Zasadność wsparcia kogeneracji Autorzy: Jacek Karmiński - Energoprojekt Katowice SA, Projektant, Oddział ds. Eksportu - Kraje UE Grażyna Rozkosz - Energoprojekt Katowice SA, St. specjalista, zastępca kierownika Pracownia Ekonomiczno-Kosztowa ("Energetyka" - październik 2014) Kogeneracja, czyli proces jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, już w 2004 roku została zidentyfikowana przez KE jako jeden z najlepszych sposobów oszczędzania energii pierwotnej oraz redukcji emisji CO 2 około 33% w przypadku zastąpienia rozdzielonej gospodarki opartej na paliwie węglowym kogeneracją węglową i około 66% w przypadku zastąpienia kogeneracją gazową. Kogeneracja gazowa prowadzi dodatkowo do ograniczenia innych szkodliwych dla zdrowia emisji (siarki i pyłów), dzięki czemu możliwe są: poprawa bezpieczeństwa zdrowotnego oraz ograniczenie kosztów opieki zdrowotnej. Proces ten przyczynia się również do wzrostu bezpieczeństwa energetycznego wprowadzenie źródeł kogeneracyjnych do KSE zwiększy moc dyspozycyjną w systemie (w perspektywie niedoborów do 2020 roku), przez co wpłynie na jego stabilność. Sprawność przemiany energii chemicznej paliwa w procesie kogeneracji przekracza 80% i pozwala zaoszczędzić paliwo w stosunku do wytwarzania rozdzielonego osobno w ciepłowni i elektrowni. Dla wytwarzania energii elektrycznej w procesie rozdzielonym osiąga się sprawności nowoczesnych jednostek do 60% dla bloków opartych na turbinach gazowych i do 45% dla bloków węglowych. Dla istniejących instalacji gospodarki rozdzielonej opartych na węglu, produkcja 85 jednostek energii użytkowej (suma energii elektrycznej i ciepła), pociąga za sobą stratę w wysokości 85 jednostek energii paliwa. Produkcja takiej samej ilości energii w procesie kogeneracji gazowej pociąga za sobą stratę zaledwie 15 jednostek energii paliwa. Identyczny efekt po stronie produktu można osiągnąć angażując 170 jednostek paliwa w procesach rozdzielonych lub 100 jednostek paliwa w kogeneracji (rys. 1). Dodatkową korzyścią płynącą z wprowadzania skojarzonej gospodarki energetycznej jest ograniczanie strat przesyłowych energii elektrycznej, które obecnie wynoszą rocznie w Polsce ok. 11 TWh (15% OSP, 85% OSD). Kogeneracja, zwłaszcza przemysłowa, pozwala wyeliminować stratę OSP i zmniejszyć stratę OSD. Jako istotną korzyść z wprowadzenia kogeneracji zakłada się utrzymanie ceny ciepła wytwarzanego w skojarzeniu na akceptowalnym poziomie.
Zespół ENERGOPROJEKTU-KATOWICE SA przeprowadził w 2013 roku analizę porównawczą wariantów zaspokojenia potrzeb rynku ciepła w perspektywie kolejnych 15 lat na podstawie założeń dotyczących cen energii elektrycznej, surowców i uprawnień do emisji CO 2 oraz zapotrzebowania na energię dla lat 2013-2030 (rys. 2). Analiza wykazała (tab. 1), iż zasilana gazem jednostka kogeneracyjna daje najlepsze wyniki 1 ). Pod uwagę wzięto jeszcze następujące rozwiązania: pełna modernizacja w zakresie części ciśnieniowej oraz dostosowanie do obowiązujących standardów emisji istniejącego, wyeksploatowanego źródła wytwarzania ciepła opalanego węglem kamiennym; zastąpienie istniejącego źródła wytwarzania ciepła nowym, opalanym gazem; budowę nowej jednostki kondensacyjnej opartej na gazie ziemnym lub węglu kamiennym - dwa powyższe rozwiązania nie mogą funkcjonować bez równolegle prowadzonych inwestycji w energetyce zawodowej. 1) Przy przyjętych założeniach cen paliw i uprawnień do emisji CO 2 modernizacja funkcjonujących obecnie ciepłowni węglowych pozwala uzyskać niższe koszty ciepła niż w przypadku nowej elektrociepłowni gazowej. Uwzględniając jednak konieczność równoległej budowy jednostek kondensacyjnych, w których koszt produkcji energii elektrycznej jest wyższy niż w jednostce kogeneracyjnej o porównywalnej mocy, to jednostki kogeneracyjne stają się zdecydowanie bardziej opłacalne. Przyjmując nawet cenę ciepła wg najtańszego źródła, tj. 42,3 PLN/GJ (wariant 1, tab.1) cena energii elektrycznej gwarantująca rentowność na poziomie IRR = 10% wynosi 382,2 PLN/MWh, a więc poniżej wartości uzyskanych z jednostek kondensacyjnych. Kolejnym aspektem, którego nie można pominąć w dyskusji o kogeneracji jest możliwość zaostrzenia polityki klimatycznej w kwestii redukcji emisji CO2 (KE przedstawiła właśnie do konsultacji projekt dyrektywy dotyczącej ograniczenia emisji zanieczyszczeń ze średnich źródeł energetycznego spalania - czyli jednostek od 1 MW do 50 MW) oraz możliwego spadku cen gazu.
