Załącznik do Uchwały Nr LXIV/2096/2006 Rady Miejskiej w Bielsku-Białej z dnia 24 października 2006 roku

Transkrypt

1 Załącznik do Uchwały Nr LXIV/2096/2006 Rady Miejskiej w Bielsku-Białej z dnia 24 października 2006 roku PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE GMINY BIELSKO-BIAŁA Wykonawcy: Fundacja na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii ul. Wierzbowa Katowice dr inż. Sławomir Pasierb, mgr inż. Mariusz Bogacki, mgr inż. Piotr Kukla, mgr inż. Tomasz Zieliński, Joanna Honsek

2 Niniejsze opracowanie wykonano na podstawie Umowy Nr 3105/955/99/PZE zawartej w dniu roku w wyniku rozstrzygnięcia przetargu nieograniczonego pomiędzy Gminą Bielsko Biała a Fundacją na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii w Katowicach oraz aktualizację na podstawie Umowy Nr FK 3105/1966/02/PZE z dnia 29 listopada 2002r. Opracowanie jest kompletne, zgodne z obowiązującymi przepisami, tzn. Ustawą Prawo Energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. (Dz.U. Nr 54, poz tekst jednolity z dnia 1 września 2003 r. Dz.U. Nr 153, poz z późniejszymi zmianami) i dotychczas wydanymi rozporządzeniami do tej Ustawy

3 3 SPIS TREŚCI 1. PODSTAWA OPRACOWANIA PROJEKTU PLANU ZAKRES PROJEKTU PLANU AKTUALNA I PROGNOZOWANA SYTUACJA ENERGETYCZNA I ŚRODOWISKOWA SYSTEMÓW ZAOPATRZENIA W ENERGIĘ PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO DO 2020 ROKU POTRZEBY MODERNIZACJI I BUDOWY NOWYCH ŹRÓDEŁ CIEPŁA ZAKRES ANALIZOWANYCH PRZEDSIĘWZIĘĆ DO PROPOZYCJI W ZAKRESIE ROZWOJU I MODERNIZACJI POSZCZEGÓLNYCH SYSTEMÓW ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE MODERNIZACJA SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO TWORZENIE WARIANTÓW ZAPEWNIENIA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO PO 2010 ROKU PODSTAWOWE PROBLEMY DECYZYJNE GŁÓWNE ZAŁOŻENIA PRACY JEDNOSTEK W SYSTEMIE CIEPŁOWNICZYM Konfiguracja technologiczna i lokalizacyjna A Konfiguracja technologiczna i lokalizacyjna B PRZYJĘCIE WARIANTÓW - KONFIGURACJA A I B OBCIĄŻENIE JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH WG KONFIGURACJI I WARIANTÓW PODSTAWY MERYTORYCZNE OCENY WARIANTÓW PRZYJĘTE SZCZEGÓŁOWE ZAŁOŻENIA OBLICZENIOWE Stan wyjściowy taryf i cen za ciepło WYNIKI I OCENA WARIANTÓW WYBÓR I REKOMENDACJA SPOSOBU ZAPEWNIENIA DOSTAWY CIEPŁA PO 2010 ROKU Weryfikacja oceny wariantów w świetle uwarunkowań ekonomicznych całego systemu ciepłowniczego Weryfikacja oceny wariantów w świetle uwarunkowań i stanowiska istniejących producentów i dystrybutorów ciepła Wariant 4 - zmodyfikowany wariant 2a i 3a Wyniki i ocena wariantu Wybór i rekomendacja wariantu Praca źródeł ciepła w proponowanym wariancie 4 po 2010 roku ZMODYFIKOWANE WARIANTY ZAOPATRZENIA W CIEPŁO PO 2010 ROKU W WYNIKU WSTEPNEGO PROCESU UZGODNIEŃ PROGRAMU INWESTYCYJNEGO Zweryfikowane założenia pracy systemu ciepłowniczego i prognozy zaopatrzenia w ciepło Główne zmodyfikowane warianty zaopatrzenia w ciepło po 2010 roku Wyniki obliczeniowe wariantów I, IIA i IIB WYBÓR I REKOMENDACJE ZMODYFIKOWANEGO WARIANTU Wykonalność wariantów w kryterium stabilizacji cen ciepła dla odbiorców systemu cieplowniczego B-B Rekomendacje wyboru wariantu OGÓLNE WNIOSKI ODNOSNIE PLANU MODERNIZACJI I ODBUDOWY SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO B-B MONITOROWANIE STANU ZAOPATRZENIA MIASTA BIELSKO-BIAŁA W PALIWA I ENERGIĘ ORAZ REALIZACJI ZAŁOŻEŃ DO PLANU I PLANU ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE CEL ZAKRES MONITOROWANIA Ocena zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe Ocena realizacji celów i kierunkowych zamierzeń założeń do planu i planu zaopatrzenia Bielska- Białej w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe REZULTATY I HARMONOGRAM DZIAŁAŃ Rezultaty: Partnerzy projektu:... 67

4 Harmonogram wdrożenia NAKŁADY FINANSOWE I SPOSÓB ICH POKRYCIA PROPOZYCJE W ZAKRESIE WYKORZYSTANIA ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII WYKORZYSTANIE BIOGAZU Z FERMENTACJI OSADÓW ŚCIEKOWYCH WYKORZYSTANIE ENERGII SŁONECZNEJ EDUKACJA EKOLOGICZNA ZWIĄZANA Z ROZPOWSZECHNIANIEM ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII WYKORZYSTANIE BIOMASY W PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ OGRANICZENIE NISKIEJ EMISJI UCIEPŁOWNIENIE BIELSKIEJ STARÓWKI UCIEPŁOWNIENIE BUDYNKÓW W CENTRUM MIASTA BIELSKO-BIAŁA OGRANICZENIE NISKIEJ EMISJI W BUDOWNICTWIE ROZPROSZONYM PODSUMOWANIE/STRESZCZENIE DECYZYJNE PROPOZYCJI PRZEDSIĘWZIĘĆ DO PLANU ZAOPATRZENIA BIELSKA-BIAŁEJ W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE SYNTETYCZNE ZESTAWIENIE PROPONOWANYCH PRZEDSIĘWZIĘĆ SPIS RYSUNKÓW RYSUNEK 1 PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO W PRZEMYŚLE 11 RYSUNEK 2 PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO W MIESZKALNICTWIE 11 RYSUNEK 3 PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO DLA BUDYNKÓW UŻYTECZNOŚCI PUBLICZNEJ 12 RYSUNEK 4 PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO DLA POZOSTAŁYCH BUDYNKÓW 12 RYSUNEK 5 SUMARYCZNA PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO DLA WSZYSTKICH SEKTORÓW 13 RYSUNEK 6 SUMARYCZNA PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC DLA WSZYSTKICH SEKTORÓW 14 RYSUNEK 7 MOC ZAINSTALOWANA W ISTNIEJĄCYCH ŹRÓDŁACH CIEPŁA NA TLE POSZCZEGÓLNYCH SCENARIUSZY W LATACH RYSUNEK 8 SCHEMAT OGÓLNY POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁĄ WODĘ PO RYSUNEK 9 SCHEMAT OGÓLNY POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA PARĘ 18 RYSUNEK 10 OBCIĄŻENIE JEDNOSTEK NA TLE UPORZĄDKOWANEGO WYKRESU OBCIĄŻEŃ SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO W ROKU KONFIGURACJA A (CIEPŁA WODA) 21 RYSUNEK 11 OBCIĄŻENIE JEDNOSTEK NA TLE UPORZĄDKOWANEGO WYKRESU OBCIĄŻEŃ SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO W ROKU KONFIGURACJA B (CIEPŁA WODA) 21 RYSUNEK 12 OBCIĄŻENIE JEDNOSTEK NA TLE UPORZĄDKOWANEGO WYKRESU OBCIĄŻEŃ SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO W ROKU KONFIGURACJA A I B (PARA WODNA) 22 RYSUNEK 13 OBCIĄŻENIE JEDNOSTEK NA TLE UPORZĄDKOWANEGO WYKRESU OBCIĄŻEŃ SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO W ROKU WARIANT 4, KONFIGURACJA C 38 RYSUNEK 14 SYSTEM CIEPŁOWNICZY B-B WARIANT I 580 RYSUNEK 15 SYSTEM CIEPŁOWNICZY B-B WARIANT IIA/IIB PODSYSTEM PÓŁNOC 80 RYSUNEK 16 SYSTEM CIEPŁOWNICZY B-B PODSYSTEM POŁUDNIE WARIANT IIA BEZ SKOJARZENIA (W MIEJSCU EC-1) 80 RYSUNEK 17 SYSTEM CIEPŁOWNICZY B-B PODSYSTEM POŁUDNIE WARIANT IIB ZE SKOJARZENIEM (W MIEJSCU EC-1) 80 RYSUNEK 18 STRUKTURA RYNKU CIEPŁA W BIELSKU BIAŁEJ W 2001 ROKU. 80 SPIS TABEL TABELA 1 PODSTAWOWE INFORMACJE O ŹRÓDŁACH ENERGII ZAINSTALOWANYCH W EC 1, EC 2 I CIEPŁOWNI WAPIENICA 15 TABELA 2 RUCH ISTNIEJĄCYCH ŹRÓDEŁ CIEPŁA ORAZ SKUTKI NA ZAPOTRZEBOWANIE NA MOC W BIELSKU BIAŁEJ DO ROKU TABELA 3 PROPONOWANE WARIANTY NOWYCH JEDNOSTEK DLA KONFIGURACJI A I B CIEPŁA WODA 19

5 5 TABELA 4 PROPONOWANE WARIANTY NOWYCH JEDNOSTEK DLA KONFIGURACJI A I B PARA WODNA 20 TABELA 5 ROZDYSPONOWANIE OBCIĄŻENIA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH NA POKRYCIE ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁĄ WODĘ W CIĄGU ROKU KONFIGURACJA AI B 20 TABELA 6 ROZDYSPONOWANIE OBCIĄŻENIA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH NA POKRYCIE ZAPOTZREBOWANIA NA PARĘ W CIĄGU ROKU 20 TABELA 7 TARYFA ZA CIEPŁO DLA EC 1 I EC 2 24 TABELA 8 TARYFA ZA CIEPŁO THERMA (ŁĄCZNIE Z KOSZTEM WYTWARZANIA) 24 TABELA 9 KONFIGURACJA A. NAKŁADY INWESTYCYJNE I JEDNOSTKOWE KOSZTY CIEPŁA W WARIANTACH (BRUTTO) 27 TABELA 10 KONFIGURACJA B. NAKŁADY INWESTYCYJNE I JEDNOSTKOWE KOSZTY CIEPŁA W WARIANTACH (BRUTTO) 30 TABELA 11 ROZDYSPONOWANIE OBCIĄŻENIA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH NA POKRYCIE ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁĄ WODĘ W CIĄGU ROKU KONFIGURACJA C 37 TABELA 12 KONFIGURACJA C. NAKŁADY INWESTYCYJNE I JEDNOSTKOWE KOSZTY CIEPŁA BRUTTO W WARIANCIE 4 41 TABELA 13 CHARAKTERYSTYCZNE WIELKOŚCI ŹRÓDEŁ CIEPŁA WARIANT I 69 TABELA 14 CHARAKTERYSTYCZNE WIELKOŚCI ŹRÓDEŁ CIEPŁA PODSYSTEMU POŁUDNIE WARIANT IIA BEZ SKOJARZENIA 71 TABELA 15 CHARAKTERYSTYCZNE WIELKOŚCI ŹRÓDEŁ CIEPŁA PODSYSTEMU POŁUDNIE WARIANT IIB ZE SKOJARZENIEM 78 TABELA 16 NAKŁADY INWESTYCYJNE WARIANTÓW: I, IIA I IIB 78 TABELA 17 KOSZTY WYTWARZANIA CIEPŁA DLA WARIANTU I 79 TABELA 18 KOSZTY WYTWARZANIA CIEPŁA DLA WARIANTU IIA BEZ SKOJARZENIA 81 TABELA 19 KOSZTY WYTWARZANIA CIEPŁA PODSYSTEMU POŁUDNIE WARIANT IIB ZE SKOJARZENIEM 85 TABELA 20 JEDNOSTKOWE KOSZTY I WYMAGANE PRZYCHODY DLA SFINANSOWANIA INWESTYCJI W WARIANTACH I, IIA I IIB (NETTO BE VAT-U) 89 TABELA 21 MONITOROWANIE PIERWOTNYCH DANYCH DLA OCENY WIELKOŚCI ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE 69 TABELA 22 MONITOROWANIE DANYCH DLA OCENY REALIZACJI ZAŁOŻEŃ DO PLANU I PLANU ZAOPATRZENIA 71 TABELA 23 PROGNOZOWANA ILOŚĆ PRODUKOWANEJ ENERGII W BLOKU BC 50 W 2010 ROKU 78 TABELA 24 PROGNOZOWANA ILOŚĆ SPALANEGO W BLOKU BC 50 PALIWA 78 TABELA 25 ZUŻYCIE PALIWA I PRODUKCJA ENERGII W BLOKU BC 50 W PRZYPADKU STOSOWANIA WĘGLA I WSPÓŁSPALANIA 79 TABELA 26 SZACUNKOWA EMISJA ZE SPALANIA WĘGLA W OGRZEWNICTWIE INDYWIDUALNYM NA TERENIE GMINY BIELSKO - BIAŁA 81 TABELA 27 EFEKT EKOLOGICZNY W WYNIKU WDROŻENIA PROGRAMU OGRANICZENIA NISKIEJ EMISJI 85 TABELA 28 SYNTETYCZNE ZESTAWIENIE PROPONOWANYCH PRZEDSIĘWZIĘĆ DO PLANU ZAOPATRZENIA BIELSKA-BIAŁEJ W CIEPŁO. ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE 89

6 6 1. PODSTAWA OPRACOWANIA PROJEKTU PLANU Podstawą prawną do opracowania Projekt planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy jest zapis art. 20 ust.1 Ustawy Prawo Energetyczne W przypadku gdy plany przedsiębiorstw energetycznych nie zapewniają realizacji założeń, o których mowa w art.19 ust. 8 PE, Prezydent miasta opracowuje Projekt planu w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru gminy lub jej części. Projekt planu opracowywany jest na podstawie uchwalonych przez radę tej gminy założeń i winien być z nim zgodny. W przypadku Gminy Bielsko - Biała zaistniała konieczność opracowania Projektu planu..., ponieważ przedsiębiorstwo ciepłownicze, funkcjonujące na terenie Gminy Bielsko - Biała, nie posiadały planów rozwoju. Z tego powodu nie można było rozwiązać problemów bezpieczeństwa zaopatrzenia systemu ciepłowniczego po roku W uchwale Nr XIX/664/2003 Rady Miejskiej w Bielsku Białej z dnia 18 listopada 2003r. dotyczącej uchwalenia Założeń do planu w 5 zobowiązano Prezydenta Miasta do oparcowania Planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy Bielsko Biała w terminie do końca września 2004 roku. Podstawą formalną opracowania " Projekt planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy " była jest Umowa zawarta pomiędzy Zarządem Miasta Bielsko - Biała, a Fundacją na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii w Katowicach (FEWE). Jako podstawę do opracowania Projektu planu... przyjęto uchwalone przez Radę Miasta Założenia do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze miasta Bielsko - Biała.

