Kogeneracja a efektywność Autor: mgr inż. Szymon Pająk - ENERGOPOMIAR Sp. z o.o., Zakład Techniki Cieplnej ( Energetyka Cieplna i Zawodowa nr 5/2010) Wzrost świadomości ekologicznej społeczeństw, potrzeba zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego oraz rosnące zużycie paliw kopalnych połączone z ich nieodwracalnym wyczerpywaniem się spowodowały, że na płaszczyźnie międzynarodowej podjęto działania związane ze wzrostem efektywności wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Unia Europejska od kilku lat promuje skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła. W najbliższych latach niezbędne staje się więc podjęcie systemowych działań na rzecz wdrażania efektywniejszych termodynamicznie i bardziej przyjaznych dla środowiska technologii energetycznych. Osiąganie wysokich sprawności, możliwie niskiego szkodliwego oddziaływania na środowisko i krótkiego czasu zwrotu nakładów inwestycyjnych zależy od typu wybranej technologii produkcji energii elektrycznej i ciepła (rozdzielonej lub skojarzonej) oraz stosowanego paliwa. Z termodynamicznego punktu widzenia skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła pozwala osiągać najwyższe sprawności konwersji energii pierwotnej paliw. Względy ekologiczne, obecnie silnie wpływające na politykę energetyczną Unii Europejskiej, również powodują zwrot ku nowoczesnym technologiom, które dotychczas nie były stosowane ze względu na niską opłacalność. Oba te czynniki powodują jednak zwiększanie nakładów inwestycyjnych na wysokosprawne instalacje wytwórcze. Ciepłownictwo w przeddzień zmian w przepisach W oparciu o dane URE można stwierdzić, że potencjał techniczny koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych w Polsce jest bardzo rozdrobniony i zróżnicowany. W 2008 r. całkowita moc cieplna zainstalowana koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych wynosiła 61 456,0 MW (dla porównania w roku 2002 r. było to 70 952,8 MW) a moc osiągalna 59 829,5 MW (analogicznie w roku 2002 r. kształtowała się na poziomie 67 285,4 MW). Około 30% potencjału wytwórczego ciepłownictwa skupiona była, podobnie jak w latach poprzednich, w dwóch województwach - śląskim i mazowieckim. Najniższym udziałem w krajowym potencjale mocy zainstalowanej i osiągalnej charakteryzowały się województwa: lubuskie, świętokrzyskie, podlaskie i warmińsko-mazurskie (po około 2%) [1]. 1/7
Udział ciepła wytworzonego w kogeneracji z produkcją energii elektrycznej kształtował się na poziomie 63% [1]. Ciepło w kogeneracji jest wytwarzane w elektrowniach i elektrociepłowniach należących do elektroenergetyki zawodowej, ciepłownictwa zawodowego oraz w instalacjach przemysłowych. Problemem polskiego rynku ciepła jest to, że skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła pomimo całkiem przyzwoitego wolumenu produkcji ciepła dla systemów ciepłowniczych, odbywa się w zbyt małej liczbie instalacji. Około 60% przedsiębiorstw dostarczających materiału porównawczego za rok 2008 dysponowało źródłami o mocy osiągalnej do 50 MW. Tylko 8 przedsiębiorstw będących równocześnie elektrociepłowniami było w posiadaniu źródeł o mocy osiągalnej powyżej 1000 MW, ale ich łączna moc stanowiła ponad 25% mocy osiągalnej źródeł koncesjonowanych [1]. Potencjał dla skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła na terenie naszego kraju szacowany jest na blisko 200 instalacji. Dla porównania w Danii funkcjonuje ok. 800 układów kogeneracyjnych. Rynek ciepła kurczy się Szacuje się, że średni wskaźnik sezonowego zużycia energii na cele ogrzewania dla całej masy budowlanej w Polsce wynosi dzisiaj ok. 170 kwh/m 2 /rok, gdy tymczasem nowoczesne technologie pozwalają na uzyskanie na szeroką skalę wskaźników na poziomie 60 80 kwh/m 2 /rok. Na tym poziomie działa obecnie system ciepłowniczy w Szwecji, która na rok 2020 planuje uzyskanie tego wskaźnika na poziomie 40 60 kwh/m 2 /rok [6]. W związku z powyższym, biorąc pod uwagę zawyżone zapotrzebowanie na ciepło w Polsce i dostępne obecnie warunki techniczne umożliwiającego jego obniżenie, należy się spodziewać, że rynek ciepła może ulec redukcji nawet o połowę. Dążenie do poprawy efektywności wytwarzania zarówno energii elektrycznej jak i ciepła, które w sformalizowanej postaci będzie obowiązywać w postaci ustawy o efektywności energetycznej, również będzie powodować zmniejszanie zapotrzebowania na ciepło. Chociaż kondycja finansowa sektora, mierzona wynikiem finansowym brutto, w latach 2002-2007 systematycznie poprawiała się, jednak w roku 2008 tendencja ta uległa odwróceniu. W przeważającej części przedsiębiorstw ciepłowniczych pogorszenie wyniku finansowego na działalności ciepłowniczej w roku 2008, w stosunku do roku poprzedniego, spowodowane było znacznymi podwyżkami cen paliw (miału węgla kamiennego, innych paliw stałych i gazu ziemnego) oraz cen energii elektrycznej [1]. Prawo dla kogeneracji Postanowienia mające zapewnić rozwiązanie problemów energetyczno-klimatycznych Europy i Świata zawierają następujące unijne akty prawne: 2/7
1. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (tzw. dyrektywa OZE). 2. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (tzw. dyrektywa EU ETS). 3. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla oraz zmieniająca dyrektywę Rady 85/337/EWG, Euratom, dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2000/60/WE, 2001/80/WE, 2004/35/WE, 2006/12/WE, 2008/1/WE i rozporządzenie (WE) nr 1013/2006 (tzw. dyrektywa CCS). 4. Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/406/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie wysiłków podjętych przez państwa członkowskie zmierzających do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych (tzw. decyzja non-ets). 5. Projekt dyrektywy, która zastąpi dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2001/80/WE w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych obiektów energetycznego spalania, roboczo określana jako dyrektywa o emisjach przemysłowych (tzw. dyrektywa IED). W oparciu o powyższe akty prawne kraje członkowskie Unii Europejskiej zobowiązane zostały do realizacji pakietu 3 x 20, którego horyzont czasowy został nakreślony na rok 2020, mającego na celu: obniżenie emisji gazów cieplarnianych, w tym CO 2 o co najmniej 20% w porównaniu do roku 1990, co pozwoliłoby na dalsze zmniejszenie emisji nawet do 50% w roku 2050, poprawę efektywności energetycznej poprzez redukcję zużycia energii końcowej o 20%, zwiększenie udziału energii z OŹE średnio do 20% całkowitego zużycia energii (dla Polski wyznaczono poziom 15% wzrostu). Możliwości kogeneracji Głównym produktem elektrociepłowni jest ciepło użytkowe w postaci wody grzewczej lub pary (najczęściej technologicznej). Energia elektryczna wytwarzana w takim układzie jest niejako produktem ubocznym, którego ilość wynika z chwilowego zapotrzebowania odbiorców na ciepło. 3/7
Do niedawna zdecydowana większość elektrociepłowni, zwłaszcza w Polsce, była oparta o klasyczne układy parowe zasilane paliwami stałymi, które ze względu na dużą komplikację układu technologicznego były opłacalne przy nominalnej mocy cieplnej przekraczającej kilkadziesiąt megawatów. Współczesna technika pozwala na projektowanie i budowanie układów kogeneracyjnych o mocy elektrycznej od kilkudziesięciu kilowatów do kilkunastu megawatów. Tak szeroki wachlarz mocy umożliwia stosowanie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w szerokim zakresie zarówno w przemyśle jak i w gospodarce komunalnej. Biorąc pod uwagę stan techniczny urządzeń wytwórczych oraz sieci ciepłowniczych, regulacje prawne już wprowadzone lub planowane do wprowadzenia w najbliższym czasie w ramach Unii Europejskiej oraz doświadczenia innych krajów europejskich (np. Niemiec i Danii), konieczne jest stworzenie w Polsce warunków pozwalających na przeprowadzenie zdecydowanych zmian w branży ciepłowniczej. Analiza charakteru polskiego ciepłownictwa świadczy o tym, że potencjał kogeneracji dostępny w Polsce jest wykorzystywany na niedostatecznym poziomie. Przyczyną zbyt niskiego stopnia wykorzystania możliwości kogeneracji wynika z barier o charakterze ekonomicznym, prawnym, administracyjnym i społecznym [2]. Ograniczenia techniczne na obecnym poziomie rozwoju technologii energetycznych posiadają znikome znaczenie. Poniżej przedstawiono ograniczenia, które zostały zdefiniowane już w roku 2007 [2], jednakże z perspektywy kilku ostatnich lat niewiele straciły na aktualności. Niskie ceny ciepła Podstawowym ograniczeniem w rozwoju kogeneracji w Polsce był i niestety nadal jest czynnik ekonomiczny. Ceny energii elektrycznej i ciepła na krajowych rynkach konkurencyjnych nie zachęcają do inwestowania w źródła kogeneracyjne. Różnica między cenami hurtowymi i detalicznymi praktycznie eliminuje gaz ziemny jako paliwo do zastosowania w kotłowniach i ciepłowniach. Należy się jednak spodziewać, że nowe regulacje prawne wynikające z pakietu 3 x 20 będą decydować o wzroście konkurencyjności gazu ziemnego w stosunku do węgla. Również zobowiązania Polski w stosunku do Rosji wynikające z długoterminowej umowy na dostawy gazu podpisanej przez rząd oraz nowe możliwości pozyskiwania gazu łupkowego, prawdopodobnie znajdującego się w dużych ilościach na terenie naszego kraju, mogą spowodować dużą podaż gazu i w konsekwencji spadek cen na gaz jako surowca opałowego. Sytuacja taka stworzy więc na rynku krajowym nowe warunki do rozwoju kogeneracji opartej o paliwa inne niż węgiel. 4/7
Drogie sieci Równie istotną barierą jest wysoki koszt budowy sieci ciepłowniczych oraz wysokie koszty budowy jednostek małej mocy, które mogłyby tworzyć sieć kogeneracji rozproszonej. Dzisiaj można już potwierdzić obawy sygnalizowane przed wprowadzeniem systemu świadectw pochodzenia z kogeneracji wysokosprawnej, że system wsparcia oparty wyłącznie o świadectwa pochodzenia nie jest wystarczający do wygenerowania odpowiednich bodźców inwestycyjnych. Od strony formalno-prawnej barierą będzie na pewno planowany do wprowadzenia w obrębie państw Unii Europejskiej system handlu uprawnieniami do emisji CO 2. W świetle spodziewanych zmian w przepisach uprawnienia do emisji będą stanowić dla wytwórców jeden z czynników koniecznych do prowadzenia działalności w zakresie produkcji energii elektrycznej oraz ciepła. Fakt ten będzie wpływać na poziom kształtowania się cen za ciepło dostarczanego z sieci ciepłowniczych do odbiorców. Przydział darmowego wolumenu emisji CO 2 będzie się odbywał w oparciu o jeden z dwóch benchmarków: węglowego (korzystniejszego dla Polski) lub gazowego (niekorzystnego ze względu na strukturę zużycia paliw w ciepłownictwie). Odpłatne nabywanie uprawnień do emisji CO 2 od roku 2013 będzie skutkować systematycznym powiększaniem się kosztów wytwarzania ciepła, którego dynamika będzie dodatkowo zależała od przyjętego benchmarku. Spodziewana w najbliższym czasie zmiana definicji źródła spalania, nad której formą prawną trwają obecnie prace w Parlamencie Europejskim (tzw. dyrektywa IED), spowoduje kolejne ograniczenie. Planuje się bowiem uzależnić standardy emisyjne nie od mocy pojedynczego kotła, a od sumarycznej mocy kotłów pracujących na dany emiter (komin). Taka definicja źródła spalania będzie dotkliwa dla polskich wytwórców działających na rynku ciepła z uwagi na zdecydowaną przewagę węgla kamiennego jako podstawowego paliwa w mniejszych ciepłowniach i elektrociepłowniach, które z racji wielkości urządzeń wytwórczych do tej pory nie podlegały takim samym rygorom jak jednostki dużej mocy. Zgodnie z planowanymi zmianami dużym źródłem spalania dla emisji zanieczyszczeń gazowych (SO 2, NO x, pyły) stanie się komin o mocy źródeł powyżej 50 MW, niezależnie od tego, czy na dany komin pracuje jeden czy kilka kotłów o różnych mocach. Konieczność poniesienia znacznych nakładów inwestycyjnych na budowę instalacji oczyszczania spalin w celu sprostania nowym zaostrzonym normom i standardom emisyjnym będzie skutkowała podniesieniem cen ciepła. Teoretycznie istnieje jeszcze szansa na złagodzenie skutków wdrożenia nowych regulacji dla instalacji o łącznej mocy nieprzekraczającej 200 MW, gdy lata 2016 2023 ustanowione zostaną okresem przejściowym, jednak na razie nie ma wiążących decyzji w tej sprawie. 5/7
Dla kogo pozwolenia zintegrowane Obowiązujące obecnie prawo energetyczne nakłada na wytwórców energii w skojarzeniu obowiązek przeprowadzania formalnej procedury ubiegania się o koncesję na wytwarzanie w kogeneracji oