisanego w projek- żającego wsparcie o połowę dla instalacji OZE będą- [3] PGNIG Termika; A. Rubczyński; K. Sienicki; Korespondencja masowy), jest rozwiązaniem, które zatrzyma tego typu cie ustawy OZE, jakim jest przyznanie dopłaty jedy- cych jednostkami kogeneracyjnymi powstałymi w wyniku z r. projekty w elektrociepłowniach i spowoduje niepotrzebny wzrost kosztów systemu wsparcia OZE, za co zapła- nie do połowy produkcji energii elektrycznej kogeneracyjnej w jednostce biomasowej, która powstała przebudowy kotłów węglowych na biomasowe, jako warunku w praktyce likwidującego opłacalność tego typu DR INŻ. HAB. KRZYSZTOF ŻMIJEWSKI cą wszyscy odbiorcy energii. Nikt nie przebuduje kotła z przebudowy jednostki węglowej na biomasową. Chcąc uzyskać modernizacji. Profesor Politechniki Warszawskiej, członek Międzyresortowego Zespołu ds. Naro- na biomasę, by potem pracować ze stratą, gdyż przy- odpowiednią rentowność, jednostka ta musi zrekompensować 5. Należy wspierać wykorzystanie biomasy w jednostkach wy- dowego Programu Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej oraz Sekretarz Generalny chód nie pokryje kosztu paliwa. W konsekwencji zielony stratę, oferując cenę na aukcji po cenie odpowiednio wyższej. sokosprawnej kogeneracji, gdy jest zgodne z zasadą zrów- Społecznej Rady ds. Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej, członek Zespołu Systemu prąd będzie produkowany w droższych technologiach, W konsekwencji mechanizmu aukcji najtańsza społecznie oferta noważonego rozwoju jako technologię: Bezpieczeństwa Narodowego w BBN przy Prezydencie RP. Autor ustaw: o Efektyw- a odbiorcy energii dopłacą A tego nikt przecież nie chce. zostanie odrzucona. a. najbardziej efektywną ekonomicznie, ności Energetycznej i o Wspieraniu Termomodernizacji i Remontów

39 ELEKTROENERGETYKA ELEKTROENERGETYKA Analizy i wspomaganie decyzji w sprawach polityki klimatyczno-energetycznej Przegląd prac EnergSys ZDJĘCIE: 123RF Dr Bolesław Jankowski Polityka klimatyczna jako wyzwanie decyzyjne Polityka klimatyczno energetyczna od dłuższego czasu jest przedmiotem zainteresowania w kręgach gospodarczych i politycznych, przeniknęła także, choć w nieco mniejszym stopniu, do opinii publicznej. Koncepcja ochrony klimatu poprzez redukcję gazów cieplarnianych w ciągu kilku lat stała się centralnym punktem nie tylko polityki energetycznej, ale też polityki gospodarczej i przemysłowej całej UE, a poprzez regulacje unijne kształtuje także politykę poszczególnych krajów, w tym Polski. Mimo także pozytywnych elementów tej polityki, dość szybko stało się jasne, że stanowi ona ogromne zagrożenie dla rozwoju społecznego i gospodarczego Polski. Od początku zauważalna była ogromna presja unijnych ośrodków władzy na wdrażanie i konsekwentne zaostrzanie tej polityki w całej UE. Jest to sytuacja trudna dla Polski i wymaga nadzwyczajnej mobilizacji zarówno pod względem merytorycznym, eksperckim, jak i politycznym oraz negocjacyjnym. Działania proklimatyczne ustanawiają niezwykle wysoko poprzeczkę dla działań z obszaru wsparcia decyzyjnego i analiz merytorycznych. Pracując nad tym tematem od roku 2007, można pokusić się o pewne szersze refleksje. Niniejszy artykuł jest próbą spojrzenia na kilkuletnie prace prowadzone z udziałem autora z perspektywy szerszego procesu decyzyjnego. Starano się także pokazać te prace jako element przeciwdziałania próbom narzucenia jednostronnych interpretacji i ocen propagowanych przez zwolenników polityki klimatycznej. Pakiet klimatyczny i Raport 2030 Pierwszym ważnym zadaniem EnergSys była ocena skutków Pakietu klimatycznego opublikowanego w styczniu 2008 r. Prace zostały rozpoczęte na zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (PKEE) jeszcze w 2007 r. po przyjęciu celów politycznych 3*20%. Do analiz wykorzystano zestaw modeli matematycznych, który był stosowany w wielu wcześniejszych pracach m.in. dla Banku Światowego i MŚ. Ponieważ analizy dotyczyły 2030 r. istotne było dotarcie do wszelkich strategii i analiz rządowych oraz sektorowych dotyczących przyszłości

40 ELEKTROENERGETYKA ELEKTROENERGETYKA Rys. 1. Wzrost rocznych kosztów wytwarzania energii w wyniku kolejnych elementów polityki klimatycznej, scenariusz BAZA Referencyjny (bez kosztów zakupu uprawnień emisyjnych) (Źródło: Raport 2050 [4]). mln zł'2005/a Niestety, okazało się dość szybko, że tych danych po prostu nie ma, nie ma też długoterminowych strategii. Dane i prognozy cząstkowe trzeba było zdobywać w różny sposób, przy wsparciu członków Komitetu Sterującego, w skład którego weszli przedstawiciele energetyki i rządu. 35 tys. 30 tys. 25 tys. 20 tys. 15 tys. 10 tys. 5 tys. 0 Faza 2: Dekarbonizacja (80%) Faza 1: Redukcja CO 2 (20%) Faza 1: Rozwój OZE Prace zostały zakończone około połowy roku Zostały dość szybko upublicznione w całości wraz z wszystkimi załącznikami, przez co stały się punktem odniesienia do większości dyskusji. Ich wartość polegała nie tylko na wynikach, lecz także na wykonaniu szeregu opracowań cząstkowych, np. dotyczących potencjału rozwoju OZE, wykorzystania technologii CCS, pozyskania gazu, połączeń transgranicznych, które łącznie tworzyły spójne i dość kompletne kompendium wiedzy na temat energetyki i jej perspektyw rozwojowych. Najważniejsze uzyskane wyniki wskazywały na poważne zagrożenia dla gospodarki Polski, a także dla poziomu życia mieszkańców [1] Mimo że Raport 2030 nie był opracowaniem rządowym, jego wyniki stały się podstawą przygotowanego przez firmę Ernst & Young kompendium, które miało za zadanie zebrać najistotniejsze oceny skutków pakietu klimatycznego dla Polski [2]. Stwierdzono w nim m.in.: badanie sporządzone przez EnergSys uwzględnia w znacznie większym stopniu, niż badanie Komisji Europejskiej, specyfikę polskiej gospodarki, co skłania do wniosku, iż stanowi ono pełniejszy i bardziej adekwatny opis skutków makroekonomicznych pakietu energetyczno klimatycznego. Wpływ raportu na przebieg rozmów rządu polskiego był bardzo wyraźny. Przed jego opracowaniem dominowała narracja unijna, która wskazywała, że wdrożenie pakietu nie będzie miało istotnego wpływu na energetykę, gospodarkę. Dopiero po jego opublikowaniu dało się zauważyć poważniejsze podejście KE do rozmów z Polską. Wyniki raportu były prezentowane przedstawicielom KE w Brukseli wraz z przekazaniem syntezy wyników po angielsku. Znaczenie raportu ilustrują dwa zdarzenia. Pierwszym był skoordynowany atak na raport, jaki został przeprowadzony przez środowiska ekologiczne. Do ataku posłużono się recenzją IBnGR, która dotąd pozostaje anonimową. Jak się okazało po kilku latach, została ona sfinansowana przez European Climate Foundation, która odegrała dużą rolę w promowaniu polityki klimatycznej w UE. Recenzją, w której zarzucono raportowi wiele słabości, posłużono się do sformułowania zarzutu, że rząd Polski w negocjacjach wykorzystuje błędne analizy. Atak przeprowadzono równolegle w Warszawie i w Strasburgu. Opinie o rzekomych błędach w analizach wykorzystywanych przez rząd Polski pojawiły się w prasie międzynarodowej i dotarły także do KE. Zarzuty przedstawione w recenzji zostały co prawda szybko odparte, jednak w przestrzeni medialnej pozostały do dziś ślady zakwestionowania ich wartości. Drugim zdarzeniem wskazującym na znaczenie raportu był przyjazd specjalnej delegacji ekspertów KE, którzy mieli ocenić, czy KE ma poddać raport wykorzystywany przez rząd polski eksperckiej weryfikacji. Zespół KE spotkał się w tym celu 24 listopada 2008 roku z przedstawicielami zespołu EnergSys oraz ekspertów Ernst & Young, którzy na bazie Raportu 2030 przygotowali opracowanie dla rządu. Efektem tego spotkania było odstąpienie KE od weryfikacji raportu. Rok 2009, prace