7 7 2. ZAKRES PROJEKTU PLANU Art. 20. ust.2-6 ustawy Prawo energetyczne mówi: 2. Projekt planu, o którym mowa w ust. 1, powinien zawierać: 1) propozycje w zakresie rozwoju i modernizacji poszczególnych systemów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, wraz z uzasadnieniem ekonomicznym, 1a) propozycje w zakresie wykorzystania odnawialnych źródeł energii; 2) harmonogram realizacji zadań, 3) przewidywane koszty realizacji proponowanych przedsięwzięć oraz źródło ich finansowania. 3. Rada gminy uchwala plan zaopatrzenia, o którym mowa w ust W celu realizacji planu, o którym mowa w ust. 1, gmina może zawierać umowy z przedsiębiorstwami energetycznymi. 5. W przypadku, gdy nie jest możliwa realizacja planu na podstawie umów, rada gminy - dla zapewnienia zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe - może wskazać w drodze uchwały tę część planu, z którą prowadzone na obszarze gminy działania muszą być zgodne. 3. AKTUALNA I PROGNOZOWANA SYTUACJA ENERGETYCZNA I ŚRODOWISKOWA SYSTEMÓW ZAOPATRZENIA W ENERGIĘ Podstawowe założenia do opracowania planu określa Uchwała Rady Miejskiej dotycząca "Założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze miasta Bielsko - Biała ". Poniżej przedstawiono główne wnioski i ukierunkowania wynikające z tych założeń. Priorytetowym problemem dla miasta Bielsko - Biała jest system ciepłowniczy z uwagi na: niekorzystny trend zmniejszania z roku na rok sprzedaży ciepła z sytemu ciepłowniczego. Istnieje zagrożenie wzrostu kosztów dostawy ciepła do odbiorców, które już w chwili obecnej zbliżają się do progu konkurencyjności w porównaniu do innych sposobów zapewnienia usług cieplnych (ogrzewania pomieszczeń i przygotowania ciepłej wody użytkowej). W tej sytuacji znajduje się większość zcentralizowanych systemów ciepłowniczych w Polsce, dużą wrażliwość społeczną na wzrost ceny ciepła - w aspekcie znacznego obciążenia budżetów rodzinnych kosztami energii, szczególnie odczuwalnego w aktualnej sytuacji społeczno-gospodarczej w mieście, niestabilny rynek pracy w Bielsku Białej na co mogą się nałożyć dodatkowe zwolnienia pracowników zatrudnionych w przedsiębiorstwach ciepłowniczych w kontekście modernizacji systemu ciepłowniczego, konieczność budowy nowego źródła ciepła lub gruntownej modernizacji istniejących

8 8 urządzeń energetycznych zasilanych paliwem stałym, co wynika z Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 4 sierpnia 2003 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji (Dz. U z dnia 18 września 2003 r.) jak również dyrektywy Unii Europejskiej 2001/80/WE, oraz potrzeby odtworzenia zużytych technicznie i likwidowanych źródeł ciepła w EC-1 własności PKE S.A./ZEC, ograniczony wpływ miasta na poziom cen ciepła kształtowanych przez PKE SA Zespół Elektrociepłowni, który jest głównym wytwórcą ciepła, w kontekście obowiązków miasta określonych w ustawie Prawo energetyczne obligujących je do planowania i organizacji zaopatrzenia w nośniki energii na obszarze gminy. W kontekście standardów emisji zanieczyszczeń zgodnie z Rozporządzenie ministra środowiska z dnia 4 sierpnia 2003 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji (Dz. U z dnia 18 września 2003 r.) i Dyrektywy Unii Europejskiej 2001/80/WE oraz aspektów ekonomicznych związanych z wytwarzaniem ciepła istnieje konieczność modernizacji systemu ciepłowniczego na terenie miasta Bielsko Biała i budowy nowych urządzeń wytwórczych do 2010 roku. Proponowane przedsięwzięcia zaprojektowano i oceniono w najbliższych latach pod kątem zwiększenie bezpieczeństwa systemu zaopatrzenia w ciepło i kosztów ciepła dla odbiorców. Zgodnie z Ustawą Prawo energetyczne rozpatrzono koncepcję modernizacji źródła przez skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej z uwzględnieniem wykorzystania odnawialnych źródeł energii Prognoza zapotrzebowania na ciepło do 2020 roku Na potrzeby Planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze miasta zostały sporządzone trzy scenariusze zapotrzebowania na ciepło sieciowe w Bielsku-Białej wraz z rozbiciem na sektory: przemysł, mieszkalnictwo, użyteczność publiczną oraz inne. Rozpatrywane scenariusze posłużą w celu określenia perspektywicznego zapotrzebowania na ciepło sieciowe niezbędnego do optymalnego wyboru wariantu modernizacji systemu ciepłowniczego. Scenariusze te, bazując na zbiorczych danych rzeczywistych, dotyczących zużycia ciepła z lat uzyskanych z PK Therma (od 1998 w podziale na sektory), przedstawiają prognozowane zapotrzebowanie na ciepło sieciowe w Bielsku-Białej do roku Dane o rzeczywistym zużyciu ciepła sieciowego zostały dostarczone przez PK Therma Sp. z o.o. i przeliczone na średnie warunki temperaturowe z lat , przy czym dla przemysłu przyjęto, że 50% zużycia ciepła przeznaczane jest na pokrycie potrzeb technologicznych (na średnie warunki temperaturowe przeliczono w przemyśle pozostałą część ciepła użytkowaną na cele ogrzewania pomieszczeń). W poszczególnych scenariuszach dla całego miasta uwzględniono prognozowane przyrosty zużycia ciepła, wynikające ze Studium uwarunkowań oraz Planu zagospodarowania

9 9 przestrzennego... oraz "Zalożeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe" (tom III). Poniżej opisano scenariusze zapotrzebowania na ciepło sieciowe w Bielsku Białej. 1. Scenariusz trendu Scenariusz ten jest przedłużeniem linii trendu dla punktów określających rzeczywiste zużycie ciepła sieciowego w latach , przeliczone na średnie warunki temperaturowe z lat w Bielsku-Białej (dla przemysłu przeliczono 50% zużycia). O wyborze typu linii trendu (liniowy, wykładniczy, wielomianowy itd.), decydowała wartość współczynnika R 2, która powinna być jak najbliższa jedności. Z równania, otrzymanej linii trendu, obliczono wartości zapotrzebowania na ciepło w latach Scenariusz odbiorcy Podstawę do sporządzenia scenariuszy odbiorcy stanowią informacje, których dostarczyli sami odbiorcy ciepła sieciowego, określając w skierowanych do nich ankietach, procentową zmianę zapotrzebowania na ciepło w roku 2005, 2010 i 2020 w stosunku do roku Ponieważ łącznie sektor mieszkaniowy i przemysł stanowią 85% całości zużycia ciepła sieciowego w Bielsku-Białej, ankietyzacją objęto te dwa sektory. Tak więc, rozesłano ankiety do pięciu największych spółdzielni mieszkaniowych oraz Zakładu Gospodarki Mieszkaniowej, co stanowi 77 % zużycia ciepła sieciowego w mieszkalnictwie i reprezentuje 82 % całkowitej powierzchni mieszkaniowej ogrzewanej z ciepła sieciowego w Bielsku-Białej. Prognozowane zmiany zapotrzebowania na ciepło sieciowe dla tej grupy, przeniesiono następnie na pozostałe, nieobjęte ankietami, zasoby mieszkaniowe. Ankietami objęto także największych odbiorców przemysłowych, których łączne zużycia ciepła sieciowego w tym sektorze, stanowi 79%. Ponieważ na ankiety przemysłowego odbiorcy ciepła sieciowego odpowiedziało 81% ankietowanych, na ich podstawie określono zmiany i prognozy zużycia ciepła także dla pozostałych odbiorców przemysłowych. W przypadku użyteczności publicznej i pozostałych odbiorców ciepła sieciowego, wartości zapotrzebowania ciepła do roku 2020 przyjęto ze scenariusza trendu dla tych sektorów.

