Instytut Techniki Cieplnej Strategia rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji główne kierunki

Politechnika Śląska w Gliwicach Instytut Techniki Cieplnej Strategia rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji główne kierunki Warszawa, czerwiec 2007 1

Strategia rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji - główne kierunki Umowa nr 501H/4433/0445/000 Zamawiający: Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych Autorzy pracy: mgr inż. Krzysztof Hoinka mgr inż. Małgorzata Kwestarz prof. dr hab. inż. Janusz Lewandowski dr inż. Marcin Liszka prof. dr hab. inż. Stanisław Mańkowski dr inż. Adam Smyk dr inż. Wiesław Szadkowski dr inż. Krzysztof Wojdyga prof. dr hab. inż. Andrzej Ziębik Politechnika Śląska Politechnika Warszawska Politechnika Warszawska Politechnika Śląska Politechnika Warszawska Politechnika warszawska Politechnika Warszawska Politechnika Warszawska Politechnika Śląska Praca powstała przy znaczącym udziale członków powołanego przez Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych Komitetu Roboczego w składzie: mgr inż. Stanisław Błach (przewodniczący) EC Kraków S.A. / KOGENERACJA S.A. mgr inż. Marek Beroud Vattenfall Heat Poland S.A. mgr inż. Paulina Dreżewska Krok Biuro PTEZ mgr inż. Wiesław Gruszka EC Zabrze S.A mgr inż. Lech Grzelak DALKIA Łódź S.A. mgr inż. Marek Karwowski ZEC Bydgoszcz S.A. mgr inż. Jerzy Kurpiel EC Lublin - Wrotków S.A. mgr inż. Zbigniew Nowak EC Gorzów S.A mgr inż. Henryk Piontek EC Wybrzeże S.A. mgr inż. Bogusław Regulski Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie mgr inż. Zbigniew Robak EC Będzin S.A. mgr inż. Marek Siekierski DALKIA Poznań ZEC S.A. mgr inż. Wiesław Stankiewicz ZEl. Dolna Odra S.A. mgr inż. Tomasz Świetlicki Ministerstwo Gospodarki mgr inż. Zygmunt Zachnik ZEC Bytom S.A. Kierownik pracy: prof. dr hab. inż. Janusz Lewandowski 2

Strategia rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji - główne kierunki Spis treści SŁOWNIK WYBRANYCH POJĘĆ... 4 UWAGI FORMALNE... 6 1 CEL STRATEGII... 7 1.1. CEL OGÓLNY... 7 1.2. CEL SZCZEGÓŁOWY... 9 2 AKTUALNY STAN KOGENERACJI W POLSCE ORAZ POTENCJAŁ ROZWOJU... 14 2.1. STAN OBECNY... 14 2.1. PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO I ENERGIE ELEKTRYCZNĄ... 22 2.3. TECHNICZNY POTENCJAŁ KOGENERACJI... 25 2.4. TECHNOLOGIE I PALIWA DLA KOGENERACJI... 28 2.5. POTENCJAŁ EFEKTYWNY EKONOMICZNIE I KOSZTY JEGO WYKORZYSTANIA... 30 3 BARIERY UTRUDNIAJĄCE ROZWÓJ KOGENERACJI... 43 3.1. BARIERY EKONOMICZNE... 43 3.2. BARIERY PRAWNE... 44 3.3. BARIERY ADMINISTRACYJNE I SPOŁECZNE... 44 3.4. BARIERY ROZWOJU KOGENERACJI, A SKŁADOWE POTENCJAŁU EKONOMICZNEGO... 45 3.5. UWARUNKOWANIA RYNKU CHŁODU W POLSCE Z WYKORZYSTANIEM CIEPŁA SIECIOWEGO... 47 4 DZIAŁANIA MAJĄCE NA CELU USUNIECIE BARIER I WSPARCIE ROZWOJU KOGENERACJI... 49 4.1. DZIAŁANIA OGÓLNE... 49 4.2. DZIAŁANIA DOTYCZĄCE RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ... 50 4.3. DZIAŁANIA DOTYCZĄCE RYNKU CIEPŁA W SYSTEMACH CIEPŁOWNICZYCH... 51 4.4. BARIERY ROZWOJU A DZIAŁANIA WSPIERAJĄCE... 52 4.5. UWAGI KOŃCOWE... 56 5 PODSUMOWANIE... 58 3

Słownik wybranych pojęć Całkowity potencjał kogeneracji wielkość całkowitej produkcji ciepła użytkowego, a więc ciepła, które teoretycznie może być wytworzone w skojarzeniu z energią elektryczną. Ciepło sieciowe - ciepło dystrybuowane przy pomocy sieci ciepłowniczych. Ciepło użytkowe ciepło wykorzystywane do ogrzewania pomieszczeń, przygotowania ciepłej wody, wykorzystywane jako para wodna lub gorąca woda w procesach technologicznych innych niż wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej oraz użyte do wytwarzania chłodu. C.w.u - ciepła woda użytkowa, ciepła woda wykorzystywana głównie dla celów sanitarnych. Ekonomiczny potencjał kogeneracji - część technicznego potencjału kogeneracji, zwymiarowana przez ilość ciepła, którego wytwarzanie w skojarzeniu z energią elektryczną jest opłacalne ekonomicznie. Gospodarka rozdzielona (wytwarzanie rozdzielone) - wytwarzania energii elektrycznej i ciepła niezależnie w oddzielnych jednostkach wytwórczych. Inwestorska ocena inwestycji ekonomiczna ocena opłacalności, dokonywana z punktu widzenia inwestora, tj. podmiotu wykładającego środki finansowe na inwestycje. IRR-(ang. Internal Rate of Return) wewnętrzna stopa zwrotu; stopa dyskonta, dla której zaktualizowana wartość inwestycji netto (NPV) równa jest zero; wskaźnik wykorzystywany jest do oceny ekonomicznej efektywności inwestycji. Kogeneracja skojarzone wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, tj. proces technologiczny, w którym jednocześnie wytwarzana jest energia elektryczna oraz ciepło użytkowe. Koszty zewnętrzne koszty, które na danym etapie rozwoju gospodarczego nie są przenoszone w ceny produktów. Mikro-kogeneracja -skojarzona produkcja energii elektrycznej i ciepła w urządzeniach małej mocy; obok dużych elektrociepłowni zawodowych i przemysłowych na świecie coraz większą popularnością cieszą się małe układy skojarzone (50kW-3 MW), czyli mikro- i mini kogeneracja. Sprawność referencyjna sprawność rozdzielnego wytwarzania energii elektrycznej (lub ciepła) w elektrowni (lub ciepłowni) w stosunku, do której wyznaczana jest wielkość 4

oszczędności paliwa w kogeneracji (wartość wskaźnika PES); sposób wyznaczania tej wielkość został ujednolicony we wszystkich krajach UE. Techniczny potencjał kogeneracji - cześć całkowitego potencjału kogeneracji zwymiarowana przez ilość ciepła, która z technicznego punktu widzenia, może być wytworzona w skojarzeniu z energią elektryczną; wielkość potencjału technicznego jest zatem zależna od stanu rozwoju technologii kogeneracji. Technologia gazowa technologia energetyczna, w której paliwem jest gaz (ziemny, wielkopiecowy, koksowniczy itp.). Technologia kogeneracyjna technologia jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Technologia węglowa technologia energetyczna, w której paliwem jest węgiel kamienny lub brunatny. Wskaźnik (współczynnik) PES - względna oszczędność energii pierwotnej wykorzystywanej do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Wskaźnik skojarzenia - stosunek wytworzonych w kogeneracji ilości energii elektrycznej i ciepła. Wysokosprawna kogeneracja kogeneracja, która przynosi względna oszczędność paliwa (wskaźnik PES) 10% dla jednostek kogeneracyjnych o mocy elektrycznej powyżej 1MW oraz PES > 0% dla jednostek o mocy równej lub mniejszej od 1MW. 5

