Opracowanie założeń i kluczowych elementów Programu Rozwoju w Polsce Kogeneracji. Skrót raportu z realizacji I etapu pracy

Transkrypt

1 Opracowanie założeń i kluczowych elementów Programu Rozwoju w Polsce Kogeneracji Skrót raportu z realizacji I etapu pracy Warszawa, czerwiec 2010

2 Wstęp W dniu 10 listopada 2009 roku Rada Ministrów podjęła uchwałę w sprawie przyjęcia Polityki energetycznej Polski do 2030 roku. Zgodnie z tym dokumentem za podstawowe zostało uznanych 6 kierunków polityki energetycznej: Poprawa efektywności energetycznej, Wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii, Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej, Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw, Rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii, Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko. Po raz pierwszy w historii formułowania polityki państwa w obszarze energetyki przyjęty dokument nie tylko zauważa technologię skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, ale uznaje ją za jedną z najistotniejszych dla realizacji aż 4 z wyróżnionych 6 kierunków, wymienionych powyżej podkreśloną czcionką. W celu poprawy efektywności energetycznej zapowiedziana została realizacja celu szczegółowego związanego z Kogeneracją tj.: Dwukrotny wzrost do roku 2020 produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w technologii wysokosprawnej kogeneracji, w porównaniu do produkcji w 2006 r. Zapowiadanym środkiem do realizacji tego celu jest działanie: 1.3. Stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez mechanizmy wsparcia, w tym w postaci świadectw pochodzenia, w szczególności dla kogeneracji ze źródeł poniżej 1 MW, oraz odpowiednią politykę gmin. Celem niniejszej pracy jest opracowanie programu rozwoju w Polsce kogeneracji, w wyniku realizacji którego zostanie zrealizowany cel zapisany w Polityce energetycznej 1. Aktualny stan rozwoju kogeneracji i zagrożenia w perspektywie do roku 2020 Zgodnie z danymi ARE w 2008 roku wyprodukowano w skojarzeniu około 25 TWh energii elektryczne oraz 224 PJ ciepła i można ocenić, że od kilku lat produkcja ta utrzymuje się na podobnym poziomie. Zmiany produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu w latach przedstawiono na rys.1, a ciepła na rys.2. Należy zwrócić uwagę, że w ostatnim okresie dwukrotnie następowała zmiana definicji energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji, odpowiednio w latach 2005 oraz 2

3 PJ [TWh] 2007, a w połowie 2007 roku nastąpiła zmiana mechanizmu wsparcia kogeneracji i wprowadzono system zbywalnych świadectw pochodzenia (certyfikatów) Rys.1. Wielkości produkcji energii elektrycznej w kogeneracji w latach Produkcja ciepła w tym w skojarzeniu Rys. 2. Wielkość produkcji ciepła w elektrowniach i elektrociepłowniach, w tym w skojarzeniu 1 lata 1 Luka w produkcji ciepła w skojarzeniu w latach spowodowana jest brakiem krajowych danych statystycznych produkcji ciepła w skojarzeniu w źródłach przemysłowych. Można przypuszczać, że w tym okresie produkcja ciepła w skojarzeniu była zbliżona do 300 PJ. 3

4 Wspieranie rozwoju produkcji energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu jest obecnie celem polityki Unii Europejskiej, czego wyrazem stała się Dyrektywa 2004/8/WE. W preambule do Dyrektywy stwierdzono miedzy innymi, że potencjał skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej jako środek służący do oszczędzania energii jest obecnie niewystarczająco wykorzystywany we Wspólnocie. Promowanie wysokosprawnej skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe stanowi priorytet dla Wspólnoty i niesie ze sobą potencjalne korzyści wynikające ze skojarzenia, związane z oszczędzaniem energii pierwotnej, unikaniem strat w sieci i zmniejszeniem emisji, w szczególności gazów cieplarnianych. Zwiększenie udziału energii wyprodukowanej w skojarzeniu przyczyni się do obniżenia emisji dwutlenku węgla. Efektywne wykorzystanie energii poprzez stosowanie skojarzenia może również przyczynić się do poprawy bezpieczeństwa dostaw energii i konkurencyjności UE. Jest to tym bardziej istotne, że aktualnie uzależnienie krajów Unii Europejskiej od importu paliw w wysokości 50%, może wzrosnąć w roku 2030 do 70%, jeżeli zostaną zachowane obecne tendencje. Należy, zatem podjąć odpowiednie kroki, żeby zapewnić lepsze wykorzystanie możliwości jakie stwarza kogeneracja w ramach wewnętrznego rynku energetycznego. Zgodnie z dyrektywą, kraje UE wprowadziły na swoich rynkach mechanizmy wspierania kogeneracji. W Polsce najistotniejszym mechanizmem jest system certyfikatów, które stanowią zbywalne prawo majątkowe, połączony z nałożonym na sprzedawcę końcowego obowiązkiem posiadania, w wolumenie sprzedanej energii elektrycznej, określonego udziału energii wytworzonej w skojarzeniu. W pozostałych krajach Unii Europejskiej zidentyfikowano sześć grup mechanizmów wsparcia: Taryfa FIT stała, preferencyjna cena transakcji zbycia ee; Premia dodawana do ceny dla transakcji na wolnym rynku ee; Certyfikaty świadectwa pochodzenia przede wszystkim zielone; Subwencje / granty tj. wsparcie w kosztach inwestycyjnych; Obniżenie stopy/zwolnienie z części podatku przede wszystkim z opłat za emisję CO 2, tzw. podatku CO 2 lub odpis od przychodu przedsiębiorstwa; Inne np. preferencyjna cena gazu ziemnego, koszty przyłączenie do sieci elektroenergetycznej. Z przeprowadzonej analizy wynika, że stała, preferencyjna taryfa dotycząca ceny sprzedaży energii elektrycznej na poziomie wytwórca - operator systemu jest w wielu krajach UE najistotniejszym mechanizmem. Nie mniej jest ograniczony horyzont czasowy, 4