Analiza wrażliwości wykazała, iż przy opisanej wyżej tendencji dwóch kluczowych czynników kosztotwórczych rośnie przewaga jednostki kogeneracyjnej na paliwie gazowym względem pozostałych technologii produkcji ciepła i energii elektrycznej. Zgodnie z oceną polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, kogeneracja nie jest w stanie funkcjonować bez wsparcia w obecnej sytuacji rynkowej (niska cena e.e. i ciepła) 2 ). Z przeprowadzonych przez ENERGOPROJEKT-KATOWICE SA symulacji wynika, iż przy wyżej opisanych ścieżkach cenowych zaniechanie wsparcia kogeneracji skutkuje brakiem opłacalności inwestycji. Aby uzyskać dodatnie mierniki rentowności należałoby np. podnieść ceny ciepła do poziomu ok. 70 PLN/GJ w źródle (bez przesyłu), czyli do ok. dwukrotnie wyższej ceny niż wynosi obecna cena ciepła produkowanego w skojarzeniu. Wysokość niezbędnego wparcia wysokosprawnej kogeneracji rożni się w zależności od rodzaju paliwa. Dla nowych źródeł, zgodnie z analizą projektów kogeneracyjnych wykonaną przez ENERGOPROJEKT-KATOWICE SA, w zależności od scenariusza rozwoju rynku energetycznego (rys. 2) wysokość wsparcia kogeneracji gazowej kształtuje się średnio od ok. 140 PLN/MWh do ok. 180 PLN/MWh przy IRR = 10%, a kogeneracji węglowej odpowiednio od ok. 190 PLN/MWh do ok. 200 PLN/MWh, również przy IRR = 10% 3) (małe jednostki węglowe - do ok. 50 MW, są znacznie droższe inwestycyjnie niż jednostki gazowe). Przyjęty poziom stopy dyskontowej 10% zawiera ryzyko wynikające z niestabilnego prawa, które przy inwestycjach w energetyce charakteryzujących się długim okresem zwrotu jest bardzo istotnym czynnikiem. Poniżej przedstawiono również krótką kalkulację kosztów wsparcia dla kraju. Zapotrzebowanie na energię elektryczną KSE w roku 2020 prognozowane jest na około 175 TWh (prognoza PLEXOS - scenariusz pośredni). Szacuje się, że do tego roku maksymalnie moc nowych jednostek kogeneracyjnych wyniesie ok. 4600 MW. Przy założeniu średniego rocznego czasu wykorzystania mocy na poziomie 5200 h, wielkość produkcji z kogeneracji może osiągnąć ok. 24 TWh/a, a szacunkowa ilość certyfkatów - odpowiednio 20,8 TWh/a. Zakłada się, że skojarzona produkcja 1/3 energii elektrycznej będzie odbywać się w jednostkach węglowych, a 2/3 w jednostkach gazowych.
Dla powyższych wielkości uzyskuje się następujące oszczędności w skali roku: redukcja emisji CO2 o 16,4 mln Mg (49%), oszczędność zużycia paliwa o 34,8 TWh (36%) = 6,3 mln Mg węgla (ok. 60% importu za 2013 rok), redukcja strat przesyłowych o 1,9 TWh (73%), redukcja kosztów ochrony zdrowia ok. 1,2 mld PLN 4). Roczne korzyści z tytułu produkcji energii w kogeneracji wynoszą ok. 4 mld PLN, przy czym jej rozwój wymaga dofinansowania w wysokości ok. 3,7 mld PLN rocznie (jeżeli cena ciepła utrzyma się na aktualnym poziomie i cena energii elektrycznej będzie oscylować wokół 200-210 PLN/MWh). Wciąż jednak nie przewyższa to korzyści, co więcej, przy zakładanej nowej mocy (4600 MW), wartość możliwych inwestycji przekroczy 20 mld PLN, co może okazać się znaczącym stymulatorem rozwoju gospodarczego kraju. Tymczasem 31 marca 2013 r. przestały obowiązywać tzw. żółte i czerwone certyfikaty, stanowiące zasadniczy element systemu wsparcia dla kogeneracji. Certyfikaty żółte przeznaczone były dla jednostek o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej źródła do 1 MW lub opalanych paliwami gazowymi, natomiast czerwone certyfikaty dotyczyły jednostek o mocy przekraczającej 1 MW nieopalanych paliwami gazowymi, metanem i gazem pochodzącym z przetwarzania biomasy. Z kolei do końca marca 2019 roku obowiązywać będą certyfikaty fioletowe - dla jednostek opalanych gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy lub metanem uwalnianym i przechwytywanym podczas dołowych robót górniczych w kopalniach węgla kamiennego (czynnych, likwidowanych i zlikwidowanych) 5 ). Nowością miał być zaproponowany przez Ministerstwo Gospodarki system pomarańczowych certyfikatów, czyli wsparcie dla źródeł produkcyjnych uruchomionych po 2012 roku, niezależnie od ich mocy oraz wykorzystywanego paliwa. Jego celem było osiągnięcie 22-procentowego udziału kogeneracji w wytwarzanej w