Eurelectric, konferencja w Kopenhadze Po zakończeniu negocjacji Pakietu klimatycznego w końcu 2008 roku nastąpiło w Polsce osłabienie działań odnośnie do polityki klimatycznej. Był to jednak spokój pozorny. Na koniec roku 2009 zaplanowana była konferencja w Kopenhadze, na której powszechnie spodziewano się uzgodnienia globalnego porozumienia klimatycznego oraz wiążących celów na okres po roku Ta perspektywa uaktywniła środowiska, które były zainteresowane wsparciem porozumień klimatycznych. Okazało się, że do tej grupy należy też organizacja Eurelectric, reprezentująca przemysł elektroenergetyczny w UE. W 2009 roku zleciła zespołowi prof. Caprosa, który wykonywał analizy modelowe dla KE, opracowanie analiz, które miały nakreślić ścieżki dekarbonizacji elektroenergetyki unijnej. Eksperci EnergSys zostali zaangażowani przez polskie firmy energetyczne do pracy w zespole konsultacyjnym. W trakcie prac wskazano wiele wątpliwości merytorycznych w prowadzonych analizach, jednak uwagi merytoryczne były w większości ignorowane. Okazało się dość szybko, że głównym celem prowadzonych przez Eurelectric prac było wsparcie organów UE przed konferencją w Kopenhadze. Dlatego na bazie wstępnych wyników, jeszcze przed zakończeniem prac nad raportem, przedstawiciele Eurelectric prezentowali publicznie, m.in. w Parlamencie Europejskim, wyniki, które wskazywały na gotowość sektora elektroenergetycznego do dekarbonizacji produkcji energii elektrycznej do 2050 r. Taka sytuacja spowodowała, że w czasie prezentacji wyników analiz Eurelectric, jaka odbyła się w Warszawie 5 listopada 2009 r. zostały one poddane gruntownej krytyce przez przedstawiciela EnergSys. Podjęto także w PKEE decyzję o wykonaniu szybkich analiz, które pokażą wstępne skutki analizowanych w opracowaniu Eurelectric celów głębokiej redukcji (ok. 75% do 2050 r.) dla Polski. Analizy takie zostały przeprowadzone w rekordowym tempie około miesiąca, co umożliwiło przekazanie przez przedstawiciela PKEE Premierowi RP najważniejszych wyników w czasie wizyt barbórkowych na Śląsku, jeszcze przed konferencją w Kopenhadze. Wyniki te pokazywały poważne zagrożenia polityki dekarbonizacji dla Polski i być może przyczyniły się do dość powściągliwej postawy przedstawicieli Polski na tej konferencji. Sama konferencja zakończyła się całkowitym niepowodzeniem zwolenników porozumienia klimatycznego. Okres , Energy Roadmap 2050 Raport 2050 Przez rok czasu od zakończenia konferencji w Kopenhadze panował względny spokój. 8 marca 2011 roku KE opublikowała Plan działania prowadzący do przejścia na konkurencyjną gospodarkę niskoemisyjną do 2050 r., [3] znany też jako Roadmap 2050 lub Mapa Wraz z opublikowaną wkrótce Energy Roadmap 2050 kreśliły one strategię dekarbonizacji gospodarki unijnej do roku Wymienione dokumenty doprowadziły do uruchomienia w lipcu 2011 roku prac EnergSys, których celem miała być 78 79

41 ELEKTROENERGETYKA ELEKTROENERGETYKA Rys. 2. Udział kosztów energii (bez kosztów paliw transportowych) w budżetach gospodarstw domowych średnio w UE (wg analiz KE) oraz w Polsce (wg analiz EnergSys). Energy expenditures as % of household income % 9% 8% 7% 6% 5% 2010 Effect. Techn. (glob. action, low fossil f. prices) ocena skutków strategii dekarbonizacji dla Polski. Nastąpiła przy tym istotna zmiana organizacyjna. O ile wcześniej omawiane prace EnergSys były realizowane na zlecenie PKEE, to prace od roku 2011 były realizowane przy Komitecie do spraw polityki klimatyczno energetycznej Krajowej Izby Gospodarczej, którego przewodniczącym został Herbert L. Gabryś. Ta zmiana wynikała z rosnącej świadomości, że polityka klimatyczna jest przede wszystkim problemem dla przemysłu i odbiorców energii. Przeprowadzone analizy wykazały ogromną skalę zagrożeń, jakie niesie dla Polski wprowadzenie w UE polityki dekarbonizacji Polityka derkabonizacji Polityka liberalna Effect. Techn. (frag. action, ref. fossil f. prices) Reference (frag. action, ref. fossil f. prices) Polityka kontynuacji Żródło: Mapa 2050, Impact Assesment, Figure 35 Źródło: EnergSys Raport 2050 Wśród najważniejszych skutków wskazano: Wzrost nakładów inwestycyjnych w energetyce o mld zł w okresie do roku 2050 (w porównaniu ze scenariuszami bez polityki klimatycznej); Wzrost kosztów wytwarzania energii o mld zł rocznie w okresie (w porównaniu ze scenariuszami bez polityki klimatycznej); Wzrost kosztów zakupu uprawnień emisyjnych od 11 mld zł w roku 2020 do mld zł rocznie w latach ; Prawie trzykrotny wzrost hurtowych cen energii elektrycznej i ponadtrzykrotny wzrost cen ciepła sieciowego w okresie (około dwukrotnie wyższy niż w scenariuszach bez polityki klimatycznej); Spadek PKB o 5% w roku 2020 i 10 12% w latach w porównaniu ze scenariuszami bez polityki klimatycznej; Wzrost udziału kosztów energii w budżetach co najmniej połowy gospodarstw domowych z poziomu 12% do 14 15% w całym okresie do 2050 roku. Zagrożenie rentowności produkcji 10 działów przemysłu zatrudniających 800 tys. pracowników i wytwarzających 70 mld zł wartości dodanej. W uzyskanych wynikach szczególnie istotne było przedstawienie zagrożeń dla gospodarstw domowych, czyli praktycznie wszystkich Polaków. Po raz pierwszy też wykazano w odniesieniu do konkretnych działów przemysłowych skalę zagrożeń w postaci rosnących kosztów produkcji i utraty konkurencyjności. Wykazano też poważne braki w ochronie konkurencyjności przemysłów energochłonnych, będące skutkiem przyjęcia unijnych benchmarków bazujących na wykorzystaniu gazu w procesach spalania. Na rys. 1. przedstawiono jeden z uzyskanych wykresów, który pokazuje rosnące koszty polityki klimatycznej w czasie. Warto zwrócić uwagę na dwie istotne kwestie. Pierwsza dotyczy sposobu prezentacji kosztów. Opracowania KE pokazują zwykle jedynie koszty nowo proponowanych zobowiązań. W opracowaniach EnergSys natomiast pokazywano całość kosztów polityki klimatycznej, a także koszty poszczególnych jej elementów. Drugą istotną kwestią jest rozkład kosztów w czasie. Jak pokazały analizy EnergSys, koszty zobowiązań klimatycznych mogą się pojawiać z opóźnieniem, dlatego nie można podejmować decyzji o kolejnych zobowiązaniach (Faza 2) w momencie, gdy nie doświadczamy jeszcze kosztów wcześniej podjętych zobowiązań (Faza 1). Prace nad raportem zostały zakończone w lutym 2012 roku, a wyniki w całości przekazano przedstawicielom rządu. Synteza została upubliczniona na stronach internetowych KIG [5], a na jej podstawie opracowano materiały informacyjne w języku polskim i angielskim. Analizy szczegółowe i analizy dokumentów KE Po konferencji w Kopenhadze w coraz większym stopniu zaczęto uzasadniać politykę klimatyczno energetyczną innymi czynnikami niż potrzeba ochrony klimatu. Wskazywano na korzyści gospodarcze, nowe zielone miejsca pracy. Twierdzono, że realizując politykę klimatyczną, uzyskuje się wysokie korzyści w poprawie jakości powietrza, zmniejszonej zachorowalności. Podnoszono też kwestię proinnowacyjnego charakteru tej polityki. Równocześnie wyniki analiz EnergSys były kwestionowane w oparciu o wyniki innych analiz, które wskazywały na niewielki wpływ polityki klimatycznej na wzrost PKB. Ta sytuacja przyczyniła się do podjęcia przez EnergSys prac, mających na celu dokonanie bardziej szczegółowych analiz zagadnień podnoszonych przez zwolenników polityki klimatycznej. Dokonano też dokładnych analiz opracowań analitycznych opublikowanych przez KE. Wyniki okazały się bardzo wartościowe i pozwoliły znacząco wzmocnić uzasadnienie krytycznej oceny polityki unijnej. W szczególności okazało się, że wiele wyników cząstkowych zawartych w materiałach analitycznych KE potwierdza wyniki i oceny uzyskane w analizach EnergSys. Okazało się też, że sposób prezentacji polityki klimatycznej przez polityków unijnych jest często sprzeczny z wynikami analiz, jakie są zawarte w oficjalnych dokumentach. W wyniku analiz wykryto też wiele niespójności i luk w opracowaniach KE, które mogą wskazywać na wybiórcze podejście do analiz i próbę ich naginania do oczekiwań głównych decydentów. Efektem była gruntowna krytyka unijnej polityki klimatycznej zarówno w zakresie wdrożonych już rozwiązań, jak i proponowanej strategii dekarbonizacji poparta silnymi argumentami merytorycznymi. Wyniki tego etapu prac przedstawione zostały w czasie zorganizowanego przez KIG II Europejskiego Meetingu gospodarczego 24 października 2012 r. [6] Wyniki tych prac były także prezentowane w czasie posiedzenia Komitetu ds. Przemysłu (ITRE) Parlamentu Europejskiego przez dr. B. Jankowskiego jako jednego z sześciu zaproszonych ekspertów [7]. Dobrą ilustracją tej fazy prac są wyniki dotyczące udziału kosztów energii w gospodarstwach domowych. Opracowania KE pokazują, że we wszystkich scenariuszach nastąpi poważny ok. 50 procentowy wzrost średnich kosztów energii w gospodarstwach domowych w UE. Analizy EnergSys pokazują dla polityki klimatycznej podobne zmiany w Polsce, przy wyższym poziomie kosztów. Jednocześnie jednak wskazują, że odejście od polityki klimatycznej daje szanse na znaczne zmniejszenie kosztów energii

42 ELEKTROENERGETYKA ELEKTROENERGETYKA Rys. 3. Rozkład kosztów na kraje wg różnych podejść: (i) minimalizacja kosztów w UE (wykres słupkowy), (ii) konsensus polityczny przyjęty w Pakiecie klimatycznym, (iii) wg algorytmu EnergSys. Uwaga: kraje uporządkowano wg poziomu PKB na osobę od najniższego (z lewej) do najwyższego (z prawej). 2,5% 2% 1,5% 1% 0,5% 0% 0,5% 1% 1,5% Bułgaria Porównanie tych wyników jest ważne z dwóch powodów wyniki KE pokazują, że unijna polityka klimatyczna prowadzi do rosnącego ubóstwa energetycznego w całej UE, a wyniki EnergSys dowodzą, że nie jest to nieuchronne, jak twierdzi KE. Propozycje modyfikacji polityki unijnej Po zawetowaniu przez Polskę celów Mapy 2050 stało się jasne, że w debacie europejskiej Polska nie może poprzestać na zakwestionowaniu polityki dekarbonizacji proponowanej przez KE. Dlatego już w roku 2012 pod auspicjami KIG rozpoczęto prace nad wypracowaniem alternatywnych propozycji polityki unijnej. Przeprowadzone analizy pokazały bowiem, że negatywne skutki Rumunia Łotwa Węgry Polska Estonia Litwa Wariant optymalny wg Pakietu (Opcja 1) Grecja Konsensus polityczny wg Pakietu (Opcja 5) Portugalia Słowacja Czechy Słowenia Malta Cypr Hiszpania Propozycja EnergSys Włochy Francja W. Brytania Finlandia Belgia Niemcy Dania Holandia dla Polski były wynikiem nie tylko samych celów, ale także sposobów ich wdrażania, przyjęcia konkretnych instrumentów wdrożeniowych, a nawet konkretnych rozwiązań szczegółowych (np. obowiązkowy aukcjoning, benchmarki gazowe). W pracach tych chodziło o to, by wypracowane propozycje likwidowały największe zagrożenia dla Polski, a równocześnie, by mogły być solidnie uzasadnione na gruncie oficjalnych dokumentów KE. Wyniki tych prac wraz z krytyczną oceną polityki unijnej były prezentowane w czasie III Meetingu Gospodarczego 23 października 2013 r. [8] Jedną z istotnych kwestii, jakie zostały podjęte w pracach, był rozkład kosztów na kraje członkowskie. Na podstawie analiz KE do Pakietu klimatycznego wskazano, że optymalny kosztowo w całej Szwecja Irlandia Austria UE rozkład obciążeń prowadzi do znacznie większego obciążenia krajów biedniejszych (por. rys 3, wykres słupkowy). Równocześnie jednak w Pakiecie klimatycznym przyjęto rozwiązania, które miały doprowadzić do zmiany tego niekorzystnego rozkładu, a ich skutek miał dać rozkład, który można określić jako konsensus polityczny (przerywana linia na rys. 3). Niestety, faktyczny rozkład kosztów był inny, gdyż mechanizmy kompensacyjne zaprojektowane w Pakiecie zawiodły. Z tego powodu w opracowaniach EnergSys wskazano, że nowe propozycje powinny być zaprojektowane w taki sposób, żeby z góry zapewnić rozkład obciążeń zbliżony do konsensusu politycznego. Niebieską linią zilustrowano jeden z zaproponowanych algorytmów, wykazując, że zmniejszenie obciążeń w krajach biedniejszych w bardzo niewielkim stopniu zwiększy koszty w krajach bogatszych w stosunku do wariantu optymalnego kosztowo. Zarówno zaprezentowane diagnozy polityki unijnej, jak i propozycje jej modyfikacji spotkały się z dużym zainteresowaniem ze strony przedstawicieli izb gospodarczych z innych krajów. Wnioski Doświadczenia zdobyte w ciągu kilkuletnich prac nad tematem polityki klimatycznej pozwalają na sformułowanie kilku ogólniejszych wniosków: 1. Prezentacji propozycji politycznych KE towarzyszy zwykle publikacja obszernych dokumentów analitycznych. Do merytorycznej dyskusji potrzebna jest zdolność do krytycznej ich analizy oraz do wykonania analiz własnych. 2. Publiczne komunikaty dotyczące skutków proponowanej nowej polityki mogą rozmijać się z wynikami opublikowanych analiz. Oznacza to konieczność przyjęcia zasady ograniczonego zaufania, starannej weryfikacji całości prezentowanego materiału. 3. Dużych przedsięwzięć politycznych, takich jak wdrażanie polityki klimatycznej, dokonuje się zwykle metodą niewielkich kroków. W takich działaniach nie wystarczy ocena konkretnej propozycji, lecz konieczne jest postrzeganie całościowe kolejnych działań oraz ocena propozycji cząstkowych z perspektywy celów całej sekwencji działań. Prowadzenie skutecznej obrony przed niekorzystnymi rozwiązaniami na poziomie UE wymaga posiadania w kraju własnych, kompetentnych i doświadczonych zespołów analitycznych, jasno sprecyzowanych celów własnej polityki społecznej i gospodarczej, systematycznej pracy nad danym tematem, większej aktywności informacyjnej w celu zaangażowania opinii publicznej. Natomiast do przygotowania i prowadzenia skutecznych negocjacji konieczna jest współpraca przedstawicieli administracji rządowej i negocjatorów z zespołami merytorycznymi i specjalistami prawnymi, nie tylko w czasie negocjacji, lecz na długo przed ich rozpoczęciem. Niestety, wiele z wymienionych warunków nie było i nadal nie jest spełnionych w działaniach po stronie Polski. BIBLIOGRAFIA [1] Komplet opracowań tworzących Raport 2030 wraz z syntezą wyników jest dostępny na stronach portalu Cire: html. [2] Synteza analiz dotyczących skutków społeczno ekonomicznych pakietu energetyczno klimatycznego UE. Ernst & Young, Warszawa [3] Dokument w wersji angielskiej: COM (2011) 112: A Roadmap for moving to a competitive low carbon economy in [4] Ocena wpływu ustanowienia celów redukcji emisji wg dokumentu KE Roadmap 2050 na sektor energetyczny, rozwój gospodarczy, przemysł i gospodarstwa domowe w Polsce do roku Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o., Warszawa, luty [5] PORT%202050%20W_POLSKA.pdf a także: kig.pl/o nas/dziaalno ekspercka kig/2664 komitet ds polityki klimatyczno energetycznej ue.html. [6] Zobacz prezentację: %20Konferencja%20KIG final.pdf. [7] Zob. ties/cont/201209/ att51766/ at- T51766EN.pdf. [8] Zob. prezentację: Jankowski_ %20Konferencja%20KIG_wersja%202_0 OK.pdf. DR INŻ. BOLESŁAW JANKOWSKI Wiceprezes Energsys Badania Systemowe, członek Komitetu ds. Polityki Klimatyczno Energetycznej Krajowej Izby Gospodarczej