Uwagi formalne Niniejsze opracowanie jest raportem zawierającym wyniki III etapu pracy realizowanej na zamówienie Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych, w ramach Umowy Nr 501H/4433/0445/000. Wykonawcami tego etapu pracy są Uczelniane Centrum Badawcze Energetyki i Ochrony Środowiska Politechniki Warszawskiej i Instytut Techniki Cieplnej Politechniki Śląskiej. W ramach wcześniejszych etapów pracy przeprowadzona została analiza potencjału wysokosprawnej kogeneracji w Polsce, zgodnie z wymaganiami Dyrektywy 2004/8/WE z dnia 11 lutego 2004 w sprawie promowania kogeneracji. W wyniku tych prac został określony ekonomiczny potencjał rozwoju kogeneracji. Przedstawiany raport zawiera strategię rozwoju kogeneracji tj. działań, które pozwolą na wykorzystanie szans, jakie w polskiej gospodarce stwarza skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła. Raport przygotowano w dwóch tomach. Tom pierwszy zawiera opracowaną strategię, a tom drugi załączniki, w którym zestawiono przykładowe, szczegółowe wyniki oblicze techniczno - ekonomicznych dla oceny opłacalności inwestycji w obszarze wybranych technologii energetycznych. Autorzy pracy pragną serdecznie podziękować wszystkim członkom powołanego przez PTEZ Komitetu Roboczego. Ich wiedza i bieżące zaangażowanie w realizację pracy miały istotny wkład w powstanie niniejszego dokumentu. 6

1 Cel strategii 1.1. Cel ogólny Zgodnie z przyjętą przez Radę Ministrów 4 stycznia 2005 roku, Polityką Energetyczną Polski do 2025 roku skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła oraz wykorzystanie odnawialnych źródeł energii są istotnymi technologiami służącymi zapewnieniu bezpieczeństwa ekologicznego i energetycznego kraju. Są one wymienione jako szczególnie preferowane sposoby gospodarowania energią zapewniające bezpieczeństwo ekologiczne: W zakresie gospodarowania energią zapewnienie bezpieczeństwa ekologicznego oznacza w szczególności:... a) radykalną poprawę efektywności wykorzystania energii zawartej w surowcach energetycznych - przez zwiększanie sprawności przetwarzania energii w ciepło i energię elektryczną, promowanie układów skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oraz zagospodarowywanie ciepła odpadowego;.... Istotne znaczenie kogeneracji zostało potwierdzone w przyjętym przez Radę Ministrów 27 marca 2006 Programie dla elektroenergetyki. Technologia ta wymieniana jest w kontekście działań prowadzących do zmniejszenia emisji oraz poprawy sprawności wytwarzania. Jako jeden z celów programu wymieniane jest zmniejszenie wpływu energetyki na środowisko, zgodnie z zapisami Traktatu o Przystąpieniu do UE oraz wymogami Dyrektyw UE, co będzie wymagać rozwoju wytwarzania energii w źródłach odnawialnych oraz rozwoju wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem, pozwalającego na uzyskanie energii elektrycznej przy znacznych oszczędnościach energii w paliwie pierwotnym. Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła wymienione jest jak technologia, wskazana do szczegółowych analiz i to w zakresie zarówno wysokosprawnego wytwarzania w dużych instalacjach energetycznych, jak i w małych instalacjach w ramach budowy w Polsce systemu energetyki rozproszonej. Znaczenie problemów wymienianych w obu dokumentach tj. ograniczania emisji, wzrost efektywności energetycznej oraz poprawa bezpieczeństwa energetycznego znacznie 7

[TWh] wzrosło wobec przyjęcia przez Unię Europejską nowej polityki energetycznej przewidującej w horyzoncie do 2020 roku: - redukcję emisji CO 2 o 20%, - wzrost wykorzystania odnawialnych źródeł energii do poziomu 20% całkowitego zapotrzebowania na energię, - wzrost o 20% efektywności energetycznej. W warunkach polskiej gospodarki rozwój skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła należy uznać za jeden z najważniejszych sposobów wywiązania się z zobowiązań podjętych przez UE. Kogeneracja znajduje szczególna rolę w zmniejszeniu zużycia paliw kopalnych oraz ograniczaniu emisji CO 2. W istotny sposób pozwala zmniejszyć koszty zewnętrzne związane z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła. Wykorzystanie całkowitego potencjału technicznego kogeneracji przy zastosowaniu nowoczesnych technologii charakteryzujących się wskaźnikami skojarzenia od 0,5 (technologie węglowe turbina parowa) do 1,0 (technologie gazowe układ gazowo parowy) pozwoliłoby wyprodukować 80 170 TWh energii elektrycznej (rys. 1.1). 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2005 2010 2015 2020 Produkcja energii elektrycznej [TWh] Produkcja skojarzona - wskaźnik skojarzenia 0,5 Produkcja skojarzona - wskaźnik skojarzenia 1,0 Rys. 1.1.Wielkość produkcji energii elektrycznej, jaką można uzyskać wykorzystując potencjał techniczny kogeneracji Pozwoliłoby to zaoszczędzić, w przeliczeniu na węgiel kamienny od 7,5 do 15 mln Mg paliwa, a tym samym zmniejszyć emisję CO 2 o od 17,7 do 39 mln Mg rocznie tj. około 10% aktualnej krajowej emisji ze źródeł podlegających Dyrektywie 2003/87/WE z 13 października 2003 r., w sprawie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (źródła ETS). Wprowadzenie technologii wykorzystujących jako paliwo gaz ziemny 8