5 w którym producent może rozliczać cenę po stawkach preferencyjnych na ogół do 10 lat od chwili uruchomienia. Poza ceną tzw. FIT stosowane są systemy dopłat określane bonusami bądź premiami uzależnione od wielkości instalacji, rodzaju spalanego paliwa czy też godzin pracy. W krajach Unii Europejskiej praktycznie nie stosuje się certyfikatów pochodzenia, którym przypisywałoby prawa majątkowe, poza zielonymi tj związanymi z wykorzystaniem energii odnawialnej. W części państw certyfikat tego koloru uzyskuje się za unikniętą emisję CO 2 bez spalania biopaliwa. Większość krajów nie wprowadziła zielonych świadectw do obrotu towarowego. W kilku krajach prawo energetyczne narzuca obowiązek sporządzania i przestrzegania Założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, gaz ziemny i energię elektryczną dla terytorialnie wydzielonych obszarów ziemi np. miast, gmin. Zapis we wspomnianym dokumencie dotyczący obszarów zasilania na potrzeby grzewcze i przygotowania ciepłej wody użytkowej różnych mediów. Zakłada się, że wybrane dzielnice, osiedla są zasilane wyłącznie z sieci ciepłowniczej. W ten sposób generuje się rynek ciepła dla lokalnej ciepłowni, a tym samym daje gwarancje odbioru ciepła dla nowej instalacji CHP. Tak planowany rynek usług ciepłowniczych jest oparciem w projektowaniu instalacji CHP a także możliwością projekcji analizy przepływów finansowych. Zasługujące także na uwagę mechanizmy to obniżona cena gazu ziemnego lub zredukowana stawka podatku paliwowego. Atutem są niewątpliwie granty inwestycyjne oparte o programy funduszy UE bądź indywidualne granty rządowe czy samorządów terytorialnych. Na poziomie inwestycji ciekawą zachętą dla przedsiębiorstw są ulgi podatkowe jak zmniejszenie stawki podatkowej, czy zwolnienie z opłat za niektóre produkty. Należy zwrócić uwagę, że postawienie celu podwojenia wytwarzania w kogeneracji do roku 2020 w przyjętej Polityce energetycznej Polski do roku 2030 ma swoje odpowiedniki w celach stawianych przez rządy innych krajów, a w przypadku Niemiec cel ten jest identyczny. Podobny cel został już wcześniej zrealizowany w Danii. Z przeprowadzonego przeglądu można wyciągnąć wnioski co do wyboru mechanizmów wsparcia, które powinny być rozpatrzone w niniejszej pracy. Są to; Działania prowadzące do rozwoju rynku ciepła użytkowego głównie poprzez zapisy prawne pozwalające nakładać na określonych obszarach obowiązek podłączania nowych budynków do sieci ciepłowniczej; 5

6 Mechanizm pozwalający wytwórcy energii elektrycznej w skojarzeniu uzyskiwać wyższe od rynkowych przychody z wytwarzania energii elektrycznej, mechanizm ten może być zrealizowany zarówno poprzez obrót świadectwami pochodzenia jak i stałe ceny; wysokość dodatkowych środków może być zależna od rodzaju paliwa oraz mocy i wieku instalacji; Dofinansowanie inwestycji (granty), uzależnione od rodzaju paliwa jak i wielkości instalacji. Obowiązujący w Polsce od połowy 2007 roku system wspierania kogeneracji nie przyniósł niestety widocznego wzrostu zainteresowania nowymi inwestycjami kogeneracyjnymi. Podstawowym tego powodem jest niewystarczające wsparcie ekonomiczne, gdyż przy jego aktualnej wysokości dodatkowy potencjał ekonomiczny kogeneracji jest zerowy. Oznacza to, że nowa inwestycja kogeneracyjna nie zapewnia satysfakcjonującego zwrotu z kapitału. Dodatkowym istotnym ograniczeniem jest krótki, bo sięgający tylko 2012 roku, horyzont czasowy dotychczasowego modelu wsparcia O ile aktualny stan prawny nie sprzyja rozwojowi kogeneracji, a tyle nowe regulacje planowane na poziomie UE (dyrektywy) od roku 2013 stworzą istotne dodatkowe bariery rozwoju kogeneracji. Dotyczy to przede wszystkim dyrektywy o emisjach przemysłowych (IED) oraz zmienionej dyrektywy o systemie handlu uprawnieniami do emisji CO 2 (ETS). Obie te dyrektywy dotyczą źródeł ciepła o mocy większej od 50 MW(IED) i 20 MW (ETS) i znacząco podniosą w nich koszty wytwarzania ciepła. Spowoduje to, że źródła zasilające systemy ciepłownicze, szczególnie predysponowane do skojarzonego wytwarzania, staną się niekonkurencyjne w stosunku źródeł indywidualnych, nie obarczonych takim kosztami. W efekcie można się spodziewać znaczącego zmniejszenia się rynku ciepła sieciowego (systemowego), a tym samym potencjału rozwoju kogeneracji. Oceniono, że koszty wdrożenia dyrektywy (IED) spowodują wzrost kosztów wytarzania ciepła o około 2,4 zł/gj, co stanowi około 8% aktualnej średniej ceny wytwarzania ciepła. Znacznie większy wymiar ma wzrost kosztów z tytułu zakupu uprawnień do emisji CO 2. Na rys. 3 przedstawiono zmiany ilości uprawnień, jakie będą musiały zakupić ciepłownie zasilane węglem po roku Już w roku 2013 będzie to około 60 kg/gj (bardziej prawdopodobny benchmark gazowy). Prognozy cen uprawnień oscylują w granicach Euro/Mg ( zł/mg). Wzrost cen wytwarzania ciepła wyniesie więc około 3,6 14,4 zł/gj. W przypadku wielu systemów ciepłowniczych wzrost cen tylko o 6 zł/gj spowoduje, że koszt ogrzewania systemowego będzie droższy od grupowego (jeden kocioł 6

7 kg/gj gazowy na wielorodzinny budynek). Przykładowo w roku 2008 średnia cena ciepła (wytwarzanie + dystrybucja) w województwie pomorskim wynosiła ponad 52 zł/gj, a koszt ogrzewania grupowego gazem około 58 zl/gj Lata Benchmark gazowy Benchmark węglowy Rys. 3. Ilość uprawnień jaką będą musiały kupić przedsiębiorstwa ciepłownicze zasilane z kotłów węglowych na 1 GJ energii cieplnej sprzedanej dla benchmarku gazowego i benchmarku węglowego Obliczenia wykonano przy założeniach: zapotrzebowanie na emisję wynosi 107 kg/gj, dla benchmarku gazowego przydział wynosi 60 kg/gj, dla benchmarku węglowego 105 kg/gj oraz następuję liniowa zmiana wielkości darmowych uprawnień od 80% w roku 2013, 30% w roku 2020 i 0% w roku 2028 Problem utraty konkurencyjności ciepła sieciowego w stosunku do indywidualnego i grupowego ogrzewania gazowego powinien być rozwiązany w nowych systemach wsparcia kogeneracji. 2. Prognoza zapotrzebowania na ciepło, całkowity i techniczny potencjał kogeneracji Zgodnie z dyrektywą kogeneracyjną (Dyrektywa 2004/8/WE) rozwój kogeneracji związany jest z zapotrzebowaniem na ciepło użytkowe. Określenie potencjału kogeneracji wymaga więc sporządzenia prognozy zapotrzebowania. W ramach pracy sporządzono prognozę do roku Prognoza ta wykonana została z uwzględnieniem wytycznych wynikających z Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2004/8/WE z dnia 11 lutego 2004 w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii oraz zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG. Obejmuje ona kilka obszarów związanych z produkcją i zużyciem ciepła: rynek mieszkaniowy obejmujący potrzeby grzewcze i przygotowanie ciepłej wody, zużycie przez przemysł ( para, gorąca woda, praca mechaniczna-pomijalna), ciepło do napędu absorpcyjnych agregatów chłodniczych (rynek chłodu). 7

8 W segmencie ciepło na rynku mieszkaniowym wyszczególniono budynki z centralnym systemem zaopatrzeniem w ciepło zasilane z elektrociepłowni i ciepłowni. W bilansie uwzględniono również budynki poza systemami ciepłowniczymi zasilane z kotłowni opalanymi różnymi paliwami (gaz ziemny, olej opałowy, węgiel i inne). Zapotrzebowanie na ciepło użytkowe oszacowane zostało na bazie aktualnego zużycia ciepła w systemach ciepłowniczych i poza nimi, z uwzględnieniem trendów związanych z wdrażaniem programu efektywności energetycznej, prognozowanej termomodernizacji budynków i pewnym niewielkim wzrostem liczby nowych odbiorców ciepła. Dla budynków nowo wznoszonych w przyszłych latach wykorzystano jednostkowe wskaźniki zapotrzebowania ciepła (key figures). Prognozę sporządzono w dwóch grupach odbiorców: wykorzystujących ciepło sieciowe (tabela 1) oraz ciepło wytwarzane lokalnie (tabela 2) Tabela 1. Sumaryczne zapotrzebowanie na ciepło do 2030 roku [PJ] scenariusz z efektywnością i ograniczeniami emisyjnymi scenariusz z efektywnością+emisje Przemysł + Budownictwo Usługi komercyjne i publiczne rolnictwo Gospodarstwa domowe 192,1 193,3 191,5 189,7 189,2 184,5 163,9 Ogółem 297,1 294,3 294,5 297,7 301,2 300,5 284,9 Tabela 2. Prognoza lokalnej produkcji ciepła [PJ] Typ producenta Przemysł ,2 125,2 128,4 131,6 Usługi ,1 126,1 132,4 139,1 146,0 Gospodarstwa domowe ,5 223,9 243,2 255,9 251,7 Rolnictwo Ogółem 490,0 491,8 492,2 511,8 543,4 549,3 Przyjęto, że dla określenia potencjału kogeneracji całkowity potencjał ciepła użytkowego, które stanowi teoretyczną granicę rozwoju kogeneracji, może być uznane całkowite zapotrzebowanie na ciepło. Zapotrzebowanie to podzielono dalej na ciepło, które już jest wytwarzane w skojarzeniu oraz potencjał dodatkowy. Prognozę zmian całkowitego potencjału ciepła użytkowego z wyróżnieniem tego dodatkowego potencjału przedstawiono w tabeli 3. Przy aktualnie opanowanych technicznie technologiach teoretycznie można uznać, że całość zapotrzebowania na ciepło mogłoby zostać wyprodukowane w skojarzeniu. 8

9 W praktyce w krajowych warunkach, gdzie 25 % zapotrzebowania na ciepło dla celów ogrzewania pomieszczeń uzyskiwanych przy wykorzystaniu ogrzewania piecowego, należy przyjąć, że nie będzie skojarzonego wytwarzania w już istniejących budynkach mieszkalnych w rejonach gdzie aktualnie nie ma systemów sieciowych. Można zatem uznać, że dodatkowy potencjał ciepła związany z wprowadzeniem kogeneracji możliwy jest w istniejących systemach ciepłowniczych, w których dotychczas nie ma skojarzonego wytwarzania, w istniejących ciepłowniach przemysłowych, elektrociepłowniach nowych zakładów przemysłowych, nowych osiedlach o zwartej zabudowie oraz w budynkach wielko - kubaturowych (biurowce, szpitale, centra handlowe itp.). Tabela 3. Całkowity potencjał produkcji ciepła użytkowego Produkcja ciepła [PJ] (potencjał całkowity) Ciepło w skojarzeniu [PJ] 2 (źródła istniejące) Ciepło w wysokosprawnej kogeneracji 2 [PJ] (źródła istniejące) Dodatkowy potencjał całkowity ciepła[pj] poz. 1 poz W celu określenia potencjału technicznego kogeneracji przeanalizowano i oszacowano go w 5 kategoriach zapotrzebowania na ciepło użytkowe: dodatkowy potencjał w ciepłej wodzie użytkowej, dodatkowy potencjał w energetyce zawodowej (w istniejących systemach) na potrzeby grzewcze budynków, dodatkowy potencjał w energetyce przemysłowej, dodatkowy potencjał w obiektach wielko-kubaturowych ( EC indywidualne), dodatkowy potencjał w chłodzie. Prognozę dodatkowego potencjału produkcji ciepła w skojarzeniu przedstawiono w tabeli 4, a techniczny potencjał kogeneracji w tabeli 5. 2 Od roku 2007 wyróżniane i ewidencjonowane jest ciepło z wysokosprawnej kogeneracji zdefiniowanej zgodnie z dyrektywą kogeneracyjną 9