43 ELEKTROENERGETYKA ELEKTROENERGETYKA Portfel energetyczny USA w 2015 roku Marek Samotyj cyjnych z uwzględnieniem niepewnej przyszłości gospodarczej. Bo właśnie ta niepewność obok ryzyka biznesowego poszczególnych Możliwe zmiany w wyborze paliw dla potrzeb wytwarzania energii inwestycji to najważniejszy element w podejmowaniu strategicz- elektrycznej, ogólne trendy ekonomiczne, przepisy prawne, a także nych decyzji w sektorze. trudny do przewidzenia rozwój odbiorców będą czołowymi tematami strategicznych decyzji podejmowanych w najbliższym dziesięcioleciu Niepewność przez kapitanów amerykańskiego przemysłu elektroenergetycznego. Niepewne, czyli inaczej niewiadome, są końcowe przepisy regulują- Ostatni raport w tym zakresie przygotowany przez EPRI Electric ce CO 2, ceny gazu oraz techniczno prawne sposoby przyłączania Power Research Institute obejmuje okres do roku 2025 z punktem dużych źródeł energii odnawialnej do systemów przesyłowo dystry- krytycznym, za jaki uznano rok Jest to raport o potrzebach bucyjnych. Nakłada się na to niepewność dostępu do źródeł wody, dzisiejszych przemysłu energetycznego w Stanach Zjednoczonych niewiadoma co do realności stosowania technologii wyłapywania i możliwościach formułowania strategicznych rozwiązań technolo- i składowania związków węgla (CCS), rosnące koszty kapitału oraz gicznych w tym zakresie. ograniczenia w możliwościach przesyłowych systemu. Wielkość Historia wytwarzania energii elektrycznej polega głównie na tym, zapotrzebowania odbiorców także nie jest pewna. Malejące zapo- Kongresu oraz silnej politycznie Agencji Ochrony Środowiska (Eviron- potrzeby zastąpienia innych źródeł wytwarzania to są argumenty że przechodzenie od jednej technologii wytwarzania do nowej cha- trzebowanie na energię elektryczną, recesja gospodarcza oraz stałe ment Protection Agency) na przyspieszenie prac legislacyjnych w tym nie do zbicia lub ignorowania. rakteryzowało się sięganiem po nowe źródła paliw uważanych do- unowocześnianie sprzętu i systemów poprawiających efektywność zakresie, z drugiej strony biznes energetyczny stara się wstrzymywać Ale kierownicy przemysłu elektroenergetycznego pamiętają inną tychczas za nieopłacalne. I tak główne źródła wytwórcze oparte na energetyczną po obu stronach licznika nie gwarantują utrzymania tempo tych prac, co łącznie przyczynia się do dalszego zwiększania lekcję historii, kiedy w latach 90. i na początku roku 2000 gaz był węglu i wodzie zostały uzupełnione w latach 70. i 80. energią atomu, poziomu zapotrzebowania jak przed laty, nie wiadomo jednak, o ile poziomu niepewności. W efekcie zatrzymuje to wszystkie planowane wyjątkowo tani i ruszyły stosowne inwestycje, a potem w latach a te z kolei w latach 90. i na początku obecnego stulecia turbina- się on zmniejszy. inwestycje w nowe siły wytwórcze oparte na węglu zanotowano wzrost cen tego surowca gazu i wiele inwe- mi opalanymi gazem. Obecnie wkraczamy w kolejny okres przełomu. Dzisiejsza energety- Do tego dochodzą norma prawne. Przygotowywane przez rząd federalny USA Standardy Nowych Źródeł mocno uderzą w elektrownie Król gaz stycji gazowych okazało się zbyt kosztownymi i wtedy na powrót zaczęto spoglądać na węgiel. A dzisiaj? Perpektywa wzrostu wydobycia ka odnotowuje w swoim portfelu wytwórczym rosnący udział takich wykorzystujące węgiel jako paliwo, gdyż zostaną najprawdopodob- Kto najbardziej korzysta na tej sytuacji rzecz jasna, gaz. Ceny gazu gazu łupkowego daje szanse eksportowe dla gazu ciekłego (LNG), źródeł jak baterie słoneczne czy turbiny wiatrowe. W najbliższej przy- niej zmuszone do zmniejszenia emisji CO 2 do tego samego pozio- od pewnego czasu zatrzymały się na względnie niskim i atrakcyj- na pewno wznowią się więc dyskusje wokół ceny tego surowca na szłości do gry wejdą źródła energii wiatrowej off shore, duże czyli mu, jaki emitują elektrownie gazowe oparte na technologii combined nym poziomie cenowym. Ostatnie, pozytywne wyniki z frontu gazu potrzeby w kraju oraz możliwości eksportu, obecnie blokowanego. opłacalne ekonomicznie źródła geotermiczne oraz modularne sys- cycle, czyli zajdzie konieczność obniżenia emisji CO 2 o 50%. Narzuci łupkowego przyczyniły się do dalszego spadku cen na to paliwo. Kolejną niewiadomą są źródła energii odnawialnej. Tu wszystko zależy temy wytwarzania energii jądrowej. to automatycznie potrzebę wprowadzenia nowych technologii, takich Równocześnie technologia combined cycle oparta na gazie wyglą- od polityki energetycznej oraz zachęt finansowych do inwestowania Jest to trend pozytywny, umożliwiający wytwórcom energii elek- jak wychwytywanie i składowanie związków węgla (carbon capture da jako niekwestionowany zwycięzca w najbliższych kilku dziesię- w rozwój i implementację tych źródeł na dużą skalę. trycznej lepszą pozycję konkurencyjną na rynku, obniżkę kosztów, a także oferujący równowagę spojrzenia i możliwość oceny zasadności podejmowania trudnych, długoterminowych decyzji inwesty- & storage CCS). Jest to dość odległa i kosztowna perspektywa i nie ma obecnie chętnych do jej dobrowolnego stosowania. Mamy do czynienia z niekończącymi się naciskami ze strony niektórych przedstawicieli ZDJĘCIE: 123RF cioleciach. Niższe koszty kapitałowe, szybka instalacja systemu, zmienność w zakresie skali i operacji, wysoka efektywność, niska emisyjność, możliwość szybkiego startu turbiny w wypadku nagłej W roku 2012 amerykańska Nuclear Regulatory Commission zatwierdziła dwa wnioski o budowę i prowadzenie 4 nowych reaktorów atomowych, była to pierwsza tego typu decyzja od ponad 30 lat. Energia 84 85

44 ELEKTROENERGETYKA ELEKTROENERGETYKA atomowa ma oczywiste zalety, ale są one pomniejszane przez wysoki koszt kapitałowy tego typu inwestycji oraz długi proces prawno administracyjno budowlany. Następstwem wypadku w japońskiej elektrowni Fukushima Daiichi jest niechęć opinii publicznej do tej formy wytwarzania, co poważnie ogranicza rozwój energetyki jądrowej w Stanach. Portfel możliwości wytwórczych Raport EPRI wskazuje potencjalne nowe cele wytwórcze w latach i składowaniem CO 2 (CCS). Wyłapywanie CO 2 w cyklu po spalaniu jest technologią w miarę dojrzałą, opartą na kwasowym procesie odddzielania (separacji) znanym od lat w przemyśle petrochemicznym. Inną metodą jest zintegrowana gazyfikacja w skojarzeniu (integrated gasification combined cycle), używana w procesie przed spalaniem. Trzy nowe elektrownie używające tej techniki (razem z wyłapywaniem CO 2 ) są w trakcie budowy, w tym dwie z nich będą wyłapywały aż 90% CO , traktując na równi powstające technologie jak ekonomię, która powstanie w wyniku wysiłków zmniejszenia zanieczysz- Tzw. energia wiatru off shore, czyli rozmieszczona na akwenach jak czeń atmosfery. np. morze, przypomina w Stanach czającego się do skoku tygrysa. Różnice regionalne są spore, ale ogólny trend światowy jest wyraźny, Zdaniem amerykańskiego Ministerstwa Energii (Department of Energy) jest to powolne odchodzenie od spalania węgla na rzecz zwiększania potencjał tego rodzaju energii może sięgnąć 54 GW do roku 2030, udziału gazu i źródeł odnawialnych w wytwarzaniu energii elektrycz- czyli tyle, ile dzisiaj produkowane jest przez farmy wiatrowe na lądzie. nej. Elektrownie opalane węglem nie mają możliwości zwiększenia Przyszły rozwój instalacji foto woltaicznych zależy od dalszych swoich mocy produkcyjnych, gdyż 75% ich sprzętu liczy ponad 30 lat, postępów w rozwoju konkurujących technologii. Bardziej dojrzała a mało kto kwapi się do budowania nowych z powodu ceny węgla. Od technologia wykorzystująca kryształy krzemu uzyskuje efetywność kiedy Chiny stały się głównym importerem tego surowca, jego cena w granicach od 14% do 21%. Porównywalna technologia cienkie- zgodnie z opinią ekspertów utrzyma trend rosnący. Rezultatem tej go filmu to zaledwie od 7% do 12,5%. Jednakże ta technologia ma sytuacji w Stanach jest spadek udziału węgla w wytwarzaniu energii zdaniem ekspertów większe szanse przyśpieszenia dalszych prac z 49% w 2007 r. do 37% w W tym czasie wytwarzanie oparte naukowo rozwojowych. na gazie wzrosło do 30%. w ogólnokrajowym bilansie. W kwietniu Nierozwiązanym do końca problemem jest niebezpieczeństwo na gaz i węgiel osiągnęły punkt paliwowej równowagi każde głego spadku produkcji ze źródeł wiatrowych czy fotowoltaicznych. z tych paliw uczestniczyło w 33% udziału na rynku paliw. Potem Zintegrowanie tego typu źródeł energii z systemem elektroenerge- jednak równowaga się skończyła zaczął dominować gaz. tycznym pozostaje największym wyzwaniem dla operatorów syste- Energetyka jądrowa i dużej skali hydroelektrownie utrzymują swój mów przesyłowych lub dystrybucyjnych. udział w bilansie krajowym bez zmian odpowiednio: na poziomie Przemysł jądrowy najprawdopodobniej będzie pracował nad nowymi 19% i 7%. Tzw. zielone źródła pomimo ich wsparcia ze strony dewe- wersjami małych, modularnych reaktorów atomowych o mocy poni- loperów i zachęt płynących z kieszeni rządów federalnego i stano- żej 300 MW każdy. Z obecnych wyliczeń wynika, że mogą one być wych utrzymuje niezmiennie dostawy na poziomie 5%. poważnym konkurentem dla konwencjonalnych elektrowni jądro- Udział OZE w wytwarzaniu jest przede wszystkim wynikiem przepisów wych charakteryzujących się wysokim kosztem inwestycji i długim ted gasification combined cycle) będzie kosztować 88 dol./mwh, planowane powiększenie przepustowości systemu. I tak średnia prawnych. 30 stanów ma już zatwierdzone obowiązkowe udziały OZE cyklem budowy. a energii z elektrowni jądrowej 90 dol./mwh. cena energii wiatru z 90 dol./mwh w 2015 spadnie do 75 dol./mwh w całości wytwarzania i tak np. Hawaje chcą uzyskać 40% do roku 2020, Kalifornia 33%, a Kolorado 30%. Te stanowe zarządzenia wspierane pie- Ekonomia Biorąc pod uwagę obszary tzw. niezarządzane centralnie, czyli z wyłączeniem kosztów związanych z integracją OZE z systemem w Równocześnie fotowoltaika odnotuje też obniżkę kosztów z 155 dol./mwh w 2015 roku do 115 dol./mwh w 2025, a w jednym niędzmi rządowymi (federalnymi i stanowymi) dają Stanom Zjednoczo- Porównywanie różnych opcji wytwarzania energii nie jest zajęciem elektroenergetycznym, uśredniona cena energii z wiatru wyniosłaby z naszych scenariuszy wskazano możliwość spadku ceny nawet do nym drugie po Chinach miejsce na świecie w produkcji energii z wiatru. łatwym, acz fascynującym. Technologie mają różną cenę kapitału, 90 dol./mwh, a fotowoltaiki 155 dol./mwh. 80 dol./mwh już w roku 2015! Przez ponad 30 lat cena systemów fotowoltaicznych spadała o 20% używają różnych paliw, a ich zdolności wytwórcze mogą być regu- Przy ocenie kosztów na rok 2025 uwzględniono pełne i powszech- Oczywiście te i inne założenia przyjęte w raporcie mogą być tema-,kiedy tylko podwoiła się ilość zainstalowanych systemów. Ostatnio lowane. W tej sytuacji dobrym wskaźnikiem do porównywania kosz- ne używanie CCS, co automatycznie dorzuciło dodatkowe koszty tem dyskusji. Nasze podejście do oceny realności stworzenia portfela obniżka kosztów jest większa i szybsza. Całkowity koszt instala- tów jest tzw. uśredniona cena energii elektrycznej. I tak na rok 2015 w granicach dol./mwh do wszystkich rozwiązań, w tym gazowe wytwarzania opartego na zestawie różnych kosztów i opcji powinno cji fotowoltaicznej w roku 2009 wynosił 8000 dol. za kilowat, aby w 2012 spaść do 2500 dol./kw. Jaka przyszłość? Raport EPRI zakłada horyzont czasowy oraz to, że w tym czasie klasyczne spalanie węgla będzie połączone z wyłapywaniem cena ta w przypadku jednostek wytwórczych zarządzanych centralnie będzie wynosić w Stanach 30 dol./mwh w przypadku używania turbin gazowych w skojarzeniu (natural gas combined cycle NGCC), kiedy cena dla biomasy wyniesie w tym czasie 123 dol./mwh. W przypadku połączenia NGCC z opcją węglową cena energii elektrycznej wyniosłaby 77 dol./mwh, przy czym IGCC (integra- ZDJĘCIE: PIOTR WITTMAN/FOTORZEPA ma kosztować dol./mwh, a tradycyjne spalanie węgla od 110 dol./mwh do 128 dol./mwh. Jedynie koszt wytwarzania w elektrowniach jądrowych pozostał bez zmian, czyli 90 dol./mwh. Zakładając generalnie rosnące koszty rozdziału i sterowania wytwarzaniem dla jednostek niesterowanych centranie, przyjęto obniżki kosztów wynikające z dalszego rozwoju prac typu R&D oraz jednak dać początek lepszej ocenie różnorodności rozwiązań w wytwarzaniu energii elektrycznej w niedalekiej przyszłości. MAREK SAMOTYJ Dyrektor techniczny w Electric Power Research Institute (EPRI), Palo Alto, Kalifornia. W latach redaktor naczelny Przeglądu Technicznego Innowacje

45 ELEKTROENERGETYKA ELEKTROENERGETYKA Elektroenergetyka i telekomunikacja coraz bliżej siebie Dr Magdalena Wasiluk Hassa Wojciech Strzałkowski Prawidłowy rozwój sektora elektroenergetycznego ma decydujący wpływ na zrównoważony rozwój gospodarki, co wymusza na gospodarkach wszystkich krajów racjonalizację kosztów wytwarzania energii elektrycznej i jej dostaw do klientów. Z jednej więc strony mówimy o wzroście zużycia energii elektrycznej, wynikającym ze wzrostu produkcji, a z drugiej o optymalizacji kosztów oraz poprawie efektywności funkcjonowania całego sektora energetycznego. Dynamicznie rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną powoduje, że poszukuje się nowych możliwości wytwarzania energii elektrycznej nie tylko w odniesieniu do nowych źródeł, ale również pośród uczestników rynku. Coraz częściej mówimy o prosumencie, czyli odbiorcy energii elektrycznej, który jest równocześnie jej wytwórcą i dostawcą do sieci przesyłowych. W tym kontekście wydaje się, że nie ma już odwrotu od koncepcji Smart Grids, czyli inteligentnych sieci, i stanowiącego jej fragment: Smart Metering inteligentnego opomiarowania. Podstawą Smart Grid jest zintegrowany rozwój, a później współpraca infrastruktury elektroenergetycznej i telekomunikacyjnej dla zapewnienia możliwości przesyłania znacznej ilości danych oraz zarządzania systemem elektroenergetycznym. Jeśli wyobrazimy sobie nowy kształt rynku energii elektrycznej o dużym nasyceniu mikroźródłami i porównamy do dzisiejszej energetyki, opartej głównie na źródłach systemowych, to możemy łatwo oszacować ilość danych, które będą musiały być przesłane, zmagazynowane i poddane obróbce przy tysiącach mikroźródeł. Istotna staje się więc budowa nowych i modernizacja istniejących sieci teleinformatycznych pozwalających na efektywniejsze zarządzanie sieciami elektroenergetycznymi, wzbogacona o innowacyjne rozwiązania teleinformatyczne. Nie można tu zapominać o zapewnieniu najwyższych parametrów jakościowych usługi przesyłu i zarządzania danymi (Service Level Agreement, SLA), na które bezpośredni wpływ mają metody eksploatacji i serwisu, a w ślad za tym ich koszty. W tym kontekście sektor telekomunikacyjny jest zainteresowany uczestnictwem w przesyłaniu oraz w zarządzaniu dużymi zbiorami danych, tzw. big data, co jest kluczowe w momencie wdrażania przez energetykę innowacyjnych rozwiązań opartych na telekomunikacji, jak wymienione już: smart grid i smart metering. Jednak na obecnym etapie trudno określić dokładnie zakres współpracy wobec braku wymagań wobec Operatora Informacji Pomiarowej, tj. podmiotu, który jest odpowiedzialny za pozyskiwanie danych pomiarowych energii elektrycznej z układów pomiarowo rozliczeniowych i przekazywanie ich do operatorów sieci przesyłowych lub operatora prowadzącego procesy rozliczeń. We współpracy z sektorem energetyki nie patrzymy wyłącznie na Smart Metering, bo jest to tylko jeden z elementów Smart Grid. Ważny, bo umożliwiający wdrożenie innych funkcjonalności, ale nadal tylko jeden z wielu. Wskazują na to chociażby analizy ekonomiczne, w których sam Smart Metering nie wykazuje szczególnej rentowności, ale w połączeniu z pełnymi funkcjami Smart Grid już tak. Mogłoby się wydawać, że jako firma telekomunikacyjna T Mobile Polska niewiele wie o energetyce, ale tak nie jest, gdyż Grupa Deutsche