Próba zastosowania gazu ziemnego jako paliwa uzupełniającego węglowy system ciepłowniczy

Transkrypt

1 Próba zastosowania gazu ziemnego jako paliwa uzupełniającego węglowy system ciepłowniczy Autor: Ryszard Śnieżyk 1 ("Energetyka" - październik 2014) Opisano próbę zastosowania gazu ziemnego jako paliwa uzupełniającego w węglowym systemie ciepłowniczym. Przedstawiono skutki inwestycji polegającej na wybudowaniu ciepłowni szczytowej zasilanej gazem ziemnym, która została zrealizowana w Szczecinie. Z powodu diametralnej zmiany taryfy dla ciepła, zatwierdzonej przez URE, zamiast obniżenia kosztów mocy zamówionej o około 5,3 mln zł rocznie uzyskano 1,5 mln zł. To spowodowało, że zamiast zysków, inwestycja przynosi straty w wysokości około 2,0 mln zł rocznie. Skutki ekonomiczne poniosą odbiorcy ciepła. Słowa kluczowe: węglowy system ciepłowniczy, gaz ziemny, paliwo uzupełniające. Ze względów ekologicznych stosowanie węgla, jako paliwa, jest coraz trudniejsze. Obecne oraz projektowane utrudnienia polegające na wprowadzaniu ograniczeń emisji CO2, SO2, NOx i pyłów [1] wymagają zwiększenia zastosowania paliwa szlachetnego, jakim jest gaz ziemny. Jednak ze względów ekonomicznych nie jest to w tej chwili możliwe. Ponadto należy się liczyć ze znacznym wzrostem cen gazu w przyszłości oraz ograniczoną jego podażą. W praktyce mamy do czynienia z dwoma strategiami postępowania. Pierwsza polega na całkowitym zastąpieniu ciepłowni węglowych przez ciepłownie/elektrociepłownie zasilane gazem, najczęściej ziemnym. Przykładami mogą być EC Zakrzów [2] i EC Wizów [3]. Mamy również do czynienia ze źródłami energii budowanymi od podstaw zasilanych gazem. Tu przykładem może być elektrociepłownia we Władysławowie [4]. Odrębną grupą obiektów są źródła ciepła dostarczające energię do części miasta, zasilane gazem ziemnym, a pozostałą tradycyjną ciepłownią węglową. Z taką sytuacją mamy do czynienia w Siedlcach [5]. Pod pretekstem wykorzystania wód geotermalnych zbudowano zbyt dużą (Q cg = 55 MW zamiast Q cg = 21 MW) ciepłownię gazową w Pyrzycach [6]. Druga strategia polega na zastosowaniu gazu ziemnego jako drugiego paliwa, najczęściej przez umieszczenie w ciepłowni węglowej układu kogeneracyjnego lub kotłów szczytowych. 1 dr inż. Ryszard Śnieżyk prowadzi działalność z zakresu ciepłownictwa pod nazwą Ryszard Śnieżyk. Doktorat w Politechnice Warszawskiej, prowadził dydaktykę w Wyższej Szkole Inżynierskiej w Opolu, Akademii Techniczno- Rolniczej w Bydgoszczy. Pracował w Miejskim Przedsiębiorstwie Gospodarki Cieplnej we Wrocławiu, Instytucie Gospodarki Przestrzennej i Komunalnej Oddział w Krakowie. Prowadził zajęcia dydaktyczne z zakresu odnawialnych źródeł energii w Szkole Wyższej im. Bogdana Jańskiego w Warszawie. rsniezyk1@wp.pl strona 1 październik 2014

2 Przykładami takich rozwiązań mogą być: Ciepłownia Harcerska w Opolu [7], Ciepłownia Benesza w Szczecinie [8] oraz Ciepłownia KR-1 w Ustce [9]. Nawet przy tak wysokiej cenie gazu ziemnego można znaleźć takie jego zastosowanie, które jest opłacalne. Zdarza się to w bardzo specyficznych warunkach i występuje niezmiernie rzadko. Przykład inwestycji Aby pokazać tło problemu poniżej przedstawiono wybrany przykład próby zastosowania gazu ziemnego w ciepłownictwie, który należy uznać za nieudany. Podstawowe wiadomości na temat układów skojarzonych można znaleźć w [10]. Bardzo istotny wpływ na kogenerację ma dyrektywa UE, którą bardzo trafnie opisał Kowalik [11]. System ciepłowniczy Szczecina Analizę przeprowadzono dla systemu ciepłowniczego Szczecina. System ten zasilany jest z trzech głównych źródeł ciepła: dwóch elektrociepłowni (część lewobrzeżna) i ciepłowni Dąbska (część prawobrzeżna). Ponadto używane są dwie ciepłownie gazowe: Sąsiedzka i Gierczak. W tabeli 1 podano bilans cieplny systemu ciepłowniczego [12] eksploatowanego przez Szczecińską Energetykę Cieplną (SEC). Tabela 1. Zamówiona moc cieplna przez odbiorców w analizowanych źródłach ciepła Przeprowadzono szczegółową analizę pracy systemu ciepłowniczego w sezonie ogrzewczym 2005/2006 [12]. W tabeli 2 wyliczono również moc cieplną przy temperaturze zewnętrznej obliczeniowej (t z o = - 16 o C) oznaczoną Q obl. Wyznaczono współczynnik niejednoczesności poboru mocy cieplnej. Porównano moc zamówioną przez odbiorców z mocą dostarczoną przez źródła ciepła (ze stratami ciepła a i bez strat ciepła a') na podstawie aproksymacji w okresie zimnym (tab. 2.). strona 2 październik 2014

3 Tabela 2. Współczynnik niejednoczesności poboru mocy cieplnej systemu ciepłowniczego Szczecina (okres zimny) Ciepłownia Benesza Szczecin W roku 2004 Szczecińska Energetyka Cieplna uruchomiła Ciepłownię Benesza [13] zasilaną olejem opałowym o mocy Q Bo = 52 MW lub gazem ziemnym Q Bg = 64 MW. Koszt tej ciepłowni szacowano na K B 10 mln zł [14]. Ten koszt wydaje się stanowczo zaniżony. Zasadniczym celem budowy tej ciepłowni było obniżenie mocy zamówionej w elektrociepłowniach stanowiących własność ZEDO. Planowano również dostawę ciepła do Szczecina latem (!) [15]. Parametry techniczne źródeł ZEDO Zespół Elektrowni Dolna Odra [16] eksploatuje trzy następujące kogeneracyjne źródła energii elektrycznej i cieplnej: Elektrownia Dolna Odra, Elektrociepłownia Szczecin (dawniej Portowa), Elektrociepłownia Pomorzany. W tabeli 3 podano charakterystykę techniczną tych źródeł. Natomiast na rysunku 1 porównano wielkości produkcji energii elektrycznej i cieplnej w roku W sprawozdaniu z działalności ZEDO w roku 2005 [16] zamieszczono całkowite sprawności uzyskane w poszczególnych źródłach. Tabela 3. Moc zainstalowana i produkcja energii elektrycznej i cieplnej w źródłach ZEDO (2005) W tabeli 3 przyjęto następujące oznaczenia: strona 3 październik 2014

4 Sprawność, % P, MWh; E, GJ P produkcja energii elektrycznej, MWh, E produkcja energii cieplnej, GJ, u stosunek mocy elektrycznej do mocy cieplnej, MW/MW, N zainstalowana moc elektryczna, MW, Q zainstalowana moc cieplna, MW, a współczynnik skojarzenia, η sprawność całkowita elektrociepłowni, % El. Dolna Odra EC Pomorzany EC Szczecin P, MWh E, GJ Rys. 1. Produkcja energii elektrycznej i cieplnej w źródłach ZEDO (2005) 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% El. Dolna Odra El. Dolna Odra EC Szczecin EC Szczecin EC Pomorzany EC Pomorzany η ηth ηel Rys. 2. Sprawność ogólna wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej w źródłach ZEDO strona 4 październik 2014