przyniosłoby zmniejszenie emisji nie tylko z tytułu oszczędności paliwa ale też znacząco niższej emisyjności gazu ziemnego niż węgla. Redukcja sięgałaby w takim przypadku około 80 mln Mg tj. 40 % aktualnej emisji ze źródeł ETS. Wykorzystanie całego potencjału technicznego nie jest oczywiście możliwe ze względu nie tylko na koszty, ale także niejednoczesność zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło. Kogeneracja daje jednak na tyle znaczące możliwości ograniczenia emisji, że należy przyjąć, że rozwój kogeneracji i wykorzystania jej potencjału jest w Polsce podstawowym sposobem zmniejszenia emisji CO 2 oraz ograniczenia skutków oddziaływania energetyki na środowisko. 1.2. Cel szczegółowy W praktyce nie jest możliwe pełne wykorzystanie potencjału technicznego kogeneracji, przy określonym, ale ograniczonym wsparciu finansowym skojarzonego wytwarzania. Stąd Dyrektywa 2004/8/WE wprowadza pojęcie potencjału ekonomicznego, tj. potencjału, dla którego, przy określonym poziomie kosztów skojarzonego wytwarzania oraz rynkowych cen ciepła i energii elektrycznej oraz wsparcia dla kogeneracji, produkcja skojarzona jest opłacalna ekonomiczne. Krajowy ekonomiczny potencjał kogeneracji został wyznaczony w ramach pracy Analiza krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji 1. Proponuje się aby ilościowym celem strategii rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji było wykorzystania potencjału ekonomicznego do 2020 roku. Rozwój kogeneracji i wykorzystanie jej potencjału wymaga stworzenia warunków przy których opłacalne ekonomicznie będzie inwestowanie w budowę nowych instalacji oraz wymiana urządzeń w istniejących elektrociepłowniach. Dla uzyskania takich warunków konieczne jest finansowe wsparcie kogeneracji. Założono, że wsparcie to będzie realizowane poprzez wprowadzony od 1 lipca br. system handlu świadectwami pochodzenia energii elektrycznej. W wyniku przeprowadzonych analiz techniczno ekonomicznych ustalono, że uzyskanie przez inwestora granicznej opłacalności inwestycji określonej przez wartość wskaźnika IRR > 10% wymaga, aby wartość świadectw pochodzenia wynosiła 50 zł/mwh dla technologii wykorzystujących jako paliwo węgiel oraz 120 zł przy technologiach wykorzystujących gaz ziemny (rozdz. 2.5). Bilans efektywnego ekonomicznie potencjału (potencjał ekonomiczny) kogeneracji dla takiego wsparcia przedstawiono na rys.1.2. Wykorzystanie potencjału ekonomicznego spowoduje znaczący przyrost produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu. Przyrost ten będzie zależał od wykorzystanych technologii i związanych z nimi wskaźników skojarzenia. Wyznaczono go dla dwóch wartości tego wskaźnika: 0,5 technologie węglowe, 1,0 technologie gazowe. 1 Raport Analiza krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji, Warszawa, luty 2007 9

[TWh] PJ Wielkości produkcji energii elektrycznej odpowiadające potencjałowi ekonomicznemu dla tych dwóch wskaźników przedstawiono na rys. 1.3. 600 500 400 300 200 0,04 12,6 103 9,7 17,9 17 0,81 22 13,8 1,62 35 13,7 121 116 9,7 9,7 27,8 36,1 2,43 13,6 115 9,7 42,3 22,3 23,8 28,8 40 100 277 277 277 277 0 2005 2010 2015 2020 Aktulana produkcja w skojarzeniu Ciepło do ogrzewania budynków Ciepło dla celów przemysłowych Przyrost produkcji w istniejacych Ec Ciepła woda użytkowa Uciepłownienie elektrowni Budynki wielko kubaturowe Produkcja chłodu Rys. 1.2. Efektywny ekonomicznie potencjał kogeneracji z podziałem na wyróżnione kierunki użytkowania ciepła 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2005 2010 2015 2020 Produkcja energii elektrycznej [TWh] Produkcja skojarzona - wariant węglowy produkcja skojarzona - wariant gazowy Rys.1.3.Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu przy wykorzystaniu pełnego potencjału ekonomicznego, na tle całkowitej produkcji energii elektrycznej w Polsce 10

Wykorzystanie tego potencjału nie jest, możliwe natychmiastowo. W 2005 roku w skojarzeniu wytworzone było 21,7 TWh energii elektrycznej w skojarzeniu, praktycznie w całości w technologii węglowej, a to oznacza, że wykorzystywane jest około 36 % efektywnego ekonomicznie potencjału kogeneracji. Realizacja strategii wymaga więc wprowadzenia mechanizmów które będą powodowały zwiększanie produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu o 8,5% rocznie dla technologii węglowych lub 13,5% dla technologii gazowych. Wynikające z takiego programu udziały energii elektrycznej wyprodukowanej w skojarzeniu w całkowitej produkcji energii elektrycznej przedstawiono na rys. 1.4. 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 2005 2010 2015 2020 Wariant węglowy Wariant gazowy Rys.1.4. Udział energii elektrycznej wyprodukowanej w skojarzeniu w całkowitej produkcji energii elektrycznej przy realizacji strategii pełnego wykorzystania potencjału ekonomicznego w roku 2020 Jednym z najistotniejszych efektów gospodarczych kogeneracji jest oszczędność paliwa pierwotnego wykorzystywanego do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Zgodnie z Dyrektywą wielkość ta jest określana poprzez współczynnik PES, którego wartość zależy od konkretnych uwarunkowań produkcyjnych. Zależnie od rozpatrywanej technologii, skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła przynosi od 10 do 18 % oszczędności paliwa (PES), w stosunku do wytwarzania rozdzielnego 2. Większe wartości PES występują w przypadku przeważających w Polsce instalacjach dużej mocy, stad można przyjąć, że średnia 2 Raport Analiza krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji, Warszawa, luty 2007. Wartości PES wyznaczono dla referencyjnych sprawności wytwarzania rozdzielonego ujednoliconych dla państw UE 11

Oszczednośc wegla kamiennego [mln. Mg] wartość PES będzie w Polsce wynosiła około 15%. Pozwala to oszacować hipotetyczne oszczędności paliwa pierwotnego, które byłyby skutkiem pełnego wykorzystania potencjału ekonomicznego. Przyjmując dalej że zaoszczędzonym paliwem jest węgiel kamienny o wartości opałowej 25 MJ/kg. wyznaczyć można ilość zaoszczędzonego węgla (rys.1.5). 12 10 8 6 4 2 0 2005 2010 2015 2020 Potencjał ekonomiczny - wariant węglowy Potencjał ekonomiczny - wariant gazowy Rys. 1.5. Zmniejszenie ilości węgla kamiennego o wartości opałowej 25 MJ/kg przeznaczanego do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (oszczędność paliwa) w przypadku pełnego wykorzystania technicznego i ekonomicznego potencjału kogeneracji Wielkość oszczędności paliwa w przypadku technologii węglowych określa bezpośrednio wielkość redukcji emisji dwutlenku węgla. W przypadku technologii gazowych, co w polskich warunkach oznacza dodatkowo zmianę paliwa z węgla w produkcji rozdzielonej na gaz w produkcji skojarzonej, zmniejszenie emisji będzie znacząco większe. Sama tylko wymiana paliwa skutkuje bowiem zmniejszeniem emisji o około 300 kg/mwh przy produkcji energii elektrycznej oraz 30 kg/gj przy wytwarzaniu ciepła. Wielkość zmniejszonej emisji CO 2 z tytułu oszczędności paliwa przy wykorzystania potencjału ekonomicznego kogeneracji oraz zamianie paliwa z węgla na gaz ziemny zestawiono w tabeli 1.1. Tabela 1.1. Zmniejszenie emisji CO 2 w wyniku wykorzystania potencjału ekonomicznego kogeneracji 2005 2010 2015 2020 Zmniejszenie emisji CO 2 z tytułu oszczędności paliwa technologia węglowa [mln. Mg] Zmniejszenie emisji CO 2 z tytuły zamiany paliwa z węgla na gaz ziemny [ mln. Mg] 14,2 16,0 16,6 17,1 49,5 56,0 58,0 59,6 12