Telekom, do której należymy, posiada duże doświadczenie w tym segmencie i dysponuje wieloma interesującymi rozwiązaniami. W strukturach Grupy znajduje się m.in. spółka T Systems, która projektuje i realizuje rozwiązania IT dla sektora energetyki, mamy też zrealizowanych wiele instalacji, w tym w zakresie Smart Grid, Smart Metering i Smart Home. Smart Grid i związane z nim zaawansowane rozwiązania IT, zarządzanie dużymi bazami danych itp. nie są jedynym polem współpracy energetyki i telekomunikacji. Rynek energetyczny zmierza w kierunku nieuchronnej pełnej liberalizacji i otwartej konkurencji, przez którą skutecznie przeszli operatorzy na rynku telekomunikacyjnym, natomiast rynek telekomunikacyjny już od ponad 15 lat jest rynkiem konkurencyjnym, co doskonale poprawiło efektywność działania spółek oraz procesy sprzedaży, marketingu i obsługi klienta. Każdy z operatorów komórkowych dysponuje punktami obsługi klienta rozsianymi po całym kraju. Grupy energetyczne z uwagi na uwarunkowania historyczne (zbudowano je na bazie spółek w jednym obszarze geograficznym) nie mają tak rozbudowanej sieci sprzedaży, stąd dla grup energetycznych atrakcyjna jest współpraca z operatorami telekomunikacyjnymi, którzy wykorzystując swoje ogólnokrajowe sieci sprzedaży, mogą zaoferować swoim klientom, tak biznesowym, jak i indywidualnym odsprzedaż usług energii elektrycznej, czyli być swego rodzaju agentem spółek energetycznych. Taka współpraca pozwala na tworzenie wartości dodanej dla klienta, np. możliwości sterowania urządzeniami elektrycznymi w mieszkaniu lub domu za pomocą telefonu. Innym modelem jest prowadzenie łączonej sprzedaży produktów telekomunikacyjnych i energetycznych (energia elektryczna i gaz) pod własną marką. Taką właśnie ofertę ma w swoim portfolio Magyar Telekom (węgierska spółka T Mobile), który rozpoczął działalność na rynku energetycznym już w 2009 roku. Na przestrzeni niecałych pięciu lat udział Magyar Telekom w rynku energetycznym wzrósł z kilku procent do około 12% w chwili obecnej, a przewiduje się, że ostatecznie osiągnie od 25 do 30% rynku. Pozostaje jeszcze jeden obszar współpracy, który może być wykorzystany przez firmy energetyczne i telekomunikacyjne do osiągnięcia korzyści, a mianowicie wspólne wykorzystywanie zasobów sieciowych. Obie branże dysponują rozległymi sieciami i borykają się z podobnymi problemami w zakresie pozyskiwania lokalizacji pod nowe inwestycje, uzyskanie pozwoleń na budowę itp. Możliwość uzyskania synergii w tym obszarze dostrzegły również Urząd Regulacji Energetyki (URE) i Urząd Komunikacji Elektronicznej (UKE), które podpisały porozumienie dla wspierania wspólnych inwestycji. Obecnie nad identyfikacją i szczegółami możliwych do osiągnięcia korzyści pracuje zespół roboczy, wyłoniony z tych dwóch organów administracji. DR INŻ. MAGDALENA WASILUK HASSA Business Development Manager, odpowiedzialna za obszar energetyki w T Mobile Polska. WOJCIECH STRZAŁKOWSKI Ekspert ds. Komunikacji Kooperacyjnej T Mobile Polska 88 89

46 SUMMARY SUMMARY summary ANDRZEJ CZERWIŃSKI CHAIRPERSON OF THE STANDING SUB COMMITTEE ON ENERGY ISSUES ON SUPPORTING COGENERATION: THERE IS NO HIDDEN SCENARIO EVENTS 16 The Sejm is completing working on the government s proposals regarding so called large tri pack. On March 14th, an amendment to the Energy Bill was adopted, restoring certificates based support for cogeneration until However, when proceeding over the bill, the Sejm lowered the bottom threshold of the substitute fee by one third, from 15 to 5%. This is a kind of compromise between the three parties: a producer who cannot subsidize its business, heat consumer and provisions of international agreements Poland has signed and hence has to respect. The state is aware that the development of cogeneration lies in its best interests, also because of its obligations regarding emissions reduction. There is a will to cover cogeneration, starting in 2018, with comprehensive support that uses various mutually supplementing mechanisms. At present, an honest discussion on what is going to happen beyond 2018 should start. The bill on renewable energy sources has yet to be adopted. If this happens, we will have the full tri pack. AGNIESZKA CHILMON: SUPPORT FOR COGENERATION GETS THE EUROPEAN COMMISSION S APPROVAL 14 EVENTS PROF. JERZY BUZEK: COGENERATION MAKES A WONDERFUL ENERGY SOURCE While generating electricity, we can also get heat and certain chemical products. This is quite a vast area that still needs to be developed; this is also a chance to enhance competitiveness. Cogeneration allows to reconcile something that, at the first glance, looks impossible to be reconciled to achieve the EU set goals regarding emissions reduction, and at the same time, to cut energy prices in order to make them acceptable by consumers as well as to secure the best use of our natural resources, especially coal. Personally, I think that no further restrictions on domestic energy sources should be launched this is the most important. I consider present environmental restrictions sufficient. The second issue is that we cannot confuse goals with means leading to achieving these goals. In particular, in the European Union we cannot talk about low carbon economy or about eliminating carbon for good. We, as the EU member countries, have to eliminate emissions generated during coal combustion, not the coal itself. This is our goal. 18 EVENTS The EU climate policy regarding reduction of greenhouse gas emissions forces the search for energy efficient solutions. High performance cogeneration, given its potential in terms of primary energy savings, perfectly fits the policy. The 2012/27/EU Directive of the European Parliament and the European Council on energy efficiency promotes combined heat and power generation, including dispersed generation in cogeneration units with total nominal thermal power of the fuel at least 20 MW. In addition, the directive requires the member countries to develop investor friendly cogeneration market provided the state sees potential for high performance cogeneration. The support is the key element in the development of the cogeneration market. Combined heat and power generation means high operational costs for producers, especially the ones related to fuels and seasonality. The EU makes any available support dependent on whether electricity generated and derived from high performance cogeneration is effectively used to ensure primary energy savings. At the same time, the EU does not indicate what kind of support systems can be applied, giving the member states free hand. The EU also signals that, in certain cases, the support for cogeneration that comes from public sources is subject to general rules on the state s aid. However, in this respect, the public aid usually gets the European Commission s approval

47 SUMMARY SUMMARY PROF. WALDEMAR KAMRAT: SYSTEMS OF COMBINED HEAT AND POWER GENERATION Modern energy technologies play an important role in the power supply systems, but their profitability is the key and depends on many different factors. The role of some of them (especially the ones related to the device characteristics and the source s working conditions) may not be important; some may be freely adopted while others derive from particular local conditions and the country s economic situation, influencing the selected energy system. The paper briefly describes modern technologies used in combined heat and power generation. Because detailed descriptions of conventional and classic systems can be already found in widely available literature, the paper deals only with relatively modern and smaller power generating systems. Particular attention was paid to such technologies and energy systems the description of which is dispersed among many source materials and which are not always easily available to wider audience. HEAT ENGINEERING 22 PROF. JÓZEF PASKA: SUPPORT FOR DISPERSED ENERGY SOURCES IN POLAND The development of dispersed energy sources, including RES, is influenced by the EU energy policy as well as by policy of individual member states. Support and promotion of energy generated from renewable sources is the key element of the policy. The paper outlines support for Poland s dispersed energy sources, mainly RES. It also lists general goals of both the EU and Poland s energy policy and describes kinds of support and systems applied to promote the use of RES. The paper presents history and the essence of support system for Poland s renewable energy sources as well as its costs for final users. HEAT ENGINEERING 38 PROF. TOMASZ DOBSKI: COGENERATION THE WAY TO INCREASE POWER AND HEAT GENERATION PERFORMANCE BASED ON FUEL GAS SUPPLY 30 HEAT ENGINEERING DR TOMASZ SURMA, ANDRZEJ RUBCZYŃSKI: REVIEW OF SUPPORT MECHANISMS IN THE EUROPEAN UNION Higher efficiency of fuel usage in the combined economics against the independent management is the main argument in favor of the first method. It directly translates into higher benefits for the economy and for the environment. At present, the power generating potential of the cogeneration is not sufficiently used. In July 2007, Poland launched a system of support for high performance cogeneration based on certificate formula, but it worked only until the end of Therefore, it is appropriate to start evaluating this support mechanism in order to increase real power installed in cogeneration units. In this respect, foreign experience may be helpful. The paper reviews mechanisms the EU countries use to promote power generation in high performance cogeneration units. 46 HEAT ENGINEERING Fuel gases mainly include natural, high methane gas and low calorie gases combusted without denitrification, and ultimately shale gas. The paper also provides information on possible usage of biogases, gases generated in municipal waste gasification process as well as industrial gases. Polish power sector, when it comes to power generation, is 90 percent based on coal combustion, while heat generation 80 percent. This leads not only to very high CO2 emissions, but also requires enormous fuel supply. The cost of Polish coal has already exceeded PLN 300 per one metric ton. The price should be topped up with social costs, for instance undervalued costs of social insurance resulting from the same amount of insurance premiums in the mining and other industries where retirement age is much higher. This gap is estimated at at least several tens złotys per one ton of coal. In addition, the thermodynamic efficiency of even the most up to date power units supplied by solid fuels does not exceed t < 45%. In order to reach such high efficiency, the units would have to be extremely powerful, with capacity of at least 900 MWel. The temperature of the lower heat source for such units does not exceed 35oC which means they cannot be used as heat sources for cogeneration systems, provided such high performance of electricity generation is to be maintained

48 SUMMARY SUMMARY PROF. WŁADYSŁAW MIELCZARSKI: COGENERATION PROSPECTS The program of cogeneration development in Poland adopted in 2010 assumed that by 2020 the production of combined heat and power would double. But now that seems rather unrealistic. However, this does not mean that cogeneration has no growth prospects. Cogeneration is an important element of heat and power supply with high fuel utilization factor as well as a relevant part of efforts aimed at reducing so called low emissions, especially in large cities. The climate policy is focused mainly on reducing carbon dioxide emissions from large energy installations power plants and CHPs. The emissions trading scheme, aimed at rising electricity prices through an obligation to buy emission allowances, relates only to so called high emissions which, in Poland s case, amount to about one half of total emissions. However, the system failed and the allowances prices, instead of reaching the expected 40 euro/mg level, stay in 4 6 euro/mg range. The European Commission s efforts to raise the allowances prices, known as backloading, do not bring expected results. Despite the fact that the economic crisis led to more realistic attitude of the European Commission, one may expect that the policy to reduce emissions will continue beyond 2020, albeit not in such restrictive form as in present. 54 HEAT ENGINEERING HEAT ENGINEERING 51 PROF. JANUSZ SKOREK: HIGH PERFORMANCE GAS COGENERATION SYSTEMS Electricity and heat/cold can be generated either in separate systems (or power plants and heat generating plants) or in cogeneration systems, so called combined heat and power plants (CHP). All around the world, a dynamic growth in numbers and power of such systems can be seen, especially the fuel gas supplied ones. In this group, the share of low power CHP systems that fit the dispersed energy definition becomes increasingly important. There are many reasons speaking in favor of fuel gas supplied CHP systems, and the most important include: high energy efficiency of the equipment combined with very low emission ratio, dynamic progress in generating equipment construction (gas piston engines, gas turbines, gas micro turbines), low space requirements due to the small size of the installation as well as a possibility to optimally match the system to the user s needs. All the above reasons favor the expansion of the gas cogeneration. It should be stressed, however, that the final investment decision and the selection of a specific system s configuration has to be based on economic feasibility. Trigeneration (electricity, heat and cooling generation) as well as using heat accumulation in a form of hot water bunkers are another technical and technological possibility to improve CHP systems performance. MACIEJ BANDO: TOWARD COMPETITIVE GAS MARKET The head of the Energy Regulatory Office undertakes a number of actions aimed at promoting efficient free market mechanisms, also in natural gas trading. The activities, being consistently launched by the regulator and the legislator, have initiated deregulation processes in the natural gas market and, subsequently, have created conditions allowing the development of the real competition in the gas trading sector. The Roadmap to deregulate natural gas prices, drafted by a special advisory team set up the minister of economy to deal with the market deregulation, is the key document in which the regulator outlines desirable activities and, at the same time, implements actions defined in Poland s energy policy by The Roadmap constitutes a package of actions aimed at promoting and increasing competitiveness on the domestic natural gas market. The implementation of these actions will allow to develop a transparent wholesale market and, in case of the retail market, necessary mechanisms allowing final users to change gas provider. 