10 Tabela 4. Prognoza dodatkowego potencjału technicznego produkcji ciepła w skojarzeniu [PJ] Ciepła woda użytkowa 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 Ciepło do ogrzewania budynków Ciepło dla celów przemysłowych 128, Budynki wielko kubaturowe 9,8 12,2 12,1 12,0 12,0 12,0 Produkcja chłodu 0,1 2,7 5,3 8,0 10,0 12,0 Razem dodatkowy potencjał techniczny zwymiarowany produkcją ciepła użytkowego W analizach określenia wielkości potencjału technicznego i ekonomicznego przyjęto założenie konieczności budowy nowych źródeł kogeneracyjnych w dwóch wariantach. W pierwszym wariancie przyjęto, że paliwem podstawowym będzie węgiel kamienny i nowe układy kogeneracyjne budowane będą w oparciu o turbiny przeciwprężne (ciepłownicze). Taki wariant nazwano wariantem węglowym. W drugim wariancie (wariant gazowy) przyjęto, że paliwem podstawowym będzie gaz ziemny (metan) i nowe układy kogeneracyjne budowane będą w oparciu o układy gazowo-parowe z odzyskiem ciepła (CCGT), turbiny gazowe (GT) z odzyskiem ciepła oraz silniki spalinowe napędzane gazem ziemnym, bio-gazem lub gazem z odmetanowania kopalń węgla kamiennego. Powstanie też kilka układów kogeneracyjnych ze spalaniem biomasy ORC (Organiczny Cykl Rankina), chociaż w całkowitym potencjale ta technologia będzie pomijalnie mała. Wykonane analizy, wykazały, że istniejący potencjał techniczny ciepła użytkowego jest wystarczający aby do roku 2020 podwoić produkcję energii elektrycznej w skojarzeniu. W wariancie węglowym możliwe jest zwiększenia produkcji 2,5 razy a w wariancie gazowym produkcję można zwiększyć ponad czterokrotnie. Koszty budowy nowych instalacji kogeneracyjnych w przypadku całkowitego wykorzystania potencjału technicznego przekraczają 20 mld Euro (przyjęto średnie ceny dla technologii węglowej 1400 Euro/kW, a dla gazowej 700 Euro/kW odniesione do mocy elektrycznej). Znaczące są oszczędności w paliwie pierwotnym i wynoszą około od 150 do ok 170 PJ w obu wariantach oraz znaczne zmniejszenie emisji dwutlenku węgla o 14 mln. t w wariancie węglowym i o 12 mln. t w wariancie gazowym przy znacznie większej produkcji energii elektrycznej. W przypadku wariantu gazowego należy też uwzględnić efekt zmniejszenia emisji wynikający z zamiany paliwa. Emisyjność w przypadku wytwarzania energii elektrycznej z gazu wynosi około 450 kg/mwh, podczas gdy emisyjność wytwarzania energii elektrycznej z węgla wynosi w Polsce około 950 kg/mwh. W dokumencie BAT przyjmuje się 750 kg/mwh. W związku z tym w wyniku konwersji produkcji 1 MWh energii elektrycznej z 10

11 węgla kamiennego na produkcję energii elektrycznej z paliwa gazowego otrzymuje się oszczędność 500 kg CO 2 /MWh przy założeniu emisyjności produkcji na węglu w wysokości 950 kg/mwh i 300 kg CO 2 /MWh oszczędności przy założeniu emisyjności 750 kg/mwh. Przyjmując wielkość produkcji energii elektrycznej w wysokości potencjału technicznego w technologii gazowej (zgodnie z tabelą 6.10) w wysokości ok 105 TWh otrzymuje się odpowiednio wielkość oszczędności emisji wynikającą z konwersji paliwa w wysokości 55 mln. Mg lub 32 mln. Mg. Łączny efekt (zmniejszenie zużycia paliwa i efekt konwersji paliwa z węgla na gaz) to odpowiednio dla przyjętych emisyjności z produkcji energii elektrycznej z węgla ok. 67 mln Mg CO 2 lub 44 mln Mg CO 2. Tabela 5. Składowe potencjału technicznego Potencjał kogeneracji Całkowity potencjał kogeneracji zwymiarowany produkcją ciepła użytkowego [PJ] 2. Całkowity potencjał kogeneracji w istniejących źródłach równy potencjałowi technicznemu w istniejących źródłach [PJ] 3. Dodatkowy całkowity potencjał kogeneracji [PJ] poz.1 poz.2 4. Dodatkowy potencjał techniczny kogeneracji [PJ] z tabeli Potencjał techniczny całkowity zwymiarowany produkcją ciepła użytkowego [PJ] poz.2 + poz Potencjał techniczny całkowity zwymiarowany produkcją ciepła użytkowego [TWh] 147,2 141,9 141,4 140,0 133,0 7. Potencjał techniczny produkcji energii elektrycznej [TWh] wariant węglowy 67,5 65,3 64,6 64, Potencjał techniczny wyrażony w mocy zainstalowanej [GW] wariant węglowy 14,7 14,2 14,0 13,9 13,5 9. Potencjał techniczny produkcji energii elektrycznej [TWh] wariant gazowy 110,1 104,7 103,3 102,4 97,2 10. Potencjał techniczny wyrażony w mocy zainstalowanej [GW] wariant gazowy 23,9 22,8 22,5 22,3 21, Część potencjału całkowitego zwymiarowanego produkcją ciepła użytkowego [PJ] nie do wykorzystania poz. 3 poz.5 11