Najistotniejszym efektem wprowadzania kogeneracji jest zmniejszenie kosztów zewnętrznych wynikających ze spalania paliw. W przypadku technologii węglowej koszty uniknięte są iloczynem zaoszczędzonego paliwa oraz jednostkowego kosztu zewnętrznego spalania węgla. Zgodnie z założeniami wysokość tych kosztów przyjęto na podstawie wyników programu ExternE 3 Dla spalania węgla wynoszą one 24 zł/gj. W przypadku zmiany paliwa na gazowe dodatkowo trzeba uwzględnić zmniejszenie kosztów z tytułu niższych kosztów zewnętrznych spalania gazu niż węgla. Różnicą ta wynosi ok. 18 zł/gj przy produkcji ciepła oraz 160 zł/mwh przy produkcji energii elektrycznej. Wielkości kosztów zewnętrznych unikniętych w wyniku wykorzystania potencjału ekonomicznego kogeneracji zestawiono w tabeli 1.2. Tabela 1.2 Uniknięte koszty zewnętrzne z tytułu wykorzystania potencjału ekonomicznego kogeneracji Uniknięte koszty zewnętrzne technologia węglowa [mld. zł/rok] Uniknięte koszty zewnętrzne z tytuły wymiany paliwa z węgla na gaz [mld. zł/rok] 2005 2010 2015 2020 3,58 4,04 4,19 4,31 29,92 33,79 35,02 36,01 3 External Costs. Research results on socio-environmental damages due to electricity and transport. EUROPEAN COMMISSION Directorate-General for Research & Directorate J-Energy, 2003. Koszty zewnętrzne obejmują koszty: zwiększonej umieralność i zachorowalności ludzi, degradacji budowli, zmniejszenia plonów upraw, ocieplenia klimatu, uciążliwości hałasu oraz zakwaszenia środowiska. 13

2 Aktualny stan kogeneracji w Polsce oraz potencjał rozwoju 2.1. Stan obecny Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004r. w sprawie promowania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na wewnętrznym rynku energii oraz wnosząca poprawki do Dyrektywy 92/42/EWG nakłada na państwa członkowskie Unii Europejskiej obowiązek wspierania skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Produkcja energii elektrycznej powinna być ściśle związana z produkcją ciepła użytkowego, które wytwarzane jest na potrzeby scentralizowanych systemów ciepłowniczych. Produkcja energii elektrycznej oraz ciepła dla rynków lokalnych to dwa podstawowe zadania sektora energetycznego. W dotychczasowej polityce energetycznej państwa problemy związane z ciepłownictwem traktowane są drugorzędnie, a odpowiedzialność za kondycję tego sektora wpisano w zadania własne samorządów lokalnych. Zapotrzebowanie energii i paliw na cele szeroko pojętego ogrzewania obejmującego ogrzewanie budynków, przygotowanie ciepłej wody, potrzeby instalacji wentylacyjnych oraz ciepła technologicznego w gospodarce komunalnej i przemyśle stanowi znaczący udział w bilansie paliwowym kraju. Zużycie energii pierwotnej na cele ogrzewcze stanowi prawie 50% całkowitego zapotrzebowania kraju. Spełnienie podjętych przez Polskę zobowiązań międzynarodowych związanych z emisjami zanieczyszczeń do atmosfery nie będzie możliwe bez modernizacji ciepłowniczych źródeł ciepła, ograniczenia strat ciepła w sieciach ciepłowniczych oraz zmniejszenia zużycia ciepła przez odbiorców końcowych. Przy modernizacji źródeł ciepłowniczych lub budowie nowych, technologie z wykorzystaniem kogeneracji stanowić muszą podstawowe rozwiązane techniczne. Działania te muszą być wspierane przez aktywną politykę państwa w obszarze unormowań prawnych oraz zachęt finansowych. W przyjętym przez Radę Ministrów dokumencie Polityka energetyczna Polski do roku 2025 określono główne cele polityki energetycznej państwa, jakimi są: bezpieczeństwo energetyczne, czyli pokrycie bieżącego i przyszłego zaopatrzenia odbiorców w paliwa i energię, poprawa konkurencyjności krajowych podmiotów gospodarczych oraz produktów i usług, ochrona środowiska przyrodniczego przed negatywnymi skutkami oddziaływania procesów spalania paliw. 14

Wymienione zadania strategiczne tylko w niewielkim stopniu odnosiły się w sposób bezpośredni do ciepłownictwa ze względu na lokalny jego zasięg. Z uwagi na istotność tego obszaru krajowej energetyki zarówno z punktu widzenia gospodarczego jak i ochrony środowiska problematyka ta powinna znależć znaczące miejsce w nowym dokumencie Polityka energetyczna Polski do roku 2030. 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, co może nawet przy wzroście produkcji zapewnić wypełnienie limitów przyznanych Polsce. 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% i 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. Na tle innych krajów europejskich udział w Polsce produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu jest dość wysoki i w roku 2005 wynosił 13,8 %. Udział energii elektrycznej wyprodukowanej w skojarzeniu największy jest w Danii ok. 60 %. W Holandii i Finlandii udziały te wynoszą odpowiednio 38 % i 36 %. W Niemczech udział energii elektrycznej wyprodukowanej w skojarzeniu jest niższy niż w Polsce i wynosi 11 % ale do roku 2020 prognozowany jest znaczny wzrost do poziomu 25 %. Z porównania danych wynika, że zwiększenie w Polsce produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu do 30 40 % jest w pełni realne. Podobnie jak w Danii ciepło wyprodukowane w skojarzeniu dla scentralizowanych systemów ciepłowniczych stanowi około 80 %. Zwiększenie udziału produkcji ciepła w skojarzeniu będzie już trudniejsze. 15

Programy wsparcia promujące kogenerację powinny być skupione na popieraniu kogeneracji wynikającej z gospodarczo uzasadnionego zapotrzebowania na ciepło i chłód. Wielkość produkcji w skojarzeniu W okresie ostatnich 25 lat produkcja ciepła na potrzeby systemów ciepłowniczych zmniejszyła się o 30 % z poziomu 500 PJ do 350 PJ. Spowodowane to było głównie procesami termomodernizacyjnymi w budynkach mieszkalnych i ograniczeniem strat ciepła w rurociągach ciepłowniczych. Na rysunku 2.1 przedstawiono wielkość produkcji ciepła w skojarzeniu w źródłach energetyki zawodowej i w źródłach przemysłowych, na tle całkowitej produkcji ciepła sieciowego. Dla lat 1994 2002 brak jest danych o wielkości produkcji ciepła w skojarzeniu w źródłach przemysłowych. Można przypuszczać, że w tym okresie produkcja ciepła w skojarzeniu była zbliżona do 300 PJ. 600 500 PJ 400 300 200 100 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 lata Produkcja ciepła w tym w skojarzeniu Rys. 2.1. Produkcja ciepła sieciowego w tym w skojarzeniu w latach 1980 2005 (wg ARE) Na rysunku 2.2 przedstawiono historyczne dane dotyczące produkcji energii elektrycznej w Polsce. Jak wynika z wykresu dynamika produkcji energii elektrycznej od roku 2002 wskazuje na wzrost ożywienia gospodarczego. Od roku 1980 powoli, ale systematycznie wzrasta ilość produkowanej energii elektrycznej w skojarzeniu. Widoczny spadek produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu w roku 2005 wynika ze zmiany kryterium uznawania energii elektrycznej za skojarzoną. Zmiany udziałów skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła sieciowego przedstawiono na rys. 2.3 (dane ARE) 16