10 10 3. Scenariusz racjonalizacji Przy sporządzaniu tego scenariusza przyjęto następujące założenia: dla przemysłu: - zmniejszanie zużycia ciepła na technologię o 0,5%/rok - zmniejszanie zużycia ciepła na ogrzewanie o 1,5%/rok w stosunku do stanu istniejącego (2003 r.) mieszkalnictwo: - zmniejszenie uśrednionego jednostkowego zużycia ciepła sieciowego wynoszącego w stanie istniejącym (2003 rok) 0,65 GJ/m 2 rok do: 0,55 GJ/m 2 rok do roku ,45 GJ/m 2 rok do roku 2020 użyteczność publiczna: - zmniejszenie zapotrzebowania na ciepło sieciowe w stosunku do stanu istniejącego o 20% do roku 2010 i kolejne 20 % do roku 2020 inne: - zmniejszenie zużycia ciepła sieciowego o 1% rocznie w stosunku do roku poprzedniego Poniżej zaprezentowano wyniki sporządzonych scenariuszy dla poszczególnych sektorów oraz całości zapotrzebowania w Bielsku-Białej, wg powyższych założeń.

11 11 Rysunek 1 Prognoza zapotrzebowania na ciepło w przemyśle % zużycia ciepła w latach przeliczono na średnie warunki temperaturowe z okresu Zapotrzebowanie na ciepło [TJ] Scenariusz "odbiorcy" Scenariusz "trendu" Scenariusz "racjonalizacji" Lata Rysunek 2 Prognoza zapotrzebowania na ciepło w mieszkalnictwie Zużycie ciepła w latach przeliczono na średnie warunki temperaturowe z okresu Zapotrzebowanie na ciepło sieciowe [TJ] Scenariusz "odbiorcy" Scenariusz "trendu" Scenariusz "racjonalizacji" Lata

12 12 Rysunek 3 Prognoza zapotrzebowania na ciepło dla budynków użyteczności publicznej 2000 Zapotrzebowanie na ciepło sieciowe [TJ] Zużycie ciepła w latach przeliczono na średnie warunki temperaturowe z okresu Scenariusz "trendu" Scenariusz "racjonalizacji" Lata Rysunek 4 Prognoza zapotrzebowania na ciepło dla pozostałych budynków 2000 Zapotrzebowanie na ciepło sieciowe [TJ] Zużycie ciepła w latach przeliczono na średnie warunki temperaturowe z okresu Scenariusz "trendu" Scenariusz "racjonalizacji" Lata

13 13 Rysunek 5 Sumaryczna prognoza zapotrzebowania na ciepło dla wszystkich sektorów Zużycie ciepła w latach przeliczono na średnie warunki temperaturowe z okresu przy czym dla przemysłu przeliczono 50 % zużycia Zapotrzebowanie na ciepło [TJ] Scenariusz "odbiorcy" Scenariusz "trendu" Scenariusz "racjonalizacji" rzeczywiste zapotrzebowanie linia trendu R 2 = 0, Lata Na podstawie danych dostarczonych przez P.K. Therma o sprzedaży mocy [MW] i ciepła [GJ], wyznaczono średni wskaźnik wykorzystania mocy z lat , który wynosi 5900 GJ/MW. Korzystając z tak wyznaczonego wskaźnika oraz powyżej prezentowanych scenariuszy odbiorcy i racjonalizacji, sporządzono analogiczne scenariusze dla mocy do roku Dodano także scenariusz trendu, który jest przedłużeniem linii trendu dla mocy rzeczywistych z lat oraz dwie prognozy do roku 2015, z opracowania Wojewódzkiego Biura Projektów w Zabrzu wykonanego na zlecenie PK Therma Spółka z o.o. Ponadto, na tle scenariuszy trendu, odbiorcy oraz racjonalizacji pokazano moc zainstalowaną w istniejących źródłach ciepła, pracujących na sieć ciepłowniczą w Bielsku - Białej (EC1, EC2 oraz Wapienica ).

14 14 Rysunek 6 Sumaryczna prognoza zapotrzebowania na moc dla wszystkich sektorów MW rzeczywiste zapotrzebowanie wariant 1- wg opracowania WBP w Zabrzu wariant 2 - wg opracowania WBP w Zabrzu wg scenariusza "odbiorcy" wg scenariusza "racjonalizacji" trend z mocy rzeczywistej Lata Rysunek 7 Moc zainstalowana w istniejących źródłach ciepła na tle poszczególnych scenariuszy w latach rzeczywiste zapotrzebowanie wg scenariusza "odbiorcy" trend z mocy rzeczywistej wg scenariusza "racjonalizacji" moc cieplna MW MW - EC 1 80 MW - EC 2 olejowe kotły parowe MW - EC 2 - blok ciepłowniczy 105 MW - EC 2 - blok ciepłowniczy MW WAPIENICA Lata Do dalszych analiz przyjęto scenariusz racjonalizacji jako najbardziej prawdopodobny z uwagi na zbieżność z kierunkami polityki energetycznej Unii Europejskiej i Polski oraz przede wszystkim dużą zgodność z zamierzeniami odbiorców szczególnie na lata Ponadto ww. scenariusz w pokrywa się w przybliżeniu ze scenariuszem odbiorcy oraz prognozą obciążenia cieplnego wykonaną w 2000 roku przez WBP Zabrze na zlecenie PK Therma.

15 Potrzeby modernizacji i budowy nowych źródeł ciepła W tabeli 1 przedstawiono podstawowe dane o istniejących źródłach ciepła, zainstalowanych w EC1, EC2 i w Ciepłowni Wapienica. Natomiast w tabeli 2 przedstawiono ruch istniejących źródeł energii, głównie ciepła do 2020 roku oraz przewidywany deficyt mocy cieplnej w źródłach wskutek zatrzymania jednostek wytwórczych do 2010 roku w EC1. Z tabeli 2 wynika, że po 2010 roku występuje w pierwszym okresie deficyt zainstalowanej mocy cieplnej w źródłach rzędu MW. Tabela 1 Podstawowe informacje o źródłach energii zainstalowanych w EC 1, EC 2 i Ciepłowni Wapienica Lp. Charakterystyka urządzenia Lokalizacja Rok rozpoczęcia eksploatacji Rodzaj paliwa Wydajność [t/h] 1 Kocioł parowy OP-120 nr 1 EC Węgiel Kocioł parowy OP-120 nr 2 EC Węgiel Kocioł parowy OP-140 nr 4 EC Węgiel Kocioł parowy OP-230 nr 5 EC Węgiel 230 Moc cieplna [MW] Moc elektr. [MW] 5 Turbozespół TUK-25 nr 1 EC Turbozespół TUK-25 nr 2 EC Turbozespół TP-30 nr 4 EC Kocioł olejowy OO70-20 nr 1 EC Olej opałowy 36,0 9 Kocioł olejowy OO70-20 nr 2 EC Olej opałowy 36,0 10 Kocioł fluidalny Opz-230 EC Miał węglowy ,0 10 Turbozespół UP55-07 nr 1 EC Kocioł parowy OR -16 nr 1 Wapienica 1978 Węgiel 10,0 12 Kocioł parowy OR -16 nr 2 Wapienica 1978 Węgiel 10,0 Sumaryczna moc cieplna [MW] Prognozowana moc cieplna [MW] Deficyt/nadwyżka mocy [MW] 275

