Adam Klepacki, Łukasz Klepek Energoprojekt Katowice SA KOSZTY WSPARCIA KOGENERACJI W POLSCE 1. Wstęp Jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła, czyli kogeneracja, niejednokrotnie była i jest wymieniana jako istotny element rozwoju krajowych zasobów wytwórczych. Bardzo często podkreśla się jak korzystna jest z punktu widzenia ograniczenia zużycia energii pierwotnej a co za tym idzie emisji wielu niepożądanych substancji do otoczenia. Niestety rozwój kogeneracji wymaga odpowiedniego mechanizmu wsparcia. Z tego powodu perspektywa zakończenia obecnie funkcjonującego systemu wsparcia (rok 2018) w postaci certyfikatów (czerwonych i żółtych) powoduje pewien niepokój w środowisku. Różnego rodzaju dyskusje na temat nowego mechanizmu wsparcia dedykowanego dla kogeneracji miały już miejsce i wynikało z nich, że nowy system byłby oparty o aukcje, w których najpewniej poszczególne podmioty mogłyby otrzymać wsparcie operacyjne. Dyskusje te jednak nie uwzględniały możliwości wynikających z udziału kogeneracji w rynku mocy, a udział ten pozwala na uzyskanie dodatkowych przychodów z rynku (dwutowarowego). Czy przychody te będą wystarczające dla rozwoju kogeneracji? Można mieć wątpliwości, głównie z powodu przewidywanego podejścia do mocy oferowanej w ramach rynku mocy. Z nieoficjalnych informacji wynika, że będzie to jedynie moc dostępna ponad moc wynikającą z obciążenia ciepłowniczego, a zatem strumień przychodów nie będzie duży. Z tych samych nieoficjalnych informacji wynika również, że dedykowany system wsparcia dla kogeneracji powstanie i będzie dotyczył wolumenu energii elektrycznej wynikającego z obciążenia ciepłowniczego. Powyższe sprowadza się zatem do podsumowania, że kogeneracja w nowych realiach będzie mogła liczyć na dodatkowe przychody z dwóch źródeł: Główne system wsparcia dedykowany dla kogeneracji, Dodatkowe rynek mocy. Niniejsza analiza pokaże na liczbach, w jaki sposób może kształtować się wielkość uzyskanych przychodów z obydwu źródeł oraz jaki może być przewidywany poziom ofert (bazujących na podejściu kosztowym) składanych na aukcję dedykowaną kogeneracji dla różnego typu jednostek. 2. Założenia i metodologia Analiza została przeprowadzona dla poniżej wymienionych jednostek kogeneracyjnych: Jednostka węglowa z członem kondensacyjnym (WK): o Jedyna w systemie ciepłowniczym (mały system ciepłowniczy), o Pracująca w podstawie systemu ciepłowniczego dużego, Jednostka gazowo-parowa z członem kondensacyjnym (GZ-TG): o Jedyna w systemie ciepłowniczym (mały system ciepłowniczy), o Pracująca w podstawie systemu ciepłowniczego dużego, Jednostka gazowa bazująca na silniku gazowym (GZ-SG): o Jedyna w systemie ciepłowniczym (mały system ciepłowniczy), o Pracująca w podstawie systemu ciepłowniczego dużego. Pokazanie jednostki kogeneracyjnej na tle różnej wielkości systemów ciepłowniczych umożliwi wyznaczenie wpływu średniorocznej sprawności ogólnej i wynikającego z tego wolumenu energii w kogeneracji na poziom ofertowania na aukcji oraz możliwość udziału w rynku mocy. Ponadto, możliwe będzie uchwycenie wpływu wskaźnika wykorzystania mocy na wynik analizy ekonomicznej. Na poniższym rysunku przedstawiono duży i mały system ciepłowniczy, a w szczególności jak w dany system będzie się wpisywała analizowana jednostka kogeneracji celowo nie pokazano konkretnych wartości mocy ciepłowniczej, gdyż w każdym przypadku analizowanej jednostki kogeneracji wielkość tego systemu będzie różna identyczny będzie jedynie sposób wpisania się w ten system.