180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 TWh lata 1980 1985 1990 1995 2000 2005 Produkcja energii elektrycznej ogółem w tym w skojarzeniu Rys. 2.2. Produkcja energii elektrycznej w latach 1980 2005 (wg ARE) ciepło sieciowe 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 energia elektryczna 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 ciepło energia elektryczna Rys. 2.3. Udział wytwarzania skojarzonego produkcji energii elektrycznej i ciepła sieciowego (dane ARE) Statystyki prowadzone przez Agencje Rynku Energii S.A. nie zawierają bezpośrednich danych o stanie technicznym głównych elementów instalacji w elektrociepłowniach, stąd ich stan techniczny może być oceniony tylko pośrednio, przede wszystkim jako wynik czasu eksploatacji. Przeanalizowano strukturę wiekową kotłów i turbin w elektrociepłowniach. Analiza obejmowała elektrociepłownie o mocy turbozespołów większej od 10 MW. Kryterium takie spełnia 49 przedsiębiorstw energetyki zawodowej (elektrociepłowni 17

zawodowych) oraz 45 przedsiębiorstw energetyki przemysłowej (elektrociepłownie przemysłowe). W elektrociepłowniach zawodowych zainstalowanych jest aktualnie ok.190 kotłów o łącznej mocy osiągalnej około 18 000 MW, aż 106 z nich ma więcej niż 30 lat, 38 powyżej 50 lat. Sumaryczna moc tych najstarszych kotłów wynosi ponad 7 500 MW. W elektrociepłowniach zawodowych zainstalowane jest około 140 turbin o łącznej mocy osiagalnej około 5 300 MW. W elektrociepłowniach przemysłowych (uwzględniono elektrociepłownie o mocy elektrycznej powyżej 10 MW) zainstalowanych jest około 180 kotłów o mocy około 5800 MW oraz około 115 turbin o mocy około 1750 MW. Analiza struktury wiekowej maszyn i urzadzeń w elektrociepłowniach zawodowych i przemysłowych wskazuje na znaczące ich zużycie. Nie najlepszemu stanowi technicznemu towarzyszą oczywiście dalekie od współczesnego poziomu techniki energetycznej osiągi, a przede wszyskim sprawność. Konsekwencją tego stanu jest w najbliższych latach konieczność znaczącego odnowienia istatalacji w istniejacych elektrociepłowniach. Strategia rozwoju kogenerecji musi zatem stworzyć warunki nie tylko budowy nowych elektrociepłowni, ale także efektywnego odnawiania zużytego majątku. Dotychczasowe mechanizmy wspomagania kogeneracji W Polsce rozwój skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła związany jest przede wszystkim z rozwojem systemów ciepłowniczych, zaopatrujących aglomeracje miejskie w ciepło dla celów grzewczych i w ciepłą wodę użytkową. Pierwszy taki system powstał w 1954 roku w Warszawie. Szczególnie intensywny rozwój systemów następował w latach 70 tych ubiegłego wieku. Ocenia się, że sumaryczna długość sieci ciepłowniczych w Polsce wynosi około 18 tys. km, a system warszawski o długości 1550 km jest największym systemem ciepłowniczym w UE. W całej, dotychczasowej historii stosowane były dwie podstawowe formy promocji kogeneracji to jest poprzez nałożenie na zakłady energetyczne obowiązku zakupu energii elektrycznej wyprodukowanej w skojarzeniu po cenach kontrolowanych lub obowiązek dysponowania w wolumenie sprzedawanej energii określonego urzędowo udziału energii skojarzonej. Pierwsza forma stosowana była do 2004 roku, z tym że obowiązek zakupu do 1989 roku należy traktować umownie, wobec gospodarki planowej i deficytu energii elektrycznej. W ramach obowiązku zakupu w różny sposób określana była cena energii. Do 1997 miała ona charakter ceny urzędowej, a od 1998 do 2004 określana była przez wytwórcę i podlegała zatwierdzeniu prze Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. 18

Niestety istniejące dotyczące mechanizmy obowiązku zakupu energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu oraz szczegółowe rozporządzenia dotyczące kogeneracji były i są aż do chwili obecnej niewystarczające dla rozwoju gospodarki skojarzonej w Polsce. Tworzony od 1 lipca nowy system wsparcia jest niewystarczający do budowy nowych źródeł kogeneracyjnych, czy też przebudowy istniejących ciepłowni na elektrociepłownie. W Polsce istnieje duży potencjał dla rozwoju skojarzonego wytwarzania związany z powszechnym występowaniem scentralizowanych systemów ciepłowniczych. Niestety aktualnie w przypadku mniejszych miast w systemach tych ciepło produkowane jest bez skojarzenia, a przedsiębiorstwa ciepłownicze znajdują się w niezbyt dobrej sytuacji finansowej i nie mają praktycznie zdolności kredytowych. W większości przypadków są to przedsiębiorstwa, których właścicielem są gminy. Należy, zatem stworzyć mechanizmy pozyskiwania przez nie środków finansowych koniecznych do finansowania budowy układów skojarzonych, np. poprzez partnerstwo publiczno-prywatne. Szczególnie predysponowane do inwestowania w tym obszarze wydają się być elektrociepłownie zawodowe, dysponujące wystarczającym potencjałem finansowym oraz wykwalifikowana kadrą. Z obowiązkiem zakupu energii elektrycznej w skojarzeniu związany był obowiązek planowania i zgłaszania wysokości produkcji operatorowi systemu z dwudobowym wyprzedzeniem. Ponieważ wielkość ta jest ściśle zależna od zapotrzebowania na ciepło, czyli przy wykorzystaniu ciepła dla celów ogrzewnictwa, prawdopodobieństwo jej prawidłowego zaplanowania jest funkcją prawdopodobieństwa prognozy pogody. Konsekwencją niedotrzymania planowanej produkcji był obowiązek pokrycia kosztów zakupu nie wyprodukowanej energii, po cenach znacznie wyższych niż cena własna. Mechanizm ten w znacznej mierze niweluje uprzywilejowaną pozycję energii wyprodukowanej w skojarzeniu, jaki dał jej obowiązek zakupu. W dokumencie pt.: Polityka energetyczna Polski do 2025 roku jednoznacznie wskazano na preferencje rozwoju produkcji skojarzonej, jako na technologię preferowaną, podobnie jak wytwarzaną z odnawialnych źródeł energii. Do promowania skojarzonego wytwarzania powinno się stosować podobne mechanizmy wsparcia jak w przypadku energii wytworzonej ze źródeł odnawialnych. Odpowiednie uregulowania wprowadza zmieniona ustawa Prawo Energetyczne 4. 4 Ustawa z dnia 10 kwietnia z kolejnymi zmianami aż do 29 czerwca 2007 (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, Nr 104, poz. 708, Nr 158, poz. 11232 i Nr 170, poz. 1217 oraz z 2007 r. Nr 21, poz. 124, Nr 52, poz. 343 i Nr 115, poz. 790) 19