16 16 Tabela 2 Ruch istniejących źródeł ciepła oraz skutki na zapotrzebowanie na moc w Bielsku Białej do roku 2020 Lp. Charakterystyk Rok a urządzenia Lokalizacja rozpoczęcia eksploatacji Kocioł parowy 1 OP-120 nr 1 Kocioł parowy 2 OP-120 nr 2 Kocioł parowy 3 OP-140 nr 4 Kocioł parowy 4 OP-230 nr 5 Turbozespół 5 TUK-25 nr 1 Turbozespół 6 TUK-25 nr 2 Turbozespół 7 TP-30 nr 4 8 Kocioł olejowy OO70-20 nr 1 Kocioł olejowy OO70-20 nr 2 Rodzaj paliwa Wydajność [t/h] EC Węgiel 120 EC Węgiel 120 EC Węgiel 140 EC Węgiel 230 Moc cieplna [MW] Moc elektr. [MW] EC EC EC EC Olej opałowy Olej opałowy , EC ,0 9 Kocioł fluidalny Miał EC Opz-230 węglowy ,0 Turbozespół 10 UP55-07 nr 1 EC Kocioł parowy 11 OR -16 nr 1 Wapienica 1978 Węgiel 10,0 Kocioł parowy 12 OR -16 nr 2 Wapienica 1978 Węgiel 10,0 13 Sumaryczna moc cieplna w źródłach ciepła [MW] 472,0 472,0 472,0 472,0 472,0 472,0 472,0 197,0 197,0 197,0 197,0 197,0 177,0 177,0 177,0 177,0 177,0 Prognozowana moc cieplna zamówiona przez odbiorców [MW] (scenariusz 14 racjonalizacji) 414,1 405,9 370,9 362,7 354,6 346,4 335,0 332,4 329,7 327,1 324,4 321,8 319,1 316,5 313,8 311,2 338,5 15 Prognozowane rzeczywiste zapotrzebowanie na moc cieplną w źródłach [MW] 343,7 336,9 307,9 301,1 294,3 287,5 278,1 275,9 273,7 271,5 269,3 267,1 264,9 262,7 260,5 258,3 281,0 16 Nadwyżka (+)/Deficyt (-) mocy [MW] (wiersz 13-15) 128,3 135,1 164,1 170,9 177,7 184,5 194,0-78,9-76,7-74,5-72,3-70,1-87,9-85,7-83,5-81,3-104,0 Lata

17 17 4. ZAKRES ANALIZOWANYCH PRZEDSIĘWZIĘĆ DO PROPOZYCJI W ZAKRESIE ROZWOJU I MODERNIZACJI POSZCZEGÓLNYCH SYSTEMÓW ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE Poniżej wyszczególniono zakres analizowanych przedsięwzięć w niniejszym projekcie planu: Modernizacja systemu ciepłowniczego. Propozycje w zakresie wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Organizacja systemu monitorowania stanu zaopatrzenia miasta w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. Ograniczenie niskiej emisji. 5. MODERNIZACJA SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO 5.1. Tworzenie wariantów zapewnienia zapotrzebowania na ciepło po 2010 roku Rysunek 8 Schemat ogólny pokrycia zapotrzebowania na ciepłą wodę po 2010 MW Zapotrzebowanie na ciepłą wodę EC-2 kotły olejowe EC-1 lub EC-2 nowe moce wytwórcze Konfiguracja B Ciepłownia Wapienica EC-2 Istniejący Blok ciepłowniczy sezon grzewczy EC-1 lub EC-2 nowe moce wytwórcze na pokrycie cwu sezon pozagrzewczy

18 18 Rysunek 9 Schemat ogólny pokrycia zapotrzebowania na parę MW Zapotrzebowanie na parę nowe moce wytwórcze w EC-1 lub PK "Therma" lub w "Bielmarze" 5.2. Podstawowe problemy decyzyjne 1. Rozmieszczenie nowych jednostek wytwórczych, zastępujących zatrzymanie jednostek w EC- 1, w EC-2 lub w EC Produkcja ciepła w kotłach grzewczych, w skojarzeniu wytwarzania ciepła i energii elektrycznej lub mieszane kocioł + skojarzenie oraz dobór wielkości tych jednostek. 3. Dobór paliwa w nowych jednostkach wytwórczych: węgiel kamienny lub gaz ziemny Główne założenia pracy jednostek w systemie ciepłowniczym Konfiguracja technologiczna i lokalizacyjna A Zapotrzebowanie na ciepło - podstawowe zapotrzebowanie w sezonie grzewczym pokryte będzie przez istniejący, modernizowany blok ciepłowniczy w EC-2 o mocy cieplnej 105 MW t, - Ciepłownia Wapienica pracuje na granicy zapotrzebowania podstawowego i podszczytowego do roku Możliwa jest produkcja ciepła w Wapienicy, wcześniej i po roku 2014, ze spalania frakcji odpadów komunalnych, - nowe jednostki wytwórcze o łącznej mocy cieplnej do 110 MW mają zapewnić pokrycie zapotrzebowania pozapodstawowego i podszczytowego. Nowe jednostki wytwórcze mogą przejąć zapotrzebowanie na ciepłą wodę w sezonie letnim na potrzeby cwu, - zapotrzebowanie szczytowe przejmują istniejące kotły olejowe w EC-2. Zapotrzebowanie na parę - system parowy do roku 2010 ulega likwidacji. Utrzymuje się jeden odbiorca parowy - Zakłady Tłuszczowe "Bielmar" o zapotrzebowaniu na max moc cieplną rzędu 15 MW, - zapotrzebowanie na parę przez "Bielmar" pokryte może być albo z nowych jednostek wytwórczych (w tym wypadku z powodów technicznych zlokalizowane w EC-1 lub blisko odbiorcy) albo zapotrzebowanie pokryte będzie przez poza systemowy, lokalny system energetyczny posadowiony blisko lub na terenie Zakładów Tłuszczowych "Bielmar" Konfiguracja technologiczna i lokalizacyjna B Zapotrzebowanie na ciepło

19 19 - Jak w wariancie A, z tym, że praca nowej jednostki wytwórczej pracującej w skojarzeniu (rząd wielkości produkcji mocy cieplnej 30 MW t ) będzie pracowała w pracy podstawowej w sezonie grzewczym (jesienno-zimowym) oraz pokrywać będzie zapotrzebowanie na parę (w całym sezonie) i na ciepłą wodę, na cwu w sezonie letnim, - nowa jednostka w skojarzeniu produkować będzie ciepło w sezonie grzewczym w przypadku posadowienia w EC-1 - na pokrycie zapotrzebowania podstawowego, głównie w miarę potrzeb elastycznego ruchu (współpraca z istniejącym blokiem ciepłowniczym EC-2). Zapotrzebowanie na parę - jak w wariancie A w zakresie wielkości systemu parowego po 2010 r, - zapotrzebowanie na parę przez "Bielmar" pokryte będzie z nowej jednostki wytwórczej (kocioł lub skojarzenie) w EC Przyjęcie wariantów - konfiguracja A i B Tabela 3 Proponowane warianty nowych jednostek dla konfiguracji A i B ciepła woda Lp Opis wariantu nowych jednostek wytwórczych 1. - Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MW (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) - Budowa bloku kogeneracji: turbozespół gazowy + kocioł odzysknicowy o mocy cieplnej 30 MW 1.a - Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MW (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) - Budowa bloku kogeneracji: turbozespół gazowy + kocioł odzysknicowy o mocy cieplnej 30 MW - Budowa rurociągu przesyłowego ciepłej wody (2 x DN 600) z EC-2 do EC-1 (włączenie się w sieć dystrybucyjną) 2. - Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MW (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) - Budowa bloku kogeneracji: kocioł parowy + turbozespół parowy o mocy cieplnej 30 MW 2.a - Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MW t (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) - Budowa bloku kogeneracji: turbozespół gazowy + kocioł odzysknicowy o mocy cieplnej 30 MW - Budowa rurociągu przesyłowego ciepłej wody (2 x DN 600) z EC-2 do EC-1 (włączenie w sieć dystrybucyjną) 3. - Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MW t (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) - Budowa kotła gazowego o mocy cieplnej 30 MW (woda i para) 3.a - Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MW t (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) - Budowa kotła gazowego o mocy cieplnej 30 MW (woda i para) - Budowa rurociągu przesyłowego ciepłej wody (2 x DN 600) z EC-2 do EC-1 Lokalizacja jednostki EC-1 EC-2 EC-2 EC-1 lub na terenie PK "Therma" EC-1 EC-1 EC-2 EC-1 EC-1 EC-1 EC-2 EC-1 Rodzaj paliwa węgiel gaz ziemny węgiel gaz ziemny węgiel węgiel + biomasa węgiel węgiel + biomasa węgiel gaz ziemny węgiel gaz ziemny