Q_Sys_Max 8760 Q_Sys_Max 8760 Moc ciepłownicza, MWt Q_EC_Max = 0,55 x Q_Sys_Max Q_EC_Max Moc ciepłownicza, MWt Q_EC_Max = 0,27 x Q_Sys_Max Q_EC_Max 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 Godziny w ciągu roku, h Godziny w ciągu roku, h Rysunek 1. Dwie wielkości systemów ciepłowniczych przyjęte na potrzeby analizy Lewa część rysunku obrazuje mały system ciepłowniczy (MS), w którym jednostka kogeneracyjna jest jedynym źródłem ciepła, natomiast prawa część rysunku obrazuje duży system ciepłowniczy (DS), w którym jednostka kogeneracyjna pokrywa jedynie podstawę zapotrzebowania na ciepło. Na potrzeby analizy wolumen energii elektrycznej w kogeneracji będzie wyznaczony w sposób analogiczny jak ma to miejsce obecnie na podstawie odpowiedniego Rozporządzenia Ministra Gospodarki (RMG z dnia 10 grudnia 2014 w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku potwierdzenia danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji). Dla założonych jednostek kogeneracyjnych wykonano obliczenia bilansowe, w których poszukiwano obciążenia elektrycznego oraz zużycia paliwa w dwóch wariantach: Pierwszy praca układu z minimalnym obciążeniem elektrycznym niezbędnym do wygenerowania oczekiwanej ilości ciepła, Drugi praca układu z maksymalnym obciążeniem elektrycznym, jakie jest możliwe patrząc przez pryzmat członu kondensacyjnego (ilość ciepła wytwarzana zgodnie z zapotrzebowaniem wynikającym z wykresu uporządkowanego). Na podstawie powyższych obliczeń wyznaczono wielkość wolumenu mocy jaki może być zaoferowany na rynku mocy w określonych okresach w ciągu roku przyjęto, że jednostka będzie oferowała wolumen mocy w kontraktach kwartalnych. Na potrzeby niniejszej analizy przyjęto, że okres zagrożenia zgodny z definicją ustawy dot. rynku mocy będzie trwał maksymalnie 50 h na kwartał. Taki okres pracy z maksymalnym obciążeniem uwzględniono przy wyznaczaniu sprawności ogólnej średniorocznej na potrzeby wyliczenia wolumenu energii elektrycznej wytworzonego w kogeneracji. Przyjęto również, że jednostka kogeneracyjna nie będzie aktywnie uczestniczyła w rynku mocy w sensie spekulacyjnym, a będzie jedynie biorcą poziomu cenowego ukształtowanego na aukcji rynku mocy przyjęto poziom 100 000 PLN/MW/rok na podstawie raportu Perspektywy rynku mocy w Polsce przygotowanego przez zespół ekspertów z Energoprojekt Katowice SA oraz Deloitte (2017). Na podstawie przeprowadzonych bilansów cieplnych wyznaczono roczne wielkości w zakresie produkcji i zużycia mediów dla jednostki kogeneracyjnej. Ustalono również wielkość przychodów uzyskanych z tytułu udziału w rynku mocy. Wszystko powyższe wykorzystano w analizie efektywności ekonomicznej na podstawie której sprawdzono, czy analizowana jednostka wymaga dodatkowego wsparcia operacyjnego i jak duże powinno ono być. W ramach analizy sprawdzono wymienione na wstępie jednostki w dwóch podejściach: Pierwsze jednostka nowa w analizie ekonomicznej poszukiwano wskaźnika NPV=0 w założonym horyzoncie czasowym. W przypadku niespełnienia warunku założono odpowiednie wsparcie operacyjne tak aby warunek spełnić wyznaczone wsparcie operacyjne będzie jednocześnie minimalnym poziomem oferty na aukcję dot. wsparcia kogeneracji, Drugie jednostka istniejąca przyjęto, że jednostka istniejąca w każdej z analizowanych technologii będzie musiała ponieść koszt na dostosowanie się do nowych wymagań emisyjnych (BREF/BAT) i w ramach analizy ekonomicznej poszukiwano wskaźnika NPV=0 w założonym horyzoncie czasowym.
Na poniższym rysunku podsumowano zakres analizy odnośnie układów technologicznych, wielkości system ciepłowniczego, w którym zostaną one umiejscowione oraz stanu wyjściowego, czyli jednostka nowa lub istniejąca (modernizowana pod kątem spełnienia wymagań BREF/BAT). Koszty wsparcia kogeneracji Jednostkakogeneracji opalana węglem kamiennym Jednostka kogeneracji opalana gazem ziemnym bazująca na turbinie gazowej Jednostka kogeneracji opalana gazem ziemnym bazująca na silniku gazowym w małym systemie ciepłowniczym w dużym systemie ciepłowniczym NOWA ISTNIEJĄCA NOWA ISTNIEJĄCA Rysunek 2. Podsumowanie analizowanych układów technologicznych W zakresie powyższego bardzo istotną kwestią będzie przyjęcie do obliczeń ekonomicznych odpowiedniego poziomu ceny ciepła. Na potrzeby niniejszej analizy przyjęto poniższe założenia: Dla jednostek nowych przyjęto cenę ciepła, jaka ukształtowałaby się w danym systemie ciepłowniczym zgodnie z poniższym: o System ciepłowniczy przed budową układu kogeneracyjnego oparty był na ciepłowni opalanej węglem kamiennym w Polsce zdecydowana większość ciepła jest wytwarzana w tego typu układach, o Ciepłownia została zmodernizowana (poniosła odpowiednie koszty) pod kątem o wymagań BREF/BAT, Bazowa cena ciepła zaczerpnięta z URE (za rok 2016) została powiększona o koszty wynikające z amortyzacji nowego wyposażenia (instalacje środowiskowe) okres amortyzacji przyjęto na 15 lat, Dla jednostek istniejących jako bazową cenę ciepła dla węgla kamiennego przyjęto wartość odpowiadającą 80% wartości ceny ciepła opublikowanej przez URE (za rok 2016) oraz 55% dla gazu ziemnego w dalszej części opisano podstawę takiego założenia. Przyjęte ceny ciepła są pewnym uproszczeniem niezbędnym do wykonania niniejszej analizy. W rzeczywistości, ze względu na różnorodność systemów ciepłowniczych i działających w nich jednostek kogeneracji, sytuacja (dane wejściowe) mogą odbiegać od przyjętych. W poniższej tabeli zaprezentowano średnie ceny sprzedaży ciepła wytworzonego w jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji za 2016 rok ceny te przyjęto jako bazowe w niniejszej analizie. Parametr Jedn. Wartość Jednostki opalane paliwami węglowymi PLN/GJ 40,23 Jednostki opalane paliwami gazowymi PLN/GJ 71,47