Polsce energii elektrycznej w 2030 roku. Certyfikaty te obowiązywać miały do marca 2031 roku. Łączny przychód ze sprzedanej energii oraz świadectw pochodzenia wynosić miał 400 zł/mwh. 24 stycznia 2014 roku Sejm uchwalił przedłużenie wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji do końca 2018 roku. 20 lutego projekt wrócił do Izby z dwiema poprawkami senackimi. Jedna z nich obniża minimalny poziom opłaty zastępczej dla kogeneracji węglowej z 15% do 5%. Jej wysokość określa prezes URE, przy czym maksymalnie może ona wynosić 40% średniej ceny energii elektrycznej na rynku konkurencyjnych. Ustawa weszła w życie z końcem kwietnia 2014 r. (Dz. U. 2014, poz. 490. 13 maja 2014 r.). Prezes URE ogłosił wysokość opłat zastępczych dla kogeneracji, odpowiednio Ozg = 110 PLN/MWh, Ozk = 11 PLN/MWh. Aktualna cena certyfikatów notowania na TGE oscyluje wokół 104 PLN/MWh. W świetle przeprowadzonych przez EPK analiz, poziom ten może okazać się niewystarczający dla realizowanych w przyszłości inwestycji kogeneracyjnych. Trwająca ponad rok przerwa we wsparciu kogeneracji, spowodowana została przekonaniem,
że do czasu wygaśnięcia systemu kolorowych certyfikatów wdrożony zostanie trójpak energetyczny regulujący również kwestie wsparcia dla kogeneracji. Prace legislacyjne jednak się przeciągnęły, w związku z czym na początku 2013 roku Rząd przedstawił nowelizację Prawa energetycznego zakładającą przedłużenie okresu obowiązywania czerwonych i żółtych certyfikatów do końca 2015 roku. Problemem okazało się prawo unijne, zabraniające tego typu wsparcia dla przemysłu. KE miała zaopiniować nowy projekt, postanowiła jednak przyjrzeć się całemu, funkcjonującemu w Polsce od 2007 roku, systemowi wspierania kogeneracji. Polski Rząd postanowił zatem nie czekać na zielone światło z Brukseli dodatkowo przedłużając okres obowiązywania certyfikatów. Może się jednak okazać, że elektrociepłownie zostaną zmuszone do zwrotu już otrzymanego wsparcia. Rząd przekonuje jednak, że certyfikaty nie zostaną uznane za niedozwolone wsparcie publiczne, zawsze też można argumentować, że to konsumenci, a nie elektrociepłownie są beneficjentami systemu. Ministerstwo Gospodarki zapowiedziało, że proponowane obecnie przedłużenie wsparcia jest jedynie rozwiązaniem pomostowym kierowanym głównie do istniejących instalacji i prowadzone są już prace nad jego dalszą ekstensją i formułą. Jest to ważne zapewnienie, gdyż przedłużenie wsparcia jedynie do 2018 roku nie stanowi wystarczającej zachęty do podejmowania decyzji inwestycyjnych. W dążeniu do minimalizacji kosztów wsparcia dla Państwa przy jednoczesnym zapewnieniu satysfakcjonującego zwrotu z inwestycji dobrym rozwiązaniem może okazać się tzw. model dynamiczny wsparcia kogeneracji, uzależniający wysokość wsparcia od aktualnych cen energii elektrycznej, ciepła, paliwa oraz uprawnień do emisji CO 2 w danym okresie. Jeżeli w przyszłości relacje cenowe będą zapewniały rentowność inwestycji wsparcie nie będzie konieczne. Trwały system wsparcia kogeneracji pozwoli również na ograniczenie ryzyka inwestycyjnego i tym samym obniżenie zwrotu z kapitału do IRR ~ 8%. Podsumowując, nawet przy konieczności wsparcia kogeneracji, korzyści płynące z produkcji ciepła i energii elektrycznej w skojarzeniu są znaczne, czyniąc to rozwiązanie jednym z najlepszych sposobów oszczędzania energii pierwotnej oraz redukcji szkodliwych emisji. Przypisy: 1) Analizy ekonomiczne zostały sporządzone dla założeń makroekonomicznych oraz ścieżek cenowych paliw i CO 2 wyliczonych w toku modelowania cen energii elektrycznej z użyciem programu PLEXOS dla scenariusza pośredniego (kryterium były ceny, CO 2 ) wrzesień 2013 r. 2) Materiał Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej nt. zasadności wsparcia kogeneracji w Polsce, s. 5. 3) Jest to średnioważona cena wolumenem certyfkatów z przeanalizowanych projektów. 4) Raport Działanie teraz dla lepszego zdrowia cel 30% dla polityki klimatycznej ( Acting now for better health: A 30% target for EU climate policy ) Health and Environment Alliance oraz Health Care Without Harm. 5) P. Kosiński, System wsparcia kogeneracji w Polsce, Warszawa 2013, s. 2-3.