20 20 Tabela 4 Proponowane warianty nowych jednostek dla konfiguracji A i B para wodna * Lp. Opis wariantu nowych jednostek wytwórczych 1. - Budowa bloku kogeneracji: turbozespół gazowy + kocioł odzysknicowy (woda, para) o mocy cieplnej 30 MW - jak wariant 1 i 1a woda 2. - Budowa bloku kogeneracji: kocioł parowy + turbozespół parowy o mocy cieplnej 30 MW (woda, para) - jak wariant 2 i 2a woda 3. - Budowa kotła gazowego, parowego o mocy cieplnej 30 MW (para, woda) - jak wariant 3 i 3a woda Lokalizacja jednostki EC-1 lub na terenie PK "Therma" EC-1 EC Budowa bloku kogeneracji: turbozespół gazowy + kocioł odzysknicowy o mocy cieplnej 15 MW * Zakłady Tłuszczowe "Bielmar" lub na terenie PK "Therma" Rodzaj paliwa gaz ziemny węgiel + biomasa gaz ziemny gaz ziemny W przypadku realizacji wariantu 4 zmieni się moc cieplna kotła gazowego (tylko woda) z 30 MW na 15 MW (jak wariant 3 i 3a woda) 5.5. Obciążenie jednostek wytwórczych wg konfiguracji i wariantów Tabela 5 Rozdysponowanie obciążenia jednostek wytwórczych na pokrycie zapotrzebowania na ciepłą wodę w ciągu roku konfiguracja A i B Konfiguracja A Konfiguracja B L.p. Jednostka I / N 1 1a 2 2a 3 3a 1 1a 2 2a 3 3a 1. Blok ciepłowniczy o mocy cieplnej 105 MWt I Ciepłownia Wapienica I Kotły olejowe w EC2 I Blok kogeneracyjny o mocy 30 MWt N Kocioł wodny węglowy o mocy 80 MWt (lub dwa kotły o mocy 50MWt) N Kocioł gazowy o mocy 30 MWt N suma I źródło istniejące; N źródło nowe. Tabela 6 Rozdysponowanie obciążenia jednostek wytwórczych na pokrycie zapotzrebowania na parę w ciągu roku L.p. Jednostka Blok kogeneracyjny o mocy 30 MWt: 1. turbozespół gazowy + kocioł odzyskowy 2. Blok kogeneracyjny o mocy 30 MWt: kocioł parowy + turbozespół parowy I / N Konfiguracja A i B N N Kocioł gazowy o mocy 30 MWt N Blok kogeneracyjny o mocy 15 MWt N Przedstawione w tabelach 3 i 4 produkcja roczna ciepłej wody i pary wodnej w istniejących i nowych jednostkach wytwórczych wynika z założenia obciążeń na uporządkowane wykresy zapotrzebowania ciepła w 2010 roku - Rys. 10, Rys. 11 i Rys. 12.

21 21 Rysunek 10 Obciążenie jednostek na tle uporządkowanego wykresu obciążeń systemu ciepłowniczego w roku konfiguracja A (ciepła woda) MWt - szczytowe kotły olejowe ,5 TJ/rok MWt - kocioł wodny w EC1lub EC2 Moc [MW] ,5 TJ/rok 152 TJ/rok 150 TJ/rok 20 MWt - Wapienica woda_ TJ/rok MWt - EC 2 - blok ciepłowniczy 30 MWt - nowe źródło 126 TJ/rok Rysunek 11 Obciążenie jednostek na tle uporządkowanego wykresu obciążeń systemu ciepłowniczego w roku konfiguracja B (ciepła woda) h ,5 TJ/rok 80 MWt - szczytowe kotły olejowe Moc [MW] ,5 TJ/rok 152 TJ/rok 80 MWt - kocioł wodny w EC1lub EC2 20 MWt - Wapienica woda_ TJ/rok MWt - EC 2 - blok ciepłowniczy 15 MWt z nowego źródła 0 15 MWt - nowe źródło 401,7 TJ/rok h

22 22 Rysunek 12 Obciążenie jednostek na tle uporządkowanego wykresu obciążeń systemu ciepłowniczego w roku konfiguracja A i B (para wodna) Moc [MW] 20 para_ MWt z nowego źródła ,6 TJ/rok h 5.6. Podstawy merytoryczne oceny wariantów Ocenę wariantów przeprowadza się w kryteriach: a) wpływu nowych inwestycji na koszty wytwarzania i usług ciepłowniczych dla klientów całego systemu ciepłowniczego b) pośrednio na sytuację ekonomiczną głównych producentów ciepła: PKE/ZEC i dystrybutora ciepła PK "Therma" c) ogólną sytuację bezpieczeństwa energetycznego, głównie pewności dostaw i zaopatrzenia odbiorców w ciepło d) zgodności proponowanych rozwiązań z planami rozwojowymi przedsiębiorstw energetycznych Głównym kryterium ekonomicznym w ocenie wariantów jest porównanie kosztów, wytwarzania ciepła w segmencie pokrycia zaopatrzenia na ciepło i parę przez nowe jednostki wytwórcze w przyjętych wariantach. Wyróżniając w kosztach jednostkowych różne koszty produkcji w różnych obszarach zapotrzebowania jak (Rys. 8): - w zapotrzebowaniu podstawowym - k p - w zapotrzebowaniu pozapodstawowym - k pp - w zapotrzebowaniu szczytowym - k s Średni koszt wytworzonego ciepła - loko producenci jest wypadkową

23 23 przy czym należy spodziewać się, że k =( kp x Qp + kpp x Qpp + ks x Qs)/(Qp + Qpp + Qs) [zł/gj] kp < kpp < ks Wobec braku informacji o jednostkowych kosztach produkcji ciepła w modernizowanym bloku ciepłowniczym EC-2, który będzie z założenia pracował w pracy podstawowej, wprowadzono założenie, że koszty kp i ks się w zasadzie nie zmieniają, poza zmianami wynikającymi z obciążenia bloku ciepłowniczego w EC-2 (konfiguracja A i B). W wyniku tego wprowadzono ocenę do badania kosztów wariantów: koszt jednostkowy wytwarzania ciepła w pracy pozapodstawowej kpp i zmianę jednostkowych kosztów wytwarzania w pracy podstawowej. W związku z tym równaniem kryterialnym do wyboru wariantu, z ocen ekonomicznych, jest: k = kpp +Δkp x Qp/Qpp [zł/gj] W przypadku lokalizacji źródeł ciepła poza EC-1, głównie lokalizacji ich w EC-2, do kosztów wytwarzania dodano nowe jednostkowe koszty przesyłu ciepła do EC-1, jako podstawowego miejsca dostarczenia ciepła do systemu dystrybucyjnego miasta. W ten sposób równanie kryterialne dotyczy jednostkowych kosztów wytwarzania i przesyłu powstałych w miejscu EC - 1. k = (kpp + ΔkpxQp/Qpp)wytwarzanie + (Δkpp)przesył [zł/gj] (1) Jednostkowe koszty k pp łącznie liczono jako wypadkowe z nowych urządzeń, np.: kpp = (kpp, 1 x Qpp, 1 + kpp, 2 x Qpp, ) / Qpp, 1 + Qpp, (2) gdzie: kpp, 1, kpp, 2 - zł/gj - jednostkowe koszty produkcji ciepła kapitałowe, paliwowe i inne eksploatacje w poszczególnych urządzeniach (kotły, kogeneracja) Qpp, 1, Qpp, 2 - GJ/rok - roczna produkcja ciepła w poszczególnych urządzeniach Δkp - zmiana kosztów w jednostce podstawowej w stosunku do pełnej możliwości obciążenia istniejącego bloku ciepłowniczego (konfiguracja A, dla której Δkp = 0 Qp - GJ/r - ciepło wyprodukowane w istniejącym bloku ciepłowniczym BC 50 (105 MWt) Qpp - GJ/r - ciepło wyprodukowane w nowych urządzeniach wytwórczych. W zmianie Δkp uwzględniono tylko wpływ kosztów stałych wynikający z nie pełnego wykorzystania zdolności mocy wytwórczych i utraconych wpływów ze sprzedaży energii elektrycznej. Jednostkowe koszty kapitałowe przyjęto jak dla równoważnego bloku ciepłowniczego.