Jednostki opalane olejem opałowym PLN/GJ 88,96 Jednostki będące odnawialnymi źródłami energii PLN/GJ 44,13 Tabela 1. Bazowe cena ciepła wykorzystane w analizie (wg URE za rok 2016) Schemat przyjętych cen ciepła dla jednostek nowych przedstawiono na poniższym rysunku. Schemat dla jednostek nowych System ciepłowniczy 2016 40,23 PLN/GJ Ciepłownia węglowa Budowa instalacji ochrony środowiska System ciepłowniczy Amortyzacja=15 lat 48,13 PLN/GJ Ciepłownia węglowa Stan istniejący Stan docelowy...alternatywa Wymagania BREF/BAT Budowa nowejjednostki kogeneracyjnej System ciepłowniczy Cena ciepła do obliczeń 48,13 PLN/GJ Jednostka kogeneracji Rysunek 3. Schemat założonej ceny ciepła dla jednostek nowych Na potrzeby analizy ekonomicznej istniejącej ciepłowni przygotowano odpowiednie założenia produkcyjne oraz przyjęto wskaźnik WACC analogiczny jak w analizie głównej, czyli 6,7%. Na tej bazie w celu uzyskania w okresie 15 lat wskaźnika NPV=0, konieczne było zwiększenie ceny ciepła do poziomu 48,13 PLN/GJ (cena stała w okresie analizy). Okres amortyzacji przyjęto uwzględniając przewidywany dalszy okres eksploatacji całego majątku (ciepłowni w tym przypadku). Podsumowując, dla nowych jednostek kogeneracji przyjęto cenę ciepła jaka ukształtuje się w ciepłowni opalanej węglem kamiennym po realizacji przez nią instalacji środowiskowych umożliwiających wypełnienie wymagań BREF/BAT. Schemat przyjętych cen ciepła dla jednostek istniejących przedstawiono na poniższym rysunku.
Schemat dla jednostek istniejących System ciepłowniczy Cena ciepła do obliczeń WK = 80% x 40,23 GZ = 55% x 71,47 Jednostka kogeneracji Budowa instalacji ochrony środowiska System ciepłowniczy Cena ciepła do obliczeń WK = + max 3% GZ = + max 3% Jednostka kogeneracji Stan istniejący Stan docelowy Wymagania BREF/BAT Rysunek 4. Schemat założonej ceny ciepła dla jednostek istniejących Zaprezentowane wskaźniki procentowe (80% dla węgla kamiennego WK, i 55% dla gazu ziemnego GZ) zaczerpnięto z opracowania Uproszczony sposób kalkulacji cen ciepła wytwarzanego w jednostkach kogeneracji opublikowanego przez Urząd Regulacji Energetyki w 2010 był to rok, w którym wspomniana uproszczona metoda zaczęła funkcjonować. Przyjęto, że w chwili obecnej relacja cen ciepła w kogeneracji względem cen ciepła w ciepłowniach jest podobna. W analizie ekonomicznej jednostek istniejących założono, że maksymalny wzrost cen ciepła z tytułu budowy instalacji ochrony środowiska będzie wynosił 3% - uznano, że na większy wzrost nie będzie zgody Prezesa URE, w szczególności z uwagi na fakt, że cena referencyjna względem której ustala się stawkę dla jednostek kogeneracji, w ostatnich trzech latach (2014-2016) spadała. W takim układzie, brak zdolności osiągnięcia wskaźnika NPV=0 w okresie analizy jednostek istniejących po budowie nowych instalacji środowiskowych będzie skompensowany określonym wsparciem operacyjnym z tytułu uczestnictwa w Rynku Mocy oraz dedykowanego systemu wsparcia kogeneracji w ramach niniejszej analizy wyznaczono potencjalne przychody z obydwu źródeł. 3. Analiza Pełna analiza została przeprowadzona dla trzech różnych jednostek kogeneracyjnych (węglowa, gazowa z turbiną i gazowa z silnikiem) w dwóch wariantach wielkości systemu ciepłowniczego (mały jedyna jednostka w systemie, duży jednostka pracuje w podstawie) oraz w dwóch wariantach stanu jednostki (nowa, istniejąca). Zasadniczym podejściem w analizie było wyznaczenie produkcji ciepła (zgodnie z zapotrzebowaniem), energii elektrycznej oraz zużycia paliwa przy pracy w reżimie ciepłowniczym dla każdego z analizowanych przypadków. Reżim ciepłowniczy polega na obciążaniu jednostki kogeneracji zgodnie z zapotrzebowaniem na ciepło. Wyznaczono również sprawność ogólną średnioroczną i wolumen energii elektrycznej w kogeneracji. W kolejnym kroku wyznaczono potencjał względem rynku mocy i przewidywany przychód z tego rynku. Ostatnim elementem była analiza efektywności ekonomicznej, w której poszukiwano odpowiedzi na pytanie czy i jak duże wsparcie operacyjne jest potrzebne. Przyjęto, że ewentualny mechanizm wsparcia kogeneracji bazujący na aukcjach będzie dawał możliwość uzyskania wsparcia w okresie 15 lat dla jednostek nowych, oraz 5 lat dla jednostek istniejących modernizowanych (modernizacja pod kątem BREF/BAT). Przyjęcie jednakowych okresów obowiązywania systemu wsparcia pomiędzy różnymi technologiami pozwoli na ich porównanie. Jednostka kogeneracyjna gazowa oparta na turbinie gazowej to układ technologiczny składający się z dwóch turbin gazowych (wybrano model SGT-800-50), dwóch kotłach odzyskowych dwuciśnieniowych oraz jednej turbinie parowej z upustem ciepłowniczym.