Zmieniona Ustawa dostosowuje prawo do dyrektywy UE dotyczącej kogeneracji w Polsce. Generalnie zmiany prawa mają stworzyć korzystne warunki dla rozwoju kogeneracji w Polsce. Znajduje się tutaj szereg zapisów porządkujących sprawy kogeneracji. Ustawa wprowadza system wydawania i umarzania świadectw pochodzenia, praw majątkowych, rejestru świadectw oraz opłat zastępczych na wzór podobnego systemu funkcjonującego dla źródeł odnawialnych w Polsce, przy czym świadectwa te mają być wydawane jedynie dla wysokosprawnej kogeneracji. System ten zmierza do stworzenia rynku sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji, przychodów ze sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia z kogeneracji oraz opłat zastępczych i ma funkcjonować do 31 marca 2013 r.. Dla zapewnienia rzetelności i pewności świadectw pochodzenia wysokosprawnej kogeneracji Ustawa nakłada na przedsiębiorstwa obowiązek stosowania urządzeń pomiarowych umożliwiających pomiar danych niezbędnych do przedstawienia we wnioskach. Ustawa przewiduje stworzenie systemu potwierdzania danych w Polskim Centrum Akredytacji i przez operatorów systemu elektroenergetycznego, wykonywania badań przez akredytowane laboratoria lub akredytowane jednostki oraz stosowanie kar pieniężnych za podawanie danych niezgodnych ze stanem faktycznym. Jednocześnie ustawa nakłada na wszystkie jednostki pracujące w kogeneracji niezależnie od mocy zainstalowanej, obowiązek posiadania koncesji oraz pozbawia dotychczasowe źródła pracujące w kogeneracji o mocy poniżej 5MW z przywileju uiszczania połowy opłaty przyłączeniowej, ograniczając ten przywilej do jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW i zachowując połowę opłaty dla odnawialnych źródeł energii o mocy elektrycznej nie wyższej niż 5 MW. Ustawa kieruje wpływy z opłat zastępczych oraz kar pieniężnych na konto Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, które mają być przeznaczone wyłącznie na wspieranie odnawialnych źródeł energii lub wysokosprawnej kogeneracji. Ustawa nakłada obowiązek na Ministra Gospodarki i Pracy wydania rozporządzenia zawierającego szczegółowe wytyczne dotyczące świadectw pochodzenia. Projekt rozporządzenia został opracowany. Ma zastąpić Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 9 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii 20

elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz. U. z 2004 r. Nr 267, poz. 2657) Ostatnia nowelizacja PE prawie w całości dotyczy rozwoju kogeneracji w Polsce i wypełnia dotychczasową lukę prawną. Jednocześnie trzeba sobie zdawać sprawę, że jest to dopiero pierwszy krok w kierunku rozwoju kogeneracji i powinny za nim nastąpić następne. Rozwój kogeneracji po wprowadzeniu nowelizacji prawa energetycznego i przepisów wykonawczych powinien być ciągle monitorowany, tak aby istniejące przepisy nie hamowały rozwoju kogeneracji w Polsce. Wydaje się jednak, że w zmienionej ustawie główny nacisk położono na wprowadzenie dyrektyw Unii Europejskiej w polskim Prawie Energetycznym, a mniejszy na stworzenie skutecznych i efektywnych środków wspierających rozwój kogeneracji w Polsce. Własności regulacyjne energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu W powszechnej opinii energia elektryczna wytworzona w skojarzeniu uważana i traktowana jest jako energia elektryczna gorszej jakości, a ocena taka uzasadniana jest brakiem możliwości dostosowania wielkości wytwarzania do zmiennego zapotrzebowania na energie elektryczną w systemie elektroenergetyczną. Przy jej formułowaniu uwzględnia się jednak tylko chwilowe bilansowanie systemu, a nie uwzględnia się naturalnej własności regulacyjnej wytwarzania skojarzonego, związanego z bilansowaniem w dłuższym okresie czasu. Istnieje bowiem korelacja między zapotrzebowaniem na ciepło i energię elektryczną, wynikająca z podobnego wpływu temperatury atmosferycznej. Korelację tę ilustruje rys. 2.4, który przedstawia porównanie rozkładu na poszczególne kwartały zapotrzebowania na energię elektryczną oraz ciepło wytworzone w elektrociepłowniach (zawodowych, niezawodowych i przemysłowych). Wytwarzana w elektrociepłowniach energia elektryczna produkowana jest przede wszystkim w pierwszym i czwartym kwartale, w okresach największego zapotrzebowania na energie elektryczną, co pozwala wydłużyć średni czas pracy bloków kondensacyjnych, a tym samym obniżyć ich koszty wytwarzania. Energia elektryczna wytwarzana w skojarzeniu może być także wykorzystywana do bilansowania mocy w systemie elektroenergetycznym w krótkim horyzoncie czasowym. Wymaga to jednak stosowania w elektrociepłowniach zasobników ciepła. Układy takie stosowane są powszechnie w Danii i w ramach realizacji niniejszej strategii powinny być 21

także wprowadzone w Polsce. Ich brak może bowiem stworzyć istotna barierę rozwoju kogeneracji. 0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 1. Kw 2. Kw 3. Kw 4. Kw Produkcja ciepła Zapotrzebowanie na energię elektryczną Rys.2. 4. Rozkład na poszczególne kwartały zapotrzebowania na energię elektryczną oraz produkcji ciepła w elektrociepłowniach 2.1. Prognoza zapotrzebowania na ciepło i energie elektryczną Zgodnie z Dyrektywą potencjał rozwoju kogeneracji związany jest z wielkością zapotrzebowania na ciepło użytkowe i chłód. Do opracowania takiej prognozy zapotrzebowania na ciepło wykorzystano trzy metody badawcze: analizę (prognozę makroekonomiczną) wykorzystującą modele makroekonomiczne rozwoju gospodarki energetycznej w skali kraju, badanie ankietowe producentów i użytkowników ciepła, analizę porównawczą, badającą tendencje rozwoju Polski w tym energochłonność gospodarki oraz jednakowe wskaźniki zapotrzebowania na różne postacie energii w porównaniu z innymi krajami UE. Wyniki prognozy przedstawiona na rys. 2.5. Wyróżniono na nim podstawowe kierunki użytkowania tj. ciepło do ogrzewania pomieszczeń, ciepło do wytwarzania ciepłej wody użytkowej (c.w.u) oraz ciepło wykorzystywane w postaci gorącej wody i pary w przemyśle oraz wytwarzanie chłodu. Wielkość całkowitego zapotrzebowania na ciepło użytkowe uznawane jest za całkowity potencjał kogeneracji. Dla rozwoju kogeneracji istotny jest także rozwój rynku energii elektrycznej, stąd w prognozie wyznaczono zapotrzebowanie na energię elektryczną (rys.2.6) 22

[TWh] PJ Wyniki prognozy zwracają uwagę na dwa istotne elementy; umiarkowany wzrost zapotrzebowania na ciepło tj. o ok. 30 % do roku 2020, szybki wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną tj. około 70 % do roku 2020. 1200 1000 0,04 800 233,2 600 116,3 0,81 273 121,6 1,62 284 128,4 271,3 140,2 2,43 400 200 546,3 613 684,8 769,6 0 2005 2010 2015 2020 ogrzewanie pomieszczeń c.w.u. ciepło technologiczne chłód Rys.2.5. Prognoza zapotrzebowania na ciepło wykorzystane do ogrzewania pomieszczeń, wytwarzania c.w.u., ciepło technologiczne wykorzystywane w przemyśle i rolnictwie oraz wytwarzanie chłodu 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 Przemysł Rolnictwo Transport Usługi Gospodarstwa domowe Rys. 2.6. Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną 23