62 GAS INDUSTRY GAS INDUSTRY 60 STEFAN ZARAŚ, JERZY LOCH: STALOWA WOLA PRUSZKÓW ŻERAŃ SIEKIERKI: INVESTMENTS IN GAS COGENERATION Under the strategy of PGNiG Capital Group, PGNIG TERMIKA has become the Center of Competence in the energy field. It has also started to expand its existing business model based on coal and biomass by gas technologies. The decision was preceded by careful analyses and research which point out that gas cogeneration is prospective. The technology of simultaneous heat and power generation coming from one stream of steam is environment friendly; it also allows to save resources. Gas enjoys additional advantage it makes much cleaner fuel than coal, hence the decision to start using gas installations. The construction of combined heat and power plant in Stalowa Wola is now the largest gas cogeneration investment in Poland. In addition, the current, outdated equipment installed in the nearby facility will be replaced by the new gas and steam power unit with capacity of 450 MWe and 240 MWt. The CHP will generate 3000 GWh of electricity per year and will combust about 600 million cubic meters of high methane natural gas. The upgrade of 100 years old Pruszków CHP will include building new cogeneration systems based on gas motors as well as a new gas and oil boiler. The capacity of the cogeneration system will amount to about 10 MWe and 10 MWt. In the future, the expansion of the plant by new gas motors is planned. Gas and steam power unit at Żerań CHP is the largest and one of the most important investments planned by PGNiG TERMIKA for the next years. The launch is planned for the first quarter of In terms of Siekierki CHP, the construction of installation similar to the one in Stalowa Wola, i.e. gas and steam unit with about 400 MWe capacity, is planned for Preparatory studies have already started

49 SUMMARY SUMMARY WORLD ENERGY OUTLOOK 2013 SUMMARY At present, many widely accepted rules being in force in the energy sector are now under revision. The increasing importance of crude oil and gas from unconventional sources as well as renewable energy sources are changing the present way of thinking about the global energy resources balance. Those who make right forecasts regarding the development of the global energy sector will be able to get the advantage, while those who fail to do so will take a risk of making wrong strategic and investment decisions. The last edition of the World Energy Outlook analyzes the trends in the ongoing changes as well as their potential impact on making right or wrong decisions regarding the development of energy sector and actions aimed at climate protection until The report contains many views that may be helpful for decision makers in the energy sector as well as for other people interested in understanding our rapidly changing world. 72 POWER ENGINEERING POWER ENGINEERING 70 PROF. KRZYSZTOF ŻMIJEWSKI: ENERGY POLICY AS AN ELEMENT OF POLAND S ECONOMIC STRATEGY In Poland, the relations between the energy policy and the economic policy are usually analyzed in a one sided and simplistic way. Usually, such analyses focus on the economic impact of the energy sector as an energy supplier and mainly study the costs of delivery, or in certain cases costs generated by lack of delivery (due to insufficient level of the energy safety). Most frequently, the costs of electricity are being analyzed, and less often the costs of heat and fuels: gas, crude oil and coal. One forgets that the relations between the energy sector and the economy are much more complicated. The program of systemic investment would strengthen Poland s large construction companies that supply power plants equipment. The program of investment into wind power, especially off shore, could allow to save ailing potential of Poland s ship building industry. The development of prosumer energy, on the other hand, could lead to development of small and medium sized companies, mainly in the services sector (assembling, servicing, consulting), but also in manufacturing (power electronics, support structures, assembling, own production). The policy of supporting power plants as well as biogas and biomass based CHPs could contribute to strengthening Poland s agriculture. DR BOLESŁAW JANKOWSKI: CLIMATE POLICY AS A DECISION MAKING CHALLENGE: ANALYSES AND DECISION SUPPORT IN CLIMATE AND ENERGY ISSUES 77 Climate and energy policy, which for a long time has become the topic of interest in economic and political circles, has also penetrated into the public. Within few years the idea of climate protection through reducing greenhouse gas emissions has become the focal point not only in the energy policy, but also in the economic and industrial policies of the entire EU. And through the EU regulations, it also shapes the policy of individual countries, including Poland. Despite many positives of the approach, pretty soon it has become clear that it poses a huge threat to Poland s social and economic development. From the start, an enormous political pressure of the EU s power centers applied to implement and restrict the policy could be seen. Such a situation is difficult for Poland and requires extraordinary mobilization both in terms of expertise and political and negotiation terms. The paper reviews EnergySys work in POWER ENGINEERING POWER ENGINEERING MAREK SAMOTYJ: US ENERGY PORTFOLIO IN 2015 Possible changes to selection of fuels needed for electricity generation, general economic trends, legal regulations as well as hard to predict acceptance development are going to be the leading strategic topics of the decisions to be made in the next ten years by the leaders of the US energy sector. The recent report on the subject, drafted by Electric Power Research Institute, covers the period until 2025, with 2015 being considered the critical year. This is the report on present needs of the US power sector and on possibilities to build strategic technological solutions in this area. History of electricity generation mainly shows that the move from one generation technology to another has always been accompanied with search for new sources of fuels which, until then, had been considered uneconomic. Thus, in 1970s and 1980s, the main coal and water based generating sources were supplemented with nuclear energy which, in turn, in 1990s and at the beginning of the current century was supplemented with gas fueled turbines. At present, we have entered another period of massive changes. The energy of today sees increasing share of such energy sources as solar panels and wind power turbines. In the near future, off shore wind power sources will join the game, similarly to large or economically feasible geo thermal sources and modular systems of nuclear power generation

50 SUMMARY DR MAGDALENA WASILUK HASSA, WOJCIECH STRZAŁKOWSKI: ELECTRICAL ENERGY AND TELECOMMUNICATIONS Proper development of the power sector has decisive influence on the balanced economic growth which forces all the economies to rationalize costs of electricity generation as well as costs of its delivery to customers. Because of fast growing demand for energy, new possibilities of energy generation are being explored, not only in terms of new sources, but also in terms of the market participants. More and more often we start to talk about a prosumer or the energy consumer who, at the same time, is the energy producer and its supplier to grids. In this context, there is no escape from Smart Grids concept the idea of intelligent networks and its element, Smart Metering an intelligent measuring system. In order to be able to use the data pulled out from the vast network of the customers measuring equipment, the transmission and then processing are needed. This is where cooperation between the power sector and telecommunication sector starts. POWER ENGINEERING 88 CIEPŁOWNICTWO GAZOWNICTW0 ELEKTROENERGETY KA Zeszyt Naukowo Techniczny CGE Ciepłownictwo Gazownictwo Elektroenergetyka Redaktor naczelny: Jerzy Loch PGNiG TERMIKA SA, ul. Modlińska 15, Warszawa tel cge@termika.pgnig.pl Wydawca: Gremi Business Communiction Sp. z o.o. ul. Prosta 51, Warszawa, tel