Jednostka kogeneracyjna gazowa oparta na silniku gazowym to układ technologiczny składający się z jednego silnika gazowego o mocy elektrycznej 6 MWe, z którego ciepło odbierane jest zarówno z płaszcza jak i ze spalin. W dalszej części pokazano sposób wykonania analizy krok po kroku na przykładzie nowej jednostki węglowej w wariancie małego systemu ciepłowniczego analogiczne podejście zastosowano również dla pozostałych jednostek. Na poniższym rysunku przedstawiono układ technologiczny jednostki kogeneracyjnej opartej na paliwie węglowym. WC Q Kocioł Turbina K ZWZ KO G PK Definicja oznaczeń: K - człon kondensacyjny turbiny parowej, Q- odbiorca ciepła, WC - wymiennik ciepłowniczy, G -generator, KO - skraplacz, PK - pompa kondensatu, RN - regeneracja niskoprężna ZWZ - zbiornik wody zasilającej, PWZ - pompa wody zasilającej, RW - regeneracja wysokoprężna. RW RN PWZ Rysunek 5. Układ technologiczny jednostki kogeneracji na paliwie węglowym Przedstawiona konfiguracja technologiczna jednostki kogeneracji składa się z kotła parowego, pyłowego opalanego węglem kamiennym, turbiny upustowo-kondensacyjnej oraz szeregu urządzeń i instalacji pomocniczych (pompy, wymienniki regeneracyjne, stacja odgazowania wody zasilającej ze zbiornikiem), w tym układ ciepłowniczy z wymiennikiem ciepłowniczym. Podstawowe parametry techniczne układu zaprezentowano w poniższej tabeli. Parametr Jedn. Wartość Maksymalna (zainstalowana) moc elektryczna MWe 55,0 Maksymalna moc ciepłownicza w wymienniku ciepłowniczym MWt 81,0 Tabela 2. Podstawowe parametry techniczne analizowanej EC na paliwie węglowym Zdefiniowany układ kogeneracyjny współpracuje z systemem ciepłowniczym o zapotrzebowaniu jak na poniższym rysunku.
Rysunek 6. Moc ciepłownicza EC (Q_EC_Max) na tle mocy ciepłowniczej systemu (Q_Sys_Max) Wykres uporządkowany zapotrzebowania na ciepło zaprezentowany na powyższym rysunku, stworzono przy wykorzystaniu równania Raissa, przy czym niektóre ze współczynników zawarte w równaniu skorygowano wg doświadczeń własnych zdobytych podczas pracy w projektach dotyczących systemów ciepłowniczych. Dla tak określonego zadania, przeprowadzono szczegółowe roczne obliczenia bilansowe, w wyniku których wyznaczono wielkość produkcji energii elektrycznej. Obliczenia prowadzono dwutorowo: W pierwszej kolejności obciążenie jednostki kogeneracji było podyktowane zapotrzebowaniem na ciepło, natomiast człon kondensacyjny był obciążony na niezbędnym minimum (przyjęto zakres 10-15% nominalnego strumienia pary przepływającego do skraplacza). W drugiej kolejności obciążenie jednostki kogeneracji było maksymalne w każdej chwili, oczywiście przy zachowaniu produkcji ciepła na wymaganym poziomie. Wyniki obliczeń bilansowych przedstawiono poniżej.
Rysunek 7. Moc elektryczna jednostki kogeneracji w zależności od sposobu eksploatacji Moc elektryczna jednostki kogeneracji w przypadku pracy w reżimie ciepłowniczym w okresie poza sezonem grzewczym spada do poziomu 12,0 MWe. W przypadku pracy z maksymalnym możliwym obciążeniem, w okresie poza sezonem grzewczym moc elektryczna kształtuje się na poziomie 51,0 MWe. Różnica w generowanej mocy elektrycznej stanowi 39,0 MWe. Obciążanie przykładowej EC według zapotrzebowania na ciepło przekłada się na uzyskanie średniorocznej sprawności ogólnej na poziomie 79,11% co jest wartością bardzo bliską wartości granicznej dla tego typu układów (80%), niezbędnej do uzyskania pełnej ilości świadectw pochodzenia (wskaźnik PES osiągnięto na poziomie powyżej 10%). W przypadku pracy z maksymalnym możliwym obciążeniem elektrycznym, przy zachowaniu produkcji ciepła na wymaganym poziomie, średnioroczna sprawność ogólna EC spada do poziomu około 63,16%. Wyniki produkcyjne analizowanej jednostki kogeneracyjnej przedstawiają się następująco. Parametr Praca na ciepłownictwo Praca z maksymalnym obciążeniem Produkcja ciepła 1 390 895 GJ 1 390 895 GJ Produkcja energii elektrycznej brutto 202 928 MWh 421 628 MWh Zużycie paliwa (węgiel kamienny) 2 681 475 GJ 4 605 129 GJ Średnioroczna sprawność ogólna 79,11% 63,16% Tabela 3. Wyniki produkcyjne jednostki kogeneracyjnej węglowej w małym systemie W dalszej części analizy konieczne było oszacowanie wolumenu mocy dostępnego dla rynku mocy w poszczególnych kwartałach. W tym celu wyniki obliczeń bilansowych jak również zapotrzebowanie na ciepło systemu ciepłowniczego przedstawiono w ujęciu chronologicznym.
Rysunek 8. Moc elektryczna jednostki kogeneracyjnej w ujęciu chronologicznym Na rysunku przedstawiono zapotrzebowanie na moc cieplną systemu ciepłowniczego (na podstawie danych rzeczywistych z trzech lat konkretnej miejscowości przerywana linia niebieska), moc elektryczną jednostki kogeneracyjnej przy pracy w reżimie ciepłowniczym (linia zielona) oraz moc elektryczną jednostki kogeneracyjnej przy pracy z obciążeniem maksymalnym (linia czerwona). W kolejnym kroku wyznaczono wolumen mocy jaki jest dostępny w ciągu roku ponad obciążenie wynikające z pracy ciepłowniczej w tym celu wyznaczono różnicę pomiędzy linią czerwoną a linią zieloną przedstawioną na rysunku Rysunek 8. Na tle tej różnicy pokazano wolumen mocy jaki będzie oferowany w ramach rynku mocy wolumen ten podzielono na cztery kwartały zgodnie z podejściem w ramach rynku mocy. Rysunek 9. Wolumen mocy dostępnej i oferowanej na aukcję rynku mocy w podziale na kwartały
Dostępny wolumen mocy (linia zielona powyżej) waha się w zależności od bieżącego obciążenia ciepłowniczego. W pierwszym kwartale jest niewielki ze względu na wysokie obciążenie ciepłownicze co przekłada się na brak oferty na aukcję rynku mocy. Inaczej mówiąc, w tym okresie nie ma mocy dostępnej ponad moc, która wynika z obciążenia ciepłowniczego. Drugi kwartał wygląda korzystniej niemniej tu również (w szczególności w okresie kwietnia) mogą wystąpić zimne dni, w których obciążenie ciepłownicze jest stosunkowo wysokie. Oferta na aukcję rynku mocy jest składana w postaci jednej wartości na cały kwartał biorąc to pod uwagę zastosowano podejście asekuracyjne oferta dla drugiego kwartału wynosi 20 MWe. Trzeci kwartał to okres praktycznie w całości poza sezonem grzewczym, tak więc na aukcję rynku mocy może być zaoferowany pełny dostępny wolumen mocy w tym przypadku jest to 39 MWe. Ostatni kwartał, jak pokazuje wykres charakteryzuje się pewnym potencjałem niemniej wynika to głównie z obserwacji w ostatnich latach, w których prawdziwa zima pokazuje swoje oblicze dopiero po nowym roku a wcześniej jest stosunkowo ciepło. Niezależnie od tego nie można zakładać, że sytuacja taka będzie się powtarzać i raczej należy założyć, że ostatni kwartał nie daje podstaw do oferowania wolumenu na rynek mocy. Przy założeniu ceny zamknięcia na rynku mocy na poziomie 100 000 PLN/MW/rok otrzymujemy, że jednostka kogeneracyjna w ramach dwóch kwartałów, w których zaoferowała moc na aukcję, może liczyć na przychody na poziomie 1 475 000 PLN/rok taka wartość zostanie uwzględniona po stronie przychodów w analizie efektywności ekonomicznej. Uczestnictwo w rynku mocy wiąże się jednak z określonymi obowiązkami, w szczególności konieczne jest wypełnienie zobowiązania mocowego w okresach zagrożenia zgodnie z definicją zawartą w ustawie dot. rynku mocy. Na potrzeby niniejszej analizy przyjęto, że okres zagrożenia w każdym kwartale wystąpi przez 50 h. Zwiększenie obciążenia elektrycznego jednostki kogeneracyjnej powoduje wyższą produkcję energii elektrycznej oraz wyższe zużycie paliwa w ciągu roku co przy identycznej produkcji ciepła powoduje spadek średniorocznej sprawności ogólnej, która jest decydującym elementem przy wyznaczaniu wolumenu energii elektrycznej wytworzonego w kogeneracji. Analizowana jednostka kogeneracji przy powyższych założeniach wygeneruje dodatkowo 2950 MWh energii elektrycznej i zużyje 26 204 GJ energii chemicznej paliwa pierwotnego. Wielkości te przełożą się na spadek średniorocznej sprawności ogólnej o 0,37 pkt. procentowego, a zatem bardzo niewiele. Można zatem stwierdzić, że ubytek wolumenu energii elektrycznej w kogeneracji będzie pomijalny (przy tak przyjętych założeniach). W poniższej tabeli podsumowano wyniki dla wszystkich analizowanych technologii