Wzrost zapotrzebowania na ciepło jest zróżnicowany dla poszczególnych kierunków użytkowania. W ciągu 15 lat wyniesie on: - 16% dla ciepła technologicznego, - 21% dla ciepłej wody użytkowej, - 40% dla ogrzewania pomieszczeń. Tak znaczący przyrost zapotrzebowania ciepła dla celów grzewczych wynika z prognozowanego bardzo intensywnego rozwoju usług oraz budownictwa mieszkalnego. W prognozie uwzględniono dotychczasowe trendy spadku zapotrzebowania w istniejących budynkach będące wynikiem termomodernizacji. W założeniach do prognozy przyjęto wartości wzrostu PKB odpowiednio 5,1%, 5,2% oraz 4,8% w kolejnych okresach pięcioletnich, co oznacza, że od 2005 do 2020 roku PKB wzrośnie o ok. 109%. Prognozowany wzrost PKB jest, więc około 3,6 razy szybszy od całkowitego wzrostu zapotrzebowania nie ciepło. Przy zachowaniu dotychczasowych tendencji spodziewać się można niewielkiego wzrostu produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu, który bez specjalnych działań, nie pozwoli na utrzymanie dotychczasowego udziału skojarzonej energii elektrycznej w całkowitej produkcji. Szczegółowa struktura zapotrzebowania na ciepło W horyzoncie do 2020 roku, przy znacznym prognozowanym wzroście budownictwa mieszkaniowego, nastąpi także wzrost zapotrzebowania na ciepło w sektorze gospodarstw domowych. Przewiduje się, że w latach 2005-2020 wzrost zapotrzebowania na energię użyteczną w postaci ciepła wyniesie ok. 34%, czyli niecałe 2% rocznie. Uwzględniając jednak treść Dyrektywy Parlamentu Europejskiego 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych można założyć, że przedsięwzięcia związane z oszczędnością energii doprowadzą ten wskaźnik wzrostu w pobliże 1%. Tak, więc realny wzrost zapotrzebowania na ciepło użyteczne będzie wynosił 1 % lub nieco ponad 1 % rocznie (tabela 2.1). Tabela 2.1 Wykorzystanie ciepła w przemyśle [PJ] (obliczenia własne) Kierunek użytkowania 2002 2005 2010 2015 2020 Ciepło technologiczne 207.0 233.2 273.0 284.0 271.3 Ogrzewanie pomieszczeń 40.2 43.4 43.4 43.4 43.4 24

Założono, że ewentualny wzrost kubatury ogrzewanych pomieszczeń w przemyśle będzie kompensowany malejącymi wskaźnikami jednostkowego zużycia ciepła. Tabela 2.2 ilustruje wykorzystanie ciepła w sektorze komunalnym. Należy zaznaczyć, że siłą sprawczą zużycia energii na ogrzewanie pomieszczeń w gospodarstwach domowych jest powierzchnia tych mieszkań, siłą sprawczą zużycia gorącej wody w tym sektorze jest liczba ludności, natomiast przyjmuje się, że siłą sprawczą zużycia energii w usługach według wszystkich kierunków użytkowania jest wypracowana w tym sektorze wartość dodana. Tabela 2.2 Wykorzystanie ciepła w sektorze komunalnym [PJ] (obliczenia własne) Gospodarstwa Domowe Kierunek użytkowania 2002 2005 2010 2015 2020 Ogrzewanie pomieszczeń 382.6 381,8 436,9 481,1 525,7 Grzanie wody 85.6 79.8 81.2 79.0 77.8 Usługi Ogrzewanie pomieszczeń 109.9 121.1 132.7 160.3 200.4 Grzanie wody 35.2 36.5 40.4 49.4 62.4 Czyli całkowite zapotrzebowanie na ciepło użytkowe wzrośnie z 896 PJ w roku 2005 do 1180 PJ w roku 2020. 2.3. Techniczny potencjał kogeneracji Zgodnie z postanowieniami Dyrektywy 2004/8/WE rozwój kogeneracji powinien bazować na zapotrzebowaniu na ciepło użytkowe. Przez techniczny potencjał kogeneracji należy, zatem rozumieć tę część ciepła użytkowego, która przy aktualnym rozwoju technologii energetycznych może być, z technicznego punktu widzenia, wyprodukowana w kogeneracji. Teoretycznie, przy obecnym rozwoju technologii wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, można przyjąć, że potencjał techniczny kogeneracji stanowi całkowite zapotrzebowanie na ciepło użytkowe. Cześć potencjału technicznego jest już wykorzystana, bo w 2005 roku 277 PJ ciepła zostało wytworzone w kogeneracji. Obszarem zainteresowania kogeneracji powinien być dodatkowy, dotychczas nie wykorzystany potencjał. W praktyce, w krajowych warunkach, gdzie 25 % zapotrzebowania na ciepło dla celów ogrzewania pomieszczeń uzyskiwanych jest 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 techniczny związany jest z wprowadzeniem kogeneracji w istniejących systemach ciepłowniczych, w których dotychczas nie ma skojarzonego 25

wytwarzania, w istniejących ciepłowniach przemysłowych, elektrociepłowniach w nowych zakładach przemysłowych, nowych osiedlach o zwartej zabudowie oraz w budynkach wielkokubaturowych (biurowce, szpitale, centra handlowe itp.). W celu określenia potencjału technicznego kogeneracji przeanalizowano i oszacowano go w 5 kategoriach: Dodatkowy potencjał w ciepłej wodzie użytkowej, Dodatkowy potencjach w energetyce zawodowej (w istniejących systemach) na potrzeby grzewcze budynków, Dodatkowy potencjach w energetyce przemysłowej, Dodatkowy potencjał w obiektach wielko-kubaturowych ( EC indywidualne), Dodatkowy potencjał w chłodzie. Aktualnie w istniejących systemach ciepłowniczych na potrzeby c.w.u. wytwarzane jest około 60 PJ ciepła w skojarzeniu oraz 11 PJ w gospodarce rozdzielonej. Z przeprowadzonych analiz wynika, że o ok. 10% tj. o 6 PJ można zwiększyć pobory ciepłej wody w miastach z systemami ciepłowniczymi, w budynkach zasilanych z systemu poprzez przejęcie wytwarzania c.w.u.. Czyli dodatkowy aktualny potencjał techniczny wynosi 11PJ + 6PJ = 17 PJ. Zgodnie z prognozą nastąpi jeszcze wzrost zapotrzebowania ciepłej wody użytkowej w systemach sieciowych, tak, że potencjał ten w 2020 roku osiągnie wartość 22,8 PJ. Łącznie w roku 2020 zapotrzebowanie na ciepło dla c.w.u. wyprodukowane w skojarzeniu może wynieść 94,9 PJ, co stanowić będzie prawie 68 % całego krajowego zapotrzebowania na ciepło dla potrzeb c.w.u.. Potencjał techniczny rozwoju kogeneracji w obszarze ogrzewania budynków związany jest z wprowadzeniem kogeneracji do już istniejących systemów sieciowych. Wielkością wyjściową do określenia potencjału jest prognoza produkcji w systemach sieciowych. Wielkość tę należy pomniejszyć o określony wyżej potencjał związany z c.w.u., ciepłem już produkowanym w kogeneracji oraz zwiększoną produkcją w istniejących EC zawodowych. W przedsiębiorstwach energetyki zawodowej przyrost produkcji ciepła w skojarzeniu prognozowany jest w dwóch kategoriach. Nieznaczny wzrost wystąpi w elektrociepłowniach zawodowych. Zdecydowanie większy wzrost powinien wystąpić w przedsiębiorstwach ciepłowniczych, w których obecnie nie jest produkowane ciepło w skojarzeniu. Kolejna cześć potencjału technicznego związana jest ze wzrostem produkcji ciepła w elektrociepłowniach przemysłowych oraz wprowadzeniem kogeneracji w ciepłowniach przemysłowych. 26