5 Należy podkreślić bardzo niską sprawność wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowniach, bo wynoszącą w przypadku EC Pomorzany zaledwie ηel Pom = 19%! Trudno się zgodzić na pracę w centrum miasta źródła wytwarzającego energię elektryczną ze sprawnością o połowę mniejszą niż elektrownie konwencjonalne. Budowa przez Szczecińską Energetykę Cieplną Ciepłowni Benesza spowodowała ostry spór między SEC a ZEDO, który trwał bardzo długo (około dwa lata). Trudno nazwać przyczynę zakończenia sporu ugodą [18]. W roku 2004 taryfa dla ciepła [17] zatwierdzona przez URE zawierała identyczne ceny w dwóch różnych źródłach ciepła. Trudno jest uzasadnić taką decyzję, gdyż nawet w opracowaniu ZEDO [16] na uwagę zasługuje fakt podanej charakterystyki źródeł ciepła, a szczególnie znaczną różnicę sprawności ogólnej obu elektrociepłowni. Reakcją ZEDO na ciepłownię szczytową wybudowaną przez SEC była zmiana taryfy dla ciepła. W tabeli 4 pokazano wyliczenia pokazujące zmianę udziału kosztów stałych mocy zamówionej w przypadku taryfy z roku 2004 [17] i z roku 2005 [19]. Tabela 4 Porównanie cen ZEDO w latach 2004 i 2005 Efektywność produkcji ciepła q do wyznaczenia ceny jednoczłonowej ciepła przyjęto na podstawie publikacji URE [20], który w województwie zachodniopomorskim wynosił: q ZP = 8 049,2 GJ/MW Jak widać z tabeli 4 udział opłaty stałej zmniejszył się z 37% w roku 2004 do 11% w roku następnym. strona 5 październik 2014

6 Koszt roczny, zł c, zł/gj Taryfa cs cz Rys. 3. Zmiana udziału ceny stałej w cenie ciepła w taryfach 2004 i 2005 r. Trudno zrozumieć, w jaki sposób w jedną noc mogła zmienić się struktura kosztów? W uzasadnieniu do decyzji [19] nie ma na ten temat ani słowa. Należy zwrócić uwagę na fakt obniżenia ceny ciepła o około 3%. W tabeli 5 zestawiono ceny ciepła w latach 2004 [17] i 2005 [19] oraz roczną opłatę stałą za moc zamówioną w zależności od taryfy ZEDO. Tabela 5 Obniżenie kosztów mocy zamówionej po uruchomieniu Ciepłowni Benesza Rys. 4. Porównanie rocznych kosztów stałych wg taryf 2004 i 2005 r. (moc zamówiona Qzam = 64,0 MW) strona 6 październik 2014

7 Koszty zakupu gazu ziemnego do Ciepłowni Benesza Opłaty za gaz ziemny wyznaczono na podstawie aktualnej taryfy dla paliw gazowych [21]. Na wstępie oszacowano ilość gazu ziemnego niezbędną do uzyskania mocy Q g = 64,0 MW, która prawdopodobnie wyniesie około b g = 7600 m3/h, co odpowiada opłatom według grupy taryfowej W-10 (Wielkopolska Spółka Gazownicza) [21]. Wyliczenie kosztów O dg dystrybucji gazu (dla grup taryfowych W-5 do W-10): Odg Szd bg Ssd M T Sa k gdzie: S zd cena stała za dystrybucję, zł/m 3, S sd cena stała za przesył, [zł/(m 3 /h)]/h, M moc zamówiona, m 3 /h, T okres rozliczeniowy, h, S a opłata abonamentowa, zł/miesiąc, k okres rozliczeniowy, miesięcy. Opłata stała za zamówioną ilość gazu (b g = 7600 m3/h) w ciągu roku wyniesie: Odg Ssd M T Sa k 0, , , 60 zł Po zmianie taryfy za ciepło przez ZEDO, zasilanie gazem jest nieopłacalne ze względu na wyższe koszty rocznej opłaty stałej za dostawę gazu (K g zam = zł) w porównaniu z kosztami zakupu mocy zamówionej w EC (K ec zam = zł). Efektywność inwestycji Koszt roczny amortyzacji Ciepłowni Benesza można przyjąć na poziomie K aben = 1,0 mln zł. Na tej podstawie można oszacować bilans inwestycji: BEN E K zam zam BEN EC K g Ka E BEN zł Nawet pominięcie kosztów eksploatacyjnych (dozór i obsługa, serwis, podatki itp.), wskazuje, że na tej inwestycji SEC traci niemal 2,0 mln zł rocznie! strona 7 październik 2014