12 3. Ekonomiczny potencjał kogeneracji i wsparcie konieczne do jego wykorzystania Analizę ekonomicznego potencjału krajowego wysokosprawnej kogeneracji w oparciu o ciepło użytkowe wykonano zgodnie z artykułem 6 ianeksem IV Dyrektywy kogeneracyjnej 2004/8/EC. Analizę potencjałów kogeneracji przeprowadzono dla lat 2010, 2015, 2020, 2025 i Uwzględniając potencjał techniczny zwymiarowany ciepłem użytkowym przeprowadzono obliczenia w celu określenia potencjału ekonomicznego dla ciepła i energii elektrycznej. Do tego celu wykorzystano wykres uporządkowany produkcji ciepła. Przyjęto, że graniczny czas wykorzystania mocy zainstalowanej wynosi 4600 godzin/rok tj jest równy średniej wartości tej wielkości w krajowych elektrociepłowniach. Oznacza to, że potencjał ekonomiczny dla ciepłej wody równał się będzie potencjałowi technicznemu. Dla ciepła na cele grzewcze potencjał ekonomiczny równy będzie 0,55 potencjału technicznego a dla ciepła przemysłowego 0,85 potencjału technicznego. Określenie potencjału ekonomicznego dla produkcji ciepła użytkowego i energii elektrycznej podobnie jak dla potencjału techniczny wykonano w dwóch wariantach: wariant węglowy - nowe inwestycje w technologii z wykorzystaniem węgla kamiennego oraz wariant gazowy nowe inwestycje w technologii z wykorzystaniem gazu ziemnego. Rozwiązaniem docelowym będzie wariant pośredni obejmujący zarówno technologie węglowe jak i technologie gazowe. W tabelach 6 oraz 7 przedstawiono potencjał ekonomiczny produkcji ciepła użytkowego oraz potencjał ekonomiczny produkcji energii elektrycznej dla dwóch wariantów, węglowego i gazowego. Tabela 6. Potencjał ekonomiczny produkcji energii elektrycznej w wariancie węglowym i gazowym Potencjał ekonomiczny ciepła [MWh] 122,6 119,5 119,0 118,0 113,9 Potencjał ekonomiczny energii elektrycznej wariant węglowy [MWh] 55,4 54,0 53,3 53,3 50,7 Potencjał ekonomiczny energii elektrycznej wariant gazowy [MWh] 86,0 82,3 80,9 79,8 74,6 Z przeprowadzonych analiz wynika, że w porównaniu ze stanem w roku 2008 możliwe jest prawie podwojenie produkcji ciepła w skojarzeniu. Z 62,2 TWh do średnio 118 TWh w okresie lat Możliwe jest również podwojenie produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu w wariancie gazowym i ponad 3-krotne zwiększenie produkcji energii elektrycznej w wariancie gazowym. 12

13 Tabela 7. Moc elektryczna zainstalowana w źródłach kogeneracyjnych istniejących i potencjał ekonomiczny mocy elektrycznej do roku Moc instalacji istniejących [GW] 5,4 5,6 5,6 5,6 5,6 Potencjał ekonomiczny mocy elektrycznej w. węglowy [GW] 5,62 5,36 5,38 5,30 4,89 Potencjał ekonomiczny mocy elektrycznej w. gazowy [GW] 11,23 10,72 10,76 10,61 9,78 finansowego. Wykorzystanie wyznaczonego potencjału kogeneracji wymaga wsparcia Dla oceny wysokości tego wsparcia wytypowano szereg technologii kogeneracyjnych, perspektywicznych przy polskich uwarunkowaniach w zakresie dostępności paliw oraz stosowanych obecnie technologii rozdzielnego wytwarzania ciepła. Specyfika ta związaną z posiadaniem przez Polskę znaczących zasobów węgla, co stanowi podstawę bezpieczeństwa kraju w zakresie zaopatrzenia w paliwa oraz niespotykaną w innych krajach w tak dużej skali produkcją ciepła użytecznego w systemach sieciowych o mocach w zakresie kilkudziesięciu do kilkuset MW w ciepłowniach, bez skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej. Wprowadzenie kogeneracji w tych systemach najistotniejszą i najłatwiejszą do wykorzystania część krajowego potencjału. stanowi w Polsce Stąd w rozważanych technologiach znaczący udział mają technologie węglowe o relatywnie dużych mocach. Zestawienie tych technologii przedstawiono w tabeli 8. Założono wstępnie, że zgodnie z ostatnio wprowadzonym, polskim systemem, wspieranie kogeneracji następuje poprzez obrót świadectwami pochodzenia (czerwone lub żółte świadectwa), co w stosowanym algorytmie uwzględniane jest przez wydzielony strumień środków Za kryterium ekonomicznej opłacalności poszczególnych technologii uznano wskaźniki IRR określany z poniższych zależności: Gdzie: NCF t t N t 0 NCFt t (1 IRR ) - przepływ pieniężny netto, liczony na koniec t-tego roku, PLN, - numer kolejnego roku analizy, N - horyzont czasowy analizy (łączna długość fazy inwestycyjnej i eksploatacyjnej), lata, 0 13

14 Ponieważ podstawą kogeneracji są potrzeby w zakresie ciepła użytkowego, przyjęto założenie, że potencjalny inwestor ma do wyboru dwa rozwiązania: - może ograniczyć się tylko do produkcji ciepła, - uwarunkowania ekonomiczne spowodują, że wybierze on skojarzona produkcję energii elektrycznej i ciepła. Ponieważ ceny ciepła są znacznie zróżnicowane w układzie terytorialnym i paliwowym, co utrudnia prowadzenie analiz ekonomicznych o charakterze ogólnym, a prognoza cen ciepła w Polityce energetycznej.. jest zniżona, zdecydowano się wyznaczać wartość IRR różnicowo, tj. poprzez porównanie elektrociepłowni z ciepłownią. Tabela 8 Zestawienie rozpatrywanych technologii L.p. Oznaczenie Rodzaj technologii Zakres mocy elektrycznej [MW] 1 CFB_50 Turbina parowa z kotłem fluidalnym 2 CFB_100 Turbina parowa z kotłem fluidalnym Zakres rocznej produkcji ciepła [TJ] Rodzaj paliwa węgiel kamienny węgiel kamienny 3 PB_100 Turbina parowa z kotłem pyłowym węgiel kamienny 4 PB_5 Turbina parowa z kotłem węgiel fluidalnym lub paleniskiem rusztowym kamienny 5 UPG_100 Blok gazowo-parowy gaz ziemny 6 UPG_50 Blok gazowo-parowy gaz ziemny 7 TG_5 Turbina gazowa z kotłem wodnym gaz ziemny 8 TG_1 Turbina gazowa z kotłem wodnym gaz ziemny 9 SG_1 Silnik spalinowy na gaz 0, gaz ziemny 10 Sinik sp. Silnik spalinowy na olej 0,05 0,2 1 7,5 olej opałowy 11 EC_bio Elektrociepłownia na biomasę biomasa (turbina parowa) 12 BIOGAZ Elektrociepłownia na biogaz 0,1 0, biogaz (silnik) 13 Ogniwo paliwowe (po 2015 roku) gaz ziemny 14 Wymiennik na upuście turbiny kondensacyjnej dużej mocy (ucieplownienie turbiny kondensacyjnej)