PJ Potencjał techniczny stanowią także ciepło produkowane w budynkach wielkokubaturowych i chłód. Podsumowując wyniki z powyższych analiz w tabeli 2.3 oraz na rys. 2.7 przedstawiono prognozę dodatkowego potencjału technicznego produkcji ciepła w skojarzeniu. Razem dodatkowy potencjał techniczny zwymiarowany produkcją ciepła użytkowego, zgodnie z tabelą 2.3, dla roku 2020 wynosi blisko 410 PJ. Jest on, zatem 2,5 razy większy od aktualnej produkcji ciepła w skojarzeniu. Tabela.2.3 Prognoza potencjału technicznego produkcji ciepła w skojarzeniu 2005 2010 2015 2020 Ciepła woda użytkowa [PJ] 17,0 22,3 23,8 28,8 Ciepło do ogrzewania budynków 99,2 148,9 190,4 221,4 Ciepło dla celów przemysłowych 128,7 151,3 145,4 143,4 Budynki wielko kubaturowe 12.6 12,13 13,7 13,6 Produkcja chłodu 0,04 0,81 1,62 2,43 Razem dodatkowy potencjał techniczny zwymiarowany produkcja ciepła użytkowego 244,9 335,4 374,9 409,6 Potencjał całkowity zwymiarowany produkcją ciepła użytkowego 953,0 1071,4 1160,4 1241,7 Produkcja skojarzona ciepła w 2005 powiększona o dodatkowy potencjał techniczny 521,9 612,4 651,9 686,6 Względny potencjał techniczny, łącznie z aktualna produkcja skojarzoną (odniesiony do potencjału całkowitego) 0,55 0,57 0,56 0,55 700 600 500 400 300 200 100 0,04 12,6 128,7 99,2 17 277 0,81 1,62 2,43 13,7 13,6 13,8 145,4 143,4 151,3 148,9 190,4 22,3 23,8 277 277 221,4 28,8 277 0 2005 2010 2015 2020 Aktulana produkcja w skojarzeniu Ciepło do ogrzewania budynków Budynki wielko kubaturowe Ciepła woda użytkowa Ciepło dla celów przemysłowych Produkcja chłodu Rys. 2.7. Techniczny potencjał kogeneracji równy produkcji skojarzonej ciepła w 2005 roki oraz dodatkowemu potencjałowi technicznemu w wyodrębnionych kierunkach użytkowania. Grupa budynki wielko-kubaturowe zawiera też rolnictwo oraz oczyszczalnie ścieków 27

2.4. Technologie i paliwa dla kogeneracji W roku 2005 całkowite zużycie energii pierwotnej (paliw) wyniosło 3931,6 PJ. Strukturę udziału poszczególnych paliw przedstawiono na rysunku 2.8. Struktura ta jest znacząco różna od struktury występującej w innych krajach Unii Europejskiej. Główne różnice dotyczą: ponad 4 - krotnie większego udziału węgla (Polska - 62 %, UE -15 %), prawie 2 krotnie mniejszego zużycia gazu ziemnego i paliw ciekłych (Polska - 35%), UE - 63 %), braku energetyki jądrowej w Polsce, (w UE 16 %) w strukturze energii zużycia pierwotnej. 48,51% 13,55% węgiel kamienny węgiel brunatny ropa naftowa 5,25% 13,03% 19,66% gaz ziemny inne Rys.2.8. Struktura zużycia paliw w Polsce w 2005 roku Struktura ta w znacznej mierze jest wynikiem dostępności paliw w Polsce. Znaczące zasoby węgla kamiennego i brunatnego oraz praktycznie zupełny brak zasobów ropy powodują, że prawie 90% pozyskanej energii pierwotnej zajmuje węgiel (rys.2.9). 6,19% 4,95% 1,08% 16,23% 71,55% węgiel kamienny węgiel brunatny ropa naftowa gaz ziemny inne Rys.2.9. Struktura pozyskania paliw w Polsce w 2005 roku 28

Konsekwencją takiej struktury pozyskania energii pierwotnej są relacje między cenami paliw jakie mogą być wykorzystywane w kogeneracji. W 2005 roku kształtowały się one na poziomie: węgiel kamienny 10 zł/gj, gaz ziemny 24 zł/gj, biomasa 20 zł/gj. Relacje te powodują, że gaz ziemny, szczególnie predysponowany dla kogeneracji nie jest konkurencyjny cenowo w stosunku do węgla kamiennego. Doświadczenia ostatnich dwóch lat wskazują też, że ceny gazu ziemnego rosną w tempie znacznie szybszym niż to przewidują europejskie prognozy, głównie wobec koncentracji największych złóż w kilku krajach i stosowania praktyk monopolistycznych. Problem szerokiego wprowadzenia gazu do krajowej kogeneracji jest zatem problemem nie tylko ekonomicznym ale także politycznym i rzutuje istotnie na bezpieczeństwo energetyczne. Proponuje się, aby w strategii rozwoju kogeneracji przyjąć, że węgiel kamienny jest podstawowym paliwem kogeneracji w źródłach dużej i średniej mocy (powyżej 5 MW mocy elektrycznej), a gaz ziemny w źródłach małych i mikro. Znaczące różnice w cenie węgla i gazu powodują, że technologie wykorzystujące gaz ziemny będą wymagały znacznie większego wparcia niż wykorzystujące węgiel. Wyższe wsparcie uzasadniają znacznie wyższe koszty zewnętrzne spalania węgla niż gazu. Na podstawie wyników uzyskanych w programie ExternE przyjęto, że koszty zewnętrzne spalania paliw wynoszą: 24,3 zł/gj dla węgla i oleju opałowego, 5,9 zł/gj dla gazu ziemnego oraz biomasy i biogazu. Problem wyższych cen paliwa występuje także w przypadku biomasy lub biogazu. Należy jednak przyjąć, że elektrociepłownie wykorzystujące odnawialne źródła energii będą jednocześnie korzystały ze wsparcia jakie jest udzielane produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawianych. Biomasa i biogaz ze względu na lokalny charakter zasobów i wysokie koszty transportu powinny być wykorzystywane przede wszystkim w elektrociepłowniach małej i średniej mocy. 29