kogeneracyjnych przez WK oznaczono technologię bazującą na węglu kamiennym, natomiast przez GZ bazującą na gazie ziemnym wielkość te nie różnią się ze względu na stan jednostki (nowa/istniejąca). Parametr Oferta mocy na RM mały system ciepłowniczy Jedn. Wartość WK GZ (TG) GZ (SG) I kwartał MWe 0,0 0,0 0,0 II kwartał MWe 20,0 55,0 3,2 III kwartał MWe 39,0 94,1 4,5 IV kwartał MWe 0,0 0,0 0,0 Przychód z rynku mocy (stały w okresie analizy) Oferta mocy na RM duży system ciepłowniczy tys. PLN 1 475 3 728 193 I kwartał MWe 0,0 0,0 0,0 II kwartał MWe 0,0 0,0 0,0 III kwartał MWe 23,3 66,3 3,6 IV kwartał MWe 0,0 0,0 0,0
Przychód z rynku mocy (stały w okresie analizy) tys. PLN 583 1 658 91 Tabela 4. Wyniki analizy w zakresie uczestnictwa w Rynku Mocy poszczególnych jednostek Potencjał względem Rynku Mocy, jednostki kogeneracyjnej pracującej w małym systemie, jest większy niż tej samej jednostki pracującej w dużym systemie. Wynika to z czasu, w którym jednostka kogeneracji jest wysoko obciążona w przypadku małego systemu ciepłowniczego w ciągu roku jest więcej godzin, w których obciążenie ciepłownicze jest mniejsze od maksymalnego i z tego powodu istnieje wolumen mocy, który może być zaoferowany w aukcji na Rynku Mocy. Jednostka gazowa oparta na turbinach gazowych z racji uwarunkowań technologicznych może zaoferować największe wolumeny mocy w przypadku wolnego potencjału. 4. Wyniki analizy Wyniki analizy przedstawiono dla każdej analizowanej jednostki, wyszczególnionej na wstępie opracowania, niemniej w szczegółach omówiono tylko nową jednostkę bazującą na węglu kamiennym współpracującą z małym system ciepłowniczym jedyna jednostka kogeneracyjna w systemie. Analizę wykonano przy założeniu, że w określonym horyzoncie czasowym projekt osiągnie NPV=0. Poszukiwana była taka wartość wsparcia operacyjnego (na wolumenie energii elektrycznej produkowanej w kogeneracji), aby powyższy cel osiągnąć. Na potrzeby analizy przyjęto następujące założenia dla jednostek nowych. Parametr Jedn. Wartość Nakład inwestycyjny tys. PLN 654 500 Rozpoczęcie eksploatacji (*) rok Czwarty rok realizacji projektu Okres amortyzacji lata 25 Średni ważony koszt kapitału (WACC) (*) % 6,7 Przychód z rynku mocy (stały w okresie analizy) w całym horyzoncie analizy tys. PLN 1 475 Cena ciepła (stała w okresie analizy) (*) PLN/GJ 48,13 Koszt zmienny pozapaliwowy PLN/MWh 12,6 Koszt operacyjny stały tys. PLN/MW/rok 165,5 Początek okresu dyskontowania rok Pierwszy rok realizacji projektu Tabela 5. Założenia w analizie efektywności ekonomicznej dla jednostek nowych Parametry oznaczone gwiazdką (*) są identyczne dla wszystkich analizowanych technologii dla jednostek nowych. Nakład inwestycyjny w ramach jednostek nowych (wszystkich) obejmuje również nakłady niezbędne do spełnienia wymagań wynikających z BREF/BAT. Cena ciepła przyjęta w analizie jest to cena wynikająca z taryfy ustalonej dla ciepłowni węglowej wyposażonej w instalacje ochrony środowiska umożliwiające wypełnienie wymagań BREF/BAT. Cenę wyjściową ciepła za rok 2016 przyjęto zgodnie z informację z URE na poziomie 40,24 PLN/GJ dla ciepłowni opalanej węglem kamiennym. Jednostkowy koszt paliwa (węgiel kamienny) wraz z transportem przyjęto w postaci ścieżki cenowej o wartości początkowej równej 11,2 PLN/GJ (pierwszy rok) i wzroście o 0,1 PLN/GJ w każdym następnym roku analizy. Jednostkowy koszt uprawnienia do emisji CO2 przyjęto w postaci ścieżki cenowej o wartości początkowej równej 24 PLN/t (pierwszy rok) i wzroście o 2 PLN/t w każdym kolejnym roku analizy. Jednostkową cenę sprzedaży energii elektrycznej do sieci przyjęto w postaci ścieżki cenowej o wartości początkowej 162,00 PLN/MWh (pierwszy rok) i wzroście 3 PLN/MWh w każdym następnym roku analizy.