15 Niezbędnym elementem analizy wykorzystującej metodę różnicową jest zdefiniowanie stanu odniesienia stanu bazowego. Stan bazowy to taki stan, który istniałby gdyby projekt nie miał miejsca. W przypadku analizy możliwości instalacji układów kogeneracyjnych w zamian za układy ciepłownicze uznaje się, że wariantem bazowym jest wariant zasilania tylko w ciepło. W takim przypadku bada się różnicę kosztów i przychodów między: wariantem, w którym instalowany jest tylko kocioł (wariant bazowy), wariantem, w którym instalowany jest układ skojarzony (wariant rozwojowy). W tym celu określono przepływy pieniężne w przypadku: budowy i eksploatacji kotła wodnego wariant bazowy, budowy i eksploatacji układu skojarzonego wariant rozwojowy. Obliczanie wartości wskaźników ekonomicznych w celu określenia rentowności budowy układu skojarzonego odbywa się na bazie przepływów finansowych stanowiących różnicę wartości przepływów między wariantem rozwojowym (budowa układu skojarzonego) i wariantem bazowym (budowa kotła). Taki sposób prowadzenia analiz pozwala na eliminację wpływu ceny ciepła na rentowność projektu. Instalacja układów skojarzonych nie zmienia wielkości sprzedaży ciepła w związku z tym zgodnie z podaną definicją przychody ze sprzedaży ciepła nie powinny wpływać na wynik analiz ekonomicznych. W przypadku i technologii wykorzystujących gaz, inwestycje kogeneracyjną porównywano z kotłem zasilanym gazem (wariant oznaczony GG) oraz węglem (wariant oznaczony WG). Zestawienie wariantów rozpatrywanych w analizach ekonomicznych przedstawiono w tabeli 9. Analizy poszczególnych wariantów oparto na uproszczonym bilansie przychodów i kosztów. Dla każdego z rozważanych wariantów określono wartości przepływów w przypadku instalacji tylko kotła (wariant odniesienia) oraz dla przypadku instalacji układu skojarzonego. Przy wykorzystaniu różnicowego modelu oceny efektywności nowych instalacji kogeneracyjnych uwzględniane są dwa strumienie przychodów: - przychód ze sprzedaży energii elektrycznej. - przychód wynikający ze wsparcia kogeneracji związany z wielkością produkcji energii elektrycznej. W analizach przyjęto szereg założeń dotyczących cen energii elektrycznej, ciepła paliw oraz uprawnień do emisji dwutlenku węgla zgodnie z dokumentem Polityka 15

16 zł/mwh energetyczna Polski do roku 2030 (Załącznik II Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię) Tabela 9. Szczegółowe zestawienie rozpatrywanych wariantów L.p. Rodzaj technologii Moc elektryczna Paliwo *) Oznaczenie [MW] wariantu 1 Turbina parowa z kotłem fluidalnym 100 węgiel - węgiel CFB_50_WW 2 Turbina parowa z kotłem fluidalnym 50 węgiel - węgiel CFB_100_WW 3 Turbina parowa z kotłem pyłowym 100 węgiel - węgiel PB_100_WW 4 Turbina parowa z kotłem fluidalnym lub paleniskiem rusztowym 5 węgiel - węgiel PB_5_WW 5 Blok parowo-gazowy 100 węgiel - gaz UPG_100_wg 6 Blok parowo-gazowy 100 gaz - gaz UPG_100_GG 7 Blok parowo-gazowy 50 węgiel - gaz UPG_50_WG 8 Blok parowo-gazowy 50 gaz - gaz UPG_50_GG 9 Turbina gazowa z kotłem wodnym 5 węgiel - gaz TG_5_WG 10 Turbina gazowa z kotłem wodnym 5 gaz - gaz UPG_5_GG 11 Turbina gazowa z kotłem wodnym 1 węgiel - gaz TG_1_WG 12 Turbina gazowa z kotłem wodnym 1 gaz - gaz TG_1_GG 13 Silnik gazowy 1 węgiel - gaz SG_1_WG 14 Silnik gazowy 1 gaz - gaz SG_1_GG 15 Silnik spalinowy 0,2 olej - olej Sinik spalinowy 16 Elektrociepłownia biomasowa 5 węgiel -biomasa EC_bio_w 17 Elektrociepłownia na biogaz 0,25 biogaz- biogaz BIOGAZ_BB 18 Ogniwo paliwowe (po 2015 roku) 4 gaz - gaz Ogniwo * ) jako pierwsze podawane jest paliwo dla kotła (technologia odniesienia, ) a drugie paliwo podawane jest dla układu CHP (technologia podstawowa) W obliczeniach poszukiwano takiej minimalnej wysokości wsparcia przy której wartość wskaźnika IRR wynosiła co najmniej 10%. Uzyskane wyniki przedstawiono na rys Rys.4. Wymagana wartość wsparcia dla poszczególnych technologii przy czasie pracy instalacji 4600 h 16