24 Przyjęte szczegółowe założenia obliczeniowe Stan wyjściowy taryf i cen za ciepło Tabela 7 Taryfa za ciepło dla EC 1 i EC 2 Aktualnie obowiązująca taryfa za ciepło stan na dzień 31 sierpnia 2004r. Uśredniona cena jednostkowa wytwarzania ciepła - brutto [zł/gj] EC1 - gorąca woda (grupa taryfowa BB.w) 28,31 EC1 - para (grupa taryfowa BB.p) 31,45 EC2 - gorąca woda (grupa taryfowa BP.w) 28,09 EC2 - para (grupa taryfowa BP.p) 33,76 Opis do powyższej tabeli: BB.w. odbiorcy ciepła w postaci gorącej wody zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła Elektrociepłownia Bielsko Biała EC1. BB.p. odbiorcy ciepła w postaci pary wodnej zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła Elektrociepłownia Bielsko Biała EC1. BP.w. odbiorcy ciepła w postaci gorącej wody zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła Elektrociepłownia Bielsko Północ EC2. BP.p. odbiorcy ciepła w postaci pary wodnej zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła Elektrociepłownia Bielsko Północ EC2. Tabela 8 Taryfa za ciepło Therma (łącznie z kosztem wytwarzania) Symbol grupy taryfowej Cena za moc Cena ciepła Cena nośnika ciepła zł/mw/m-c zł/gj zł/m 3 stałej zł/mw/m-c Stawka opłaty za usługi przesyłowe zmiennej zł/gj Stawka opłaty abonamentowej zł/punkt pomiarowy/m-c Uśredniona cena jednostkowa wytwarzania i przesyłu ciepła B ,21 15, ,5 8,87 10,41 48,34 B ,21 15, ,76 10,72 10,41 49,00 B ,21 15, ,47 10,45 10,41 48,88 C ,21 15, ,42 6,06 10,41 46,99 D ,36* 16,55 13, ,15 9,01 10,41 42,46 D ,36* 16,55 13, ,55 10,41 47,40 D ,36* 16,55 13, ,51 11,2 10,41 47,41 E ,26 30,06 55,26 E ,38 32,79 59,56 E ,06 27,34 51,25 G ,43 42,66 68,01 G ,97 32,27 65,33 G ,35 36,28 66,35 * średnia ważona cen określona w Taryfie dla ciepła Południowego Koncernu Energetycznego S.A. ze źródeł EC1 i EC2 i ceny określonej w Taryfie dla ciepła PK Therma Sp. z o.o. ze źródła Ciepłownia Rejonowa (CR), zasilających wspólną sieć ciepłowniczą Opis do powyższej tabeli: B.11. odbiorcy zasilani z EC1 poprzez sieć ciepłowniczą parową średnioprężną, stanowiącą własność i eksploatowaną przez PK Therma; nośnik ciepła para wodna. zł/gj

25 25 B.12. odbiorcy zasilani z EC1 poprzez sieć ciepłowniczą parową średnioprężną i węzły cieplne, stanowiące własność i eksploatowane przez PK Therma; nośnik ciepła woda. B.13. odbiorcy zasilani z EC1 poprzez sieć ciepłowniczą parową średnioprężną oraz grupowe węzły cieplne i zewnętrzne instalacje odbiorcze, stanowiące własność i eksploatowane przez PK Therma; nośnik ciepła woda. C.11. odbiorcy zasilani z EC1 poprzez sieć ciepłowniczą parową wysokoprężną stanowiącą własność i eksploatowaną przez PK Therma; nośnik ciepła woda. D.11. odbiorcy zasilani z EC1, EC2 i CR poprzez sieć ciepłowniczą wodną, stanowiącą własność i eksploatowaną przez PK Therma; nośnik ciepła woda. D.12. odbiorcy zasilani z EC1, EC2 i CR poprzez sieć ciepłowniczą wodną i węzły cieplne, stanowiące własność i eksploatowane przez PK Therma; nośnik ciepła woda. D.13. odbiorcy zasilani z EC1, EC2 i CR poprzez sieć ciepłowniczą wodną oraz grupowe węzły cieplne i zewnętrzne instalacje odbiorcze, eksploatowane przez PK Therma; nośnik ciepła woda. E.1. odbiorcy zasilani bezpośrednio z lokalnych źródeł ciepła stanowiących własność i eksploatowanych przez PK Therma, a zlokalizowanych w Bielsku Białej przy: ul. Łukaszewicza 9, ul. Długiej 12, ul. Cieszyńskiej 140, ul. Grunwaldzkiej 14, ul. Składowej 2, ul. Parkowej 1, nośnik ciepła woda. E.2. odbiorcy zasilani bezpośrednio z lokalnych źródła ciepła stanowiącego własność i eksploatowane przez PK Therma, a zlokalizowanego w Bielsku Białej przy ul. Mireckiego 1; nośnik ciepła woda. E.3. odbiorcy zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła stanowiącego własność i eksploatowanego przez PK Therma, a zlokalizowanego w Bielsku Białej przy ul. Bukietowej 22; nośnik ciepła woda. G.1. odbiorcy zasilani bezpośrednio z lokalnych źródeł ciepła stanowiących własność i eksploatowanych przez PK Therma, a zlokalizowanego w Bielsku Białej przy: ul. Wyspiańskiego 21 Pawilon 1, ul. Wyspiańskiego 21 Kuchnia, ul. Wyspiańskiego 21 Pawilon 3. nośnik ciepła para wodna.

26 26 G.2. odbiorcy zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła stanowiącego własność i eksploatowanego przez PK Therma, a zlokalizowanego w Bielsku Białej przy ul. Piastowskiej 43; nośnik ciepła para wodna. G.3. odbiorcy zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła stanowiącego własność i eksploatowanego przez PK Therma, a zlokalizowanego w Bielsku Białej przy ul. Konopnickiej 6; nośnik ciepła para wodna Wyniki i ocena wariantów Konfiguracja A Wyniki obliczeń poszczególnych wariantów przedstawiono w tabeli 9..

27 27 Tabela 9 Konfiguracja A. Nakłady inwestycyjne i jednostkowe koszty ciepła w wariantach (brutto) Wariant Opis wariantu 1 1a 2 2a 3 3a Lokalizacja źródła Nakłady inwestycyjne [mln zł] w źródle [zł/gj] w przesyle do EC1 [zł/gj] turbozespół gazowy z kotłem odzysknicowym o mocy cieplnej 30 MW EC 1 51,9 38,8 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 1 24,0 31,3 razem 75,9 turbozespół gazowy z kotłem odzysknicowym o mocy cieplnej 30 MW EC 1 51,9 38,8 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 2 24,0 31,7 rurociąg przesyłowy wodny* 71,4 36,3*** razem 147,3 turbozespół parowy z kotłem parowym o mocy cieplnej 30 MW EC 1 72,6 10,57 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 1 24,0 31,3 razem 96,6 turbozespół paroowy z kotłem parowym o mocy cieplnej 30 MW EC 1 72,6 10,57 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 2 24,0 31,7 rurociąg przesyłowy wodny* 71,4 36,3*** razem 168,0 kocioł gazowy o mocy cieplnej 30 MW EC 1 9,0 27,3 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 1 24,0 31,3 razem 33,0 kocioł gazowy o mocy cieplnej 30 MW EC 1 9,0 27,3 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 2 24,0 31,7 rurociąg przesyłowy wodny* 71,4 36,3*** razem 104,4 UWAGI: * pełny koszt budowy rurociągów wraz z kosztami budowy nowych przepompowni, ** koszt wypadkowy jest obliczony jako ważony i nie jest wprost sumą kosztów jednostkowych źródła i przesyłu w wariancie, *** koszty jednostkowe odniesiono tylko do produkcji ciepła nowego kotła wodnego. Koszt wypadkowy w miejscu EC1** [zł/gj] 36,6 47,38 16,64 27,43 28,44 39,22