Ścieżki cenowe paliw oraz ceny energii elektrycznej przyjęto na bazie danych publikowanych przez World Energy Outlook oraz własną wiedzę ekspercką. Bazą dla przyjętych wskaźników kosztów zmiennych poza paliwowych oraz kosztów stałych, było opracowanie pt. Model optymalnego miksu energetycznego dla polski do roku 2060, opracowanego przez Kancelarię Prezesa Rady Ministrów w roku 2013. Dane zostały skorygowane do poziomu roku bazowego przyjętego w analizie 2017. Dane skorygowano również o najnowsze informacje dotyczące realizowanych projektów jak również benchmarki publikowane przez światowe organizacje jak np. IEA (International Energy Agency). Wynik analizy efektywności ekonomicznej dla nowej jednostki opalanej węglem kamiennym przedstawiono na poniższym rysunku. Rysunek 10. Analiza efektywności ekonomicznej nowej jednostki kogeneracyjnej węglowej pracującej w małym systemie ciepłowniczym Wyniki jak pokazano powyżej (osiągnięcie wskaźnika NPV=0 w określonym horyzoncie czasowym), wymagają wsparcia operacyjnego na wolumenie energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji, które wynosi (wartość stała w okresie analizy): 243,15 PLN / MWh Wsparcie w tej wysokości stanowi dodatkowy przychód dla jednostki kogeneracji w okresie 15 lat od uruchomienia. Wartość ta stanowi minimalną ofertę, jaką złożyłaby jednostka kogeneracji w aukcji dedykowanej dla kogeneracji przy przyjętych założeniach. Finalna wielkość wsparcia będzie zależna od potencjału spekulacyjnego projektu oraz metodyki aukcji ( pay as clear / pay as bid ). Porównując przychody z tytułu dwóch mechanizmów wsparcia, z którego korzysta jednostka kogeneracji, zdecydowanie wyższa kwota wynika z dedykowanego systemu wsparcia kogeneracji jest to prawie 97%. Jedynie 3% przypada na dodatkowy przychód z udziału w Rynku Mocy. Podobne relacje dotyczą również pozostałych analizowanych technologii. W dalszej części analizy przedstawiono założenia oraz wyniki dla wszystkich analizowanych jednostek (nowych). Parametr Jedn. Wartość WK GZ (TG) GZ (SG) Nakład inwestycyjny tys. PLN 654 500 720 000 20 160 Okres amortyzacji lata 25 15 15 Koszt zmienny pozapaliwowy PLN/MWh 12,6 5,2 5,2
Koszt operacyjny stały tys. PLN/MW/rok 165,5 160,0 160,0 Tabela 6. Założenia w analizie efektywności ekonomicznej dla wszystkich technologii (dla nowych jednostek) Jednostkowy koszt paliwa (gaz ziemny) wraz z dystrybucją przyjęto w postaci ścieżki cenowej o wartości początkowej równej 29,4 PLN/GJ (pierwszy rok) i wzroście o 0,2 PLN/GJ w każdym następnym roku analizy. Poniżej przedstawiono tabelę z założeniami ekonomicznymi dla analizowanych istniejących jednostek kogeneracyjnych, które poniosą nakład inwestycyjny związany z realizacją instalacji ochrony środowiska (ze względu na wymagania BREF/BAT). Parametr Jedn. Wartość WK GZ (TG) GZ (SG) Nakład inwestycyjny tys. PLN 90 000 45 000 2 016 Okres amortyzacji lata 15 10 8 Cena ciepła (stała w okresie analizy) PLN/GJ 33,15 40,49 40,49 Tabela 7. Założenia w analizie efektywności ekonomicznej dla wszystkich technologii (dla istniejących jednostek) Cena ciepła jest wynikiem powiększenia ceny referencyjnej dla roku 2016 (w kogeneracji) o przyjętą wartość 3% zgodnie z wcześniejszymi założeniami. Poniżej w tabeli zestawiono wyniki niezbędnego wsparcia dla analizowanych układów technologicznych opartych na paliwie węglowym stała wielkość wsparcia w okresie analizy. Parametr Jedn. Wartość Jednostka kogeneracji opalana węglem kamiennym Mały system ciepłowniczy (MS) Jednostka nowa PLN/MWh 243,15 Jednostka istniejąca (przy wzroście ceny ciepła o 3%) PLN/MWh 8,11 Duży system ciepłowniczy (DS) Jednostka nowa PLN/MWh 52,74 Jednostka istniejąca (przy wzroście ceny ciepła o 3%) PLN/MWh Nie wymagane Tabela 8. Koszty wsparcia kogeneracji dla jednostki opalanej węglem kamiennym Poniżej uzyskane wyniki przedstawiono na rysunku oznaczenia zgodnie ze skrótami w powyższej tabeli, czyli MS mały system, DS. duży system.
Rysunek 11. Koszty wsparcia kogeneracji dla jednostki opalanej węglem kamiennym Poniżej w tabeli zestawiono wyniki niezbędnego wsparcia dla analizowanych układów technologicznych opartych na paliwie gazowym (układ z turbiną gazową) stała wielkość wsparcia w okresie analizy. Parametr Jedn. Wartość Jednostka kogeneracji opalana gazem ziemnym (z turbiną gazową) Mały system ciepłowniczy Jednostka nowa PLN/MWh 257,27 Jednostka istniejąca (przy wzroście ceny ciepła o 3%) PLN/MWh 169,07 Duży system ciepłowniczy Jednostka nowa PLN/MWh 113,88 Jednostka istniejąca (przy wzroście ceny ciepła o 3%) PLN/MWh 61,73 Tabela 9. Koszty wsparcia kogeneracji dla jednostki opalanej gazem ziemnym bazującej na turbinie gazowej Poniżej uzyskane wyniki przedstawiono na rysunku.
Rysunek 12. Koszty wsparcia kogeneracji dla jednostki opalanej gazem ziemnym (z turbiną gazową) Poniżej w tabeli zestawiono wyniki niezbędnego wsparcia dla analizowanych układów technologicznych opartych na paliwie gazowym (układ z silnikiem gazowym) stała wielkość wsparcia w okresie analizy. Parametr Jedn. Wartość Jednostka kogeneracji opalana gazem ziemnym (z silnikiem gazowym) Mały system ciepłowniczy Jednostka nowa PLN/MWh 124,02 Jednostka istniejąca (przy wzroście ceny ciepła o 3%) PLN/MWh 93,26 Duży system ciepłowniczy Jednostka nowa PLN/MWh 36,06 Jednostka istniejąca (przy wzroście ceny ciepła o 3%) PLN/MWh 19,04 Tabela 10. Koszty wsparcia kogeneracji dla jednostki opalanej gazem ziemnym bazującej na silniku gazowym Poniżej uzyskane wyniki przedstawiono na rysunku.