17 4. Mechanizmy wsparcia kogeneracji, które są przedmiotem szczegółowych analiz w II etapie pracy Z przeprowadzonych analiz wynika, że aby kogeneracja mogła się rozwijać i aby możliwe było osiągnięcie zakładanego w Polityce energetycznej celu ilościowego produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu, wymagane jest wprowadzenie różnorodnych metod promocji tej technologii Z punktu widzenia gospodarki kraju mechanizmy wsparcia kogeneracji muszą: zapewnić utrzymanie istniejącego rynku wytwarzania skojarzonego, zapewnić rozwój (budowa nowych mocy) rynku skojarzonego, zminimalizować koszty wsparcia poniesione przez państwo. Z punktu widzenia inwestorów (eksploatatorów): zapewnić wsparcie w wysokości zachęcającej do eksploatacji układów skojarzonych, zapewnić wsparcie w wysokości zachęcającej do budowy nowych instalacji skojarzonych, zapewnić wsparcie w wysokości dającej konkurencyjną pozycje na rynku energii elektrycznej i ciepła w dostatecznie długim horyzoncie czasu. Mechanizmy wsparcia można podzielić na dwie podstawowe kategorie: mechanizmy administracyjno prawne (poza finansowe) mechanizmy finansowe zwiększające ekonomiczną atrakcyjność kogeneracji. Dla osiągnięcia zakładanego celu niezbędne jest określenie optymalnego zestawu mechanizmów z punktu widzenia gospodarki kraju. Mechanizmy administracyjne mogą być traktowane z poziomu budżetu państwa jako bez kosztowe, a w efekcie zmniejszające konieczność stosowania mechanizmów finansowych, związanych z wydatkami ze strony państwa. Należy również zdefiniować zakres działań, które powinny być wspierane. Działania te możemy podzielić następująco: wsparcie działalności operacyjnej instalacji kogeneracyjnych wsparcie działań inwestycyjnych związanych z budową nowych źródeł skojarzonych wsparcie rozwoju rynku ciepła sieciowego stanowiącego podstawę rozwoju kogeneracji 17

18 W opinii autorów dwa pierwsze działania powinny zostać objęte głównie mechanizmami finansowymi. Ostatnie zadanie powinno być bardzo silnie wspierane poprzez mechanizmy administracyjno-prawne. Mechanizmy administracyjno prawne Mechanizmy tej grupy metod wsparcia powinny eliminować bariery administracyjno prawne w rozwoju kogeneracji. Szereg takich barier można zauważyć w rozwoju pozyskiwania nowych odbiorców ciepła sieciowego. Podstawowym mechanizmem, który mógłby w znaczący sposób przyczynić się do rozwoju rynku ciepła sieciowego z kogeneracji jest prawne uprzywilejowanie ciepła sieciowego na obszarach znajdujących się z zasięgu sieci. Wymagałoby to wprowadzenia odpowiednich zapisów do Prawa energetycznego, np. w formie: Na obszarach znajdujących się w zasięgu sieci ciepłowniczej obligatoryjne powinno być wykorzystywanie do ogrzewania budynku ciepła z systemu zasilanego z kogeneracji, o ile inwestor nie wykaże, że inny sposób ogrzewania jest ekonomicznie uzasadniony. Preferencje takie powinny być uwzględniane w planach zaopatrzenia gmin w energię i planach zagospodarowania przestrzennego. Obecnie ciepło sieciowe konkuruje na całym obszarze z ciepłem ze źródeł indywidualnych. W wielu rejonach poprowadzone są sieci ciepłownicze i sieci gazowe. Konkurencja taka tylko pozornie jest korzystna dla mieszkańców, bo w efekcie muszą oni ponieść koszty związane z budową obu systemów. Przeznaczenie wybranych rejonów do zasilania w ciepło sieciowe wpłynie korzystnie na rozwój systemów ciepłowniczych, jak również na optymalizację kosztów po stronie dostawców innych nośników. Produkcja ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji w stosunku do produkcji rozdzielonej przynosi wymierne korzyści przede wszystkim w wyniku zmniejszenia zużycia paliwa a tym samym i zmniejszenie emisji Obecnie wsparcie dla odnawialnych źródeł kierowane jest bez względu na lokalizację. W związku z tym często wsparcie dla energii odnawialnych kierowane jest w miejsca zasilane z sieci. Mechanizmy wsparcia dla energii odnawialnej są bardzo silne, więc kogeneracja jest wypierana z tych rejonów. W związku z tym proponuje się na obszarze będącym w zasięgu sieci wprowadzić zakaz dofinansowywania technologii konkurencyjnych do kogeneracji (np. kolektory słoneczne). Taki akt prawny pozwoli uniknąć konkurowania różnych mechanizmów wsparcia w tym samym rejonie. 18

19 Kolejnym bardzo istotnym zagrożeniem dla kogeneracji jest skokowa zmiana wymogów dotyczących ochrony środowiska dla instalacji powyżej 20 oraz powyżej 50 MW termicznych w paliwie Pierwszy z tych progów jest granicą systemu handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla, a drugi stosowania dyrektyw o emisjach przemysłowych (IED). W związku z dyrektywą IED operatorzy instalacji będą musiały ponieść znaczne nakłady inwestycyjne w celu przystosowania instalacji spalania do wymogów dyrektywy, jak również eksploatacja takich instalacji będzie znacznie droższa. Konieczny będzie też zakup uprawnień do emisji CO 2. Taki mechanizm zaburzy konkurencyjność na rynku dostawy ciepła. W momencie, kiedy dyrektywa IED i konieczności zakupu uprawnień do emisji zaczęłaby obowiązywać bez dodatkowych uregulowań, to ciepło z indywidualnych małych źródeł, pracujących bez kontroli jakości spalania, będzie znacznie tańsze niż ciepło sieciowe. W związku z tym, aby bronić rynek ciepła sieciowego, a tym samym nie zwiększać emisji rozproszonej należy rozważyć wprowadzenie opłat emisyjnych dla małych i indywidualnych źródeł. Mechanizm ten również będzie bronił jakości powietrza, ponieważ zapobiegnie ucieczce wytwarzania ciepła do źródeł o niskiej efektywności. Realizacja tego celu może być bardzo różna. Jednym z mechanizmów możliwych do zastosowania jest podatek paliwowy. Jeszcze innym, jak się wydaje najłatwiejszym ze społecznego punktu widzenia rozwiązaniem będzie wdrożenie odpowiedniego systemu wsparcia kierowanego do wytwarzania ciepła w kogeneracji. Środki na te cel mogłyby pochodzić z dochodów ze sprzedaży uprawnień do emisji CO 2. Mechanizmy finansowe W mechanizmach wsparcia dedykowanych dla kogeneracji podstawową kwestią, którą należy rozstrzygnąć jest zagadnienie, czy wsparcie ma być wspólne dla nowych inwestycji i istniejących, czy należy zastosować oddzielne mechanizmy dla budowy nowych mocy, a oddzielne dla funkcjonowania instalacji kogeneracyjnych. Wspólny mechanizm wsparcia rozwoju kogeneracji i funkcjonowania obiektów istniejących powinien na pewno rozróżniać: stan instalacji o istniejące o nowe rodzaj paliwa 19

20 o gaz o węgiel o... Wielkość wsparcia byłaby odpowiednio uzależniona od stanu i rodzaju paliwa. W związku z tym powstałby identyczny mechanizm dla wszystkich rodzajów kogeneracji, a jedynym elementem rozróżniającym poszczególne typy instalacji byłaby wartość jednostkowa wsparcia. Drugą podgrupą metod w grupie metod dedykowanych jest oddzielne wspieranie inwestycji w kogenerację, a oddzielnie funkcjonowania instalacji kogeneracyjnych. W tym przypadku przewidziane były obligatoryjne (a nie uznaniowe) granty inwestycyjne. Celem tych grantów powinno być zapewnienie rentowności inwestycji w kogenerację.. Wartość jednostkowego wsparcia powinna być stała w zależności od rodzaju paliwa czy technologii i taka sama dla wszystkich w obrębie danej grupy. Taki mechanizm będzie promował bardziej efektywne inwestycje ekonomicznie w danej grupie. Poza tym mechanizm taki jest bardzo przejrzysty i powszechnie stosowany w krajach UE. W celu bardziej szczegółowego doboru mechanizmów wsparcia należy zidentyfikować mechanizmy powstawania nowych mocy wytwórczych. Nowe instalacje potencjalnie mogą powstawać w następujących przypadkach: odtworzenie już istniejących instalacji kogeneracji w ramach naturalnego procesu odtwarzania mocy wytwórczych, zamiana obecnie istniejących układów ciepłowniczych na instalacje skojarzone w ramach naturalnego procesu odtwarzania mocy (w tym ze względu na dostosowanie do nowych norm ochrony środowiska), zamiana obecnie istniejących układów ciepłowniczych na układy skojarzone ze względu na wyższą rentowność inwestycji kogeneracyjnych. W celu możliwości przewidywania rozwoju kogeneracji niezbędne jest opracowanie modelu naturalnego odtwarzania mocy ciepłowniczych. Model taki pozwoli oszacować czy wystarczające jest wspieranie tylko mechanizmu zamiany układów ciepłowniczych w układy skojarzone w ramach naturalnego odtwarzania, czy konieczne jest również wspieranie innych typów inwestycji. Niezależnie od wsparcia inwestycji musi równolegle funkcjonować mechanizm wspierający działalność bieżącą instalacji kogeneracyjnych. Jest to element niezbędny zarówno dla inwestycji nowych jak i istniejących. W przypadku inwestycji nowych 20

21 zagwarantowanie odpowiednio długiego okresu wsparcia jest elementem niezbędnym. Należy zauważyć pewnego rodzaju zależność, że wysokość gwarantowanego wsparcia w tym zakresie wpłynie na wielkość wsparcia inwestycji. Dobór wysokości wsparcia w tym przypadku powinien być taki, aby bieżące wsparcie pozwoliło funkcjonować instalacjom kogeneracyjnym, a wysokość grantów inwestycyjnych zapewniła odpowiednią rentowność dla budowy nowych inwestycji. W przypadku, gdy prawidłowo dobrana zostanie wysokość wsparcia dla inwestycji istniejących, to wielkość tego wsparcia dla inwestycji nowych powinna być wystarczająca, ponieważ: nowe inwestycje na pewno będą miały większe sprawności, przez co koszty eksploatacji będą miały niższe, korzystniejsze podatkowo, gdyż znaczące odpisy amortyzacyjne zmniejszą należny podatek CIT. Wysokość grantów inwestycyjnych powinna być tak dobrana, aby obciążenie kredytowe było na odpowiednim poziomie. ( cały ten fragment jest nieprecyzyjny i ogólny, nie opisuje modelu nowej inwestycji ; proponuję pominąć lub zwymiarować szczegółowo ) Istotnym zagadnieniem, które należy rozwiązać jest sposób przekazywania wsparcia. Problem ten dotyczy zarówno sposobów finansowania inwestycji, jak również wsparcia bieżącej działalności. W przypadku grantów pozostaje kwestia dokładnego zdefiniowania formy prawnej przekazania dotacji. Czy to ma być np. forma pożyczki bezzwrotnej, która po osiągnięciu celu będzie umarzana? Czy ma być to np. wprost grant na daną inwestycję? Obecnie w Polsce stosowany jest mechanizm certyfikatów stanowiących zbywalne prawo majątkowe. Mechanizm ten przeszedł fazę wdrażania i wydaje się, że został zaakceptowany przez wszystkie strony. Jest mechanizmem funkcjonującym a zmiany wynikające z niniejszej pracy powodowałyby jedynie konieczność zmian wysokości stawek. Obecnie na rynku są dwa typy certyfikatów: świadectwa pochodzenia energii wytwarzanej w jednostkach opalanych paliwami gazowymi lub o mocy zainstalowanej poniżej 1 MW tzw. certyfikaty żółte świadectwa energii wytwarzanej w pozostałych źródłach kogeneracyjnych tzw. czerwone certyfikaty. W opinii autorów na podstawie analiz ekonomicznych przedstawionych we wcześniejszych częściach niniejszej pracy oba rodzaje certyfikatów powinny być zachowane. 21

22 W obecnym kształcie system certyfikatów należałyby jedynie zmodyfikować sposób ustalania ich wartości (wysokości opłaty zastępczej). Rynek zmienia się obecnie bardzo dynamicznie i aby wsparcie mogło skutecznie oddziaływać na rynek, jego wysokość również musi dynamicznie się zmieniać. Taką propozycją mogłoby być np. określenie wysokości wsparcia w funkcji ceny energii elektrycznej (jak to jest na rynku OZE) lub dodatkowo innych elementów, takich jak cena paliwa o koszt uprawnień. Jasno określone reguły ustalania wartości ułatwiłyby znacząco sposób planowania i prowadzenia inwestycji. Dobre skorelowanie wartości wsparcia obniżyłoby ryzyko inwestycyjne. 22