28 28 Wyniki wskazują, że najtańszym (jednostkowe koszty) źródłem ciepła jest produkcja ciepła w skojarzeniu w bloku ciepłowniczym 24 MWe/30 MWt w klasycznym obiegu parowym i opalaniu kotła parowego węglem energetycznym (z ewentualnym dodatkiem biomasy), czyli w wariancie 2 i 2a. W tych wariantach jednostkowy koszt produkcji ciepła wynosi 10,6 zł/gj i jest niższy od jednostkowych kosztów: kotła gazowego - 27,3 zł/gj, kotła wodnego 80 MWt - 31,3 i 31,7 zł/gj i ciepła wytworzonego w skojarzeniu w turbozespole gazowym z kotłem odzysknicowym 38,8 zł/gj innych wariantów. Jednostkowy koszt produkcji ciepła 10,6 zł/gj jest konkurencyjnym do kosztu wytwarzania ciepła w kotle wodnym zbliżonej mocy cieplnej (40-80 MW) przy dużym jego obciążeniu, szczególnie w sezonie grzewczym. Dla takich warunków jednostkowy koszt produkcji ciepła w kotle wodnym wynosi ok. 12,7 zł/gj. Posadowienie kotła wodnego 80 MW w EC-2 (warianty 1a, 2a, 3a) znacznie podraża koszty ciepła w miejscu włączenia nowych mocy wytwórczych do sieci dystrybucyjnej a to wskutek przesyłu wytworzonego ciepła w tym kotle nowym rurociągiem i z nowymi pompowniami. Jednostkowy koszt przesyłu tej ilości ciepła wynosi 36,3 zł/gj, a zwiększenie wypadkowego kosztu ciepła z nowych urządzeń jest o ok zł/gj większy w przypadku posadowienia kotła wodnego 80 MW (lub dwóch kotłów wodnych o mocy MW każdy) w EC-2 w stosunku do posadowienia kotła w EC-1. Z tego powodu najtańszym kosztowo wariantem uzupełnienia potrzebnych mocy wytwórczych jest posadowienie nowych urządzeń wytwórczych jak blok ciepłowniczy parowy opalany węglem i kocioł wodny na terenie EC-1 (wariant 2), w którym to wariancie jednostkowe koszty ciepła wynoszą 16,6 zł/gj. W innych wariantach posadowienia nowych urządzeń na terenie EC-1 (wariant 1 i 3) wypadkowe jednostkowe koszty ciepła wynoszą 36,6 zł/gj (wariant 1) i 28,4 zł/gj (wariant 3). Natomiast w przypadku posadowienia kotła wodnego 80 MW w EC-2 jednostkowe koszty ciepła (w miejscu EC-1) wynoszą: 47,4 zł/gj (wariant 1a), 27,4 zł/gj (wariant 2a), 39,2 zł/gj (wariant 3a). Pod względem niezbędnych nakładów inwestycyjnych najtańszym jest wariant 3, w którym nakłady inwestycyjne wynoszą 33,0 mln zł, najdroższym wariant 2a, w którym nakłady te wynoszą 168,0 mln zł. Dla wariantu 2 o najtańszych kosztach wytwarzania ciepła i dostarczenia w miejsce EC-1, równanie kryterialne (1) przedstawia się przykładowo: k = (kpp +Δkp x Qpp/Qpw) wytwarzanie + (Δkpp) przesył gdzie dla wariantu 2 kpp wytwarzanie = 16,6 zł/gj

29 29 Δkp = 0 bo istniejący blok ciepłowniczy BC 50 (105 MWt) pracuje w podstawie obciążenia Δkpp = 0 bo urządzenia zainstalowane są w EC-1 i niepotrzebny jest nowy rurociąg przesyłowy z EC-2 do EC-1 czyli k = 16, = 16,6 zł/gj Konfiguracja B Wyniki obliczeń poszczególnych wariantów przedstawiono w tabeli 10.

30 30 Tabela 10 Konfiguracja B. Nakłady inwestycyjne i jednostkowe koszty ciepła w wariantach (brutto) Wariant Opis wariantu 1 1a 2 2a 3 3a Lokalizacja źródła Nakłady inwestycyjne [mln zł] w źródle [zł/gj] w przesyle do EC1 [zł/gj] turbozespół gazowy z kotłem odzysknicowym o mocy cieplnej 30 MW EC 1 51,9 32 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 1 24,0 31,3 razem 75,9 turbozespół gazowy z kotłem odzysknicowym o mocy cieplnej 30 MW EC 1 51,9 32 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 2 24,0 31,7 rurociąg przesyłowy wodny* 71,4 36,3*** razem 147,3 turbozespół parowy z kotłem parowym o mocy cieplnej 30 MW EC 1 72,6 8,57 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 1 24,0 31,3 razem 96,6 turbozespół paroowy z kotłem parowym o mocy cieplnej 30 MW EC 1 72,6 8,57 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 2 24,0 31,7 rurociąg przesyłowy wodny* 71,4 36,3*** razem 168,0 kocioł gazowy o mocy cieplnej 30 MW EC 1 9,0 26,3 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 1 24,0 31,3 razem 33,0 kocioł gazowy o mocy cieplnej 30 MW EC 1 9,0 26,3 kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW EC 2 24,0 31,7 rurociąg przesyłowy wodny* 71,4 36,3*** razem 104,4 UWAGI: * pełny koszt budowy rurociągów wraz z kosztami budowy nowych przepompowni, ** koszt wypadkowy jest obliczony jako ważony i nie jest wprost sumą kosztów jednostkowych źródła i przesyłu w wariancie, *** koszty jednostkowe odniesiono tylko do produkcji ciepła nowego kotła wodnego. Koszt wypadkowy w miejscu EC1** [zł/gj] 31,82 40,98 14,22 23,38 27,52 36,68

31 31 Wyniki obliczeń jednostkowych kosztów ciepła nie odbiegają zasadniczo od wyników konfiguracji B. Potwierdza się, że najtańszym źródłem ciepła jest produkcja w skojarzeniu - blok ciepłowniczy 24 MWe/30MWt (wariant 2 i 2a), w którym jednostkowy koszt wytworzenia ciepła wynosi 8,6 zł/gj. Jest on niższy od kosztów tych samych wariantów konfiguracji A, gdyż w konfiguracji B nowy blok ciepłowniczy pracuje w obciążeniu podstawowym, a więc przy lepszym wykorzystaniu w roku jego mocy wytwórczych. Niższe koszty jednostkowe w konfiguracji B ma również blok ciepłowniczy (turbozespół gazowy z kotłem odzysknicowym) opalany gazem, czyli 32 zł/gj (wariant 1 i 1a) ale znacznie wyższe niż blok ciepłowniczy opalany węglem (wariant 2 i 2a). Dla wariantu 2 o najtańszych kosztach wytwarzania ciepła i dostarczenia ciepła w miejsce EC- 1, równanie kryterialne (1) przedstawia się następująco: k = (kpp +Δkp x Qp/Qpp) wytwarzanie + (Δkpp) przesył... (1) gdzie dla wariantu 2 kpp wytwarzanie = 14,2 zł/gj Δkp = (Δkpk + Δkp0 + Δkpel) Qp/Qpp = (0,8 + 0,4 + 1,1) zł/gj x GJ/r / GJ/r = 5,9zł/GJ Δkpp = 0 bo urządzenia zainstalowane są w EC-1 i niepotrzebny jest nowy rurociąg przesyłowy z EC-2 do EC-1 czyli k = 14,2 + 5,9 = 20,1 zł/gj Z tego wynika, że wpływ konfiguracji A i B na jednostkowe koszty w miejscu EC-1 najtańszego wariantu 2 jest zauważalny, bo w konfiguracji A wynosi 16,6 zł/gj a w konfiguracji B = 20,1 zł/gj. Będzie to miało wpływ na cały system ciepłowniczy gdy będzie jeden właściciel wszystkich istniejących (po 2010 roku) i nowych urządzeń. W przypadku rozłącznej własności istniejących (po 2010 roku) bloku i nowego bloku ciepłowniczego mniej korzystny wpływ konfiguracji B na cały system ciepłowniczy mógłby być częściowo łagodzony przez konkurencję tych źródeł ciepła.