Rysunek 13. Koszty wsparcia kogeneracji dla jednostki opalanej gazem ziemnym (z silnikiem gazowym) Wyznaczony poziom wsparcia operacyjnego jaki jest niezbędny dla rozwoju kogeneracji pokazuje jasno, że bez dedykowanego mechanizmu ten segment energetyki, pomimo, że bardzo pożądany, nie będzie się rozwijał nawet z uwzględnieniem przychodów z tytułu uczestnictwa (ograniczonego) w Rynku Mocy. W każdym przypadku budowa nowej jednostki kogeneracyjnej wymaga dodatkowego przychodu aby możliwe było osiągnięcie minimalnych wskaźników efektywności ekonomicznej (NPV=0 w okresie analizy). Wynika to głównie z faktu stosunkowo niskich cen ciepła, które w gruncie rzeczy oddają historyczny poziom cen bez możliwości skokowej zmiany z roku na rok. Globalnie w przypadku funkcjonującego systemu wsparcia kogeneracji, przekłada się to na inne rozłożenie kosztów funkcjonowania kogeneracji, gdzie jej rozwój i utrzymanie jest przełożone na wszystkich odbiorców energii elektrycznej, a nie na lokalnych odbiorców ciepła. Znaczne różnice w poziomie wsparcia występują również dla tej samej jednostki ale pracującej w różnej wielkości systemów ciepłowniczych. Wynika to z faktu średniorocznego wykorzystania mocy, gdzie przy pracy w podstawie jest ono istotnie wyższe i przekłada się na wymierne korzyści po stronie ekonomicznej. Nowe wymagania środowiskowe (BREF/BAT), które dotkną cały sektor ciepłowniczy, również istniejące źródła kogeneracyjne, spowodują konieczność poniesienia określonych nakładów inwestycyjnych, których zwrot również nie będzie możliwy bez funkcjonującego systemu wsparcia kogeneracji. W przypadku kogeneracji gazowej, ze względu na stosunkowo wysoką cenę paliwa, wsparcie operacyjne jest niezbędne nawet w przypadku braku jakichkolwiek nakładów bez wsparcia roczny cash flow będzie ujemny, nawet uwzględniając uczestnictwo w Rynku Mocy wg przyjętych założeń. Poniżej na rysunku zestawiono wysokość wsparcia dla trzech różnych technologii (nowych jednostek) w małym systemie ciepłowniczym.
Rysunek 14. Koszty wsparcia kogeneracji dla jednostek nowych w trzech technologiach Z bezpośredniego porównania wynika, że najwyższe wsparcie będzie wymagane dla jednostki opalanej gazem ziemnym bazującej na turbinie gazowej, natomiast najmniejsze dla układu z silnikiem gazowym. Nie jest to jednak uniwersalny wniosek a jedynie wynikający z przyjętych założeń. Analiza miała na celu pokazanie różnej wielkości układów technologicznych, które wpisują się w określony system ciepłowniczy. W ten sposób sprawdzono, że niezależnie od technologii oraz wielkości układu technologicznego wsparcie jest niezbędne. 5. Podsumowanie Niniejsze opracowanie miało na celu pokazanie jaki jest niezbędny, minimalny poziom wsparcia kogeneracji w różnych technologiach, aby możliwy był jej rozwój w Polsce. Ma to znaczenie w szczególności z perspektywy znacznych korzyści, jakie niesie ze sobą wykorzystanie kogeneracji jednoczesna produkcja energii elektrycznej i ciepła jest bardziej efektywna niż wytwarzanie tych mediów w procesach rozdzielonych. W ramach opracowania poddano analizie kilka układów technologicznych kogeneracji o różnej wielkości, zarówno nowej jak i istniejącej. W analizie uwzględniono możliwość uczestnictwa źródeł kogeneracji w Rynku Mocy mechanizm wspierający utrzymanie mocy dyspozycyjnej w systemie elektroenergetycznym na wymaganym poziomie. Ponadto, przyjęto założenie, że analizowane jednostki muszą być dostosowane do nowych wymagań środowiskowych BREF/BAT nowe standardy emisyjne dla źródeł spalania. Praktycznie w każdym analizowanym przypadku bez wsparcia operacyjnego na wolumenie energii elektrycznej z kogeneracji (wolumen wynikających z odpowiednich obliczeń zgodnie z obowiązującym RMG), nie jest możliwe osiągnięcie minimalnych wskaźników efektywności ekonomicznej (NPV=0 w zakładanym horyzoncie czasowym). Oznacza, to że rozwój kogeneracji nie jest możliwy w warunkach polskich bez dedykowanego systemu jej wsparcia, co więcej, dla niektórych jednostek istniejących (gazowych), wygaśniecie obecnie obowiązującego systemu (świadectwa pochodzenia) będzie oznaczało zaprzestanie produkcji z powodu ujemnego rocznego wyniku operacyjnego. Alternatywą może być znaczne zwiększenie ceny ciepła, niemniej byłoby to bardzo trudne do przeprowadzenia ze względu na potencjalne liczne protesty społeczne. Przedstawiona analiza pokazała, że waga problemu jest duża i rozwój istotnej części systemu elektroenergetycznego jakim jest kogeneracja, będzie zależny opracowania dedykowanego systemu wsparcia. Wyznaczone wielkości wsparcia są pochodną przyjętych założeń tak więc mogą stanowić jedynie bazę pod dalszą dyskusję i kolejne analizy.