8 Należy zwrócić uwagę na to, że SEC jest przedsiębiorstwem prywatnym o dominującym udziale inwestora niemieckiego. Tym bardziej powinno się wymagać racjonalnych działań ekonomicznie uzasadnionych. Trudno jest dociec przesłanek, które przyświecały podjęciu takiej decyzji. Mieszkańcy Szczecina muszą pogodzić się ze zwiększonymi wydatkami na ciepło, gdyż strata około 2,0 mln zł spadnie na ich kieszenie. Jest nadzieja, że URE nie uzna nakładów inwestycyjnych budowy oraz utrzymania Ciepłowni Benesza jako kosztów uzasadnionych. Podsumowanie Na podstawie analizy konkretnego przypadku, budowy szczytowej ciepłowni zasilanej gazem ziemnym w Szczecinie, można wysnuć następujące wnioski: 1) gaz ziemny jest szlachetnym, czystym paliwem o bardzo wysokiej cenie; 2) próbę zastosowania go jako paliwa uzupełniającego w węglowym systemie ciepłowniczym, na przykładzie Ciepłowni Benesza w Szczecinie, należy uznać za nieudaną; 3) krótki czas wykorzystywania oraz bardzo wysoka cena stała za moc zamówioną gazu ziemnego powoduje, że takie rozwiązanie jest niewłaściwe; 4) należy podkreślić skutki decyzji URE, który wyraził zgodę na wprowadzenie taryfy diametralnie zmieniającej strukturę kosztów produkcji ciepła w elektrociepłowniach ZEDO; 5) szczegółowa analiza tej inwestycji pozwoli w przyszłości na uniknięcie nietrafionych, kosztownych inwestycji przez inne przedsiębiorstwa ciepłownicze; 6) w najbliższym czasie należy się spodziewać znacznego wzrostu cen gazu ziemnego (krocząca za ceną ropy naftowej z opóźnieniem około dwóch, trzech lat), co spowoduje znaczne pogorszenie wskaźników ekonomicznych podobnych inwestycji; 7) należy się liczyć z ograniczeniami ilości dostępnego gazu ziemnego, szczególnie przy najniższych temperaturach zewnętrznych, powodowanych kłopotami z zakupem gazu ziemnego z Rosji. Pomimo tak negatywnych wniosków można znaleźć rozwiązania, kiedy zastosowanie gazu ziemnego w węglowych systemach ciepłowniczych jest opłacalne. Będzie to tematem następnych publikacji. strona 8 październik 2014

9 PIŚMIENNICTWO [1] Lewandowski J. Nowa dyrektywa IPPC czarny scenariusz dla polskiego ciepłownictwa, Ciepłownictwo Ogrzewnictwo Wentylacja 2008, nr 10, s [2] Śnieżyk R. Warunki techniczne opłacalności systemów kogeneracyjnych, Rynek Energii 2006, nr 6, s [3] PEP S.A., Warszawa, [4] Energobaltic Sp. z o.o. Gdańsk, [5] Przedsiębiorstwo Energetyczne w Siedlcach, [6] Geotermia Pyrzyce, [7] Energetyka Cieplna Opolszczyzny S.A., Opole, [8] Szczecińska Energetyka Cieplna Sp. z o.o., Szczecin, [9] Zagrodzki I. Prezentacja firmy PEC EMEPEC Ustka, web.pl [10] Szargut J., Ziębik A., Skojarzone wytwarzanie ciepła i elektryczności elektrociepłownie, Polska Akademia Nauk, Oddział w Katowicach, Wydawnictwo Pracowni Komputerowej Jacka Skalmierskiego, Katowice Gliwice [11] Kowalik M., Dyrektywa Unii Europejskiej o elektrociepłowniach, Rynek Energii 2003, nr 5(48), s [12] Śnieżyk R., Machbarkeitsstudie für den Anschluss des Fernwärmesystems in Szczecin am linken Oderufer an das System von dem Heizwerk CR Dąbska, Ryszard Śnieżyk, Wrocław 2006, opracowanie niepublikowane. [13] Zespół Elektrowni Dolna Odra, Raport Roczny 2005, [14] Husaim-Sobecka Y, Ciepła woda dla miasta, Gazeta Wyborcza Szczecin, , [15] SEC odwołał się od decyzji wojewody, Gazeta Wyborcza Szczecin, [16] SEC v. ZEDO walka o ciepło, Gazeta Wyborcza Szczecin, [17] Rabenda M. Koniec sporu SEC ZEDO, Gazeta Wyborcza Szczecin, [18] Decyzja Prezesa URE OSZ (7)/2004/1272/VI/AB z dnia 8 czerwca [19] Decyzja Prezesa URE OSZ (11)/2005/1272/VII/JC z dnia 10 czerwca [20] Buńczyk A., Daniluk A., Głukowska-Sobol A., Moskalik M., Ciepłownictwo w Polsce charakterystyka przedsiębiorstw koncesjonowanych część I, Biuletyn URE 2001, nr 6. [21] Taryfa dla paliw gazowych. Nr 1/2008, Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A., Warszawa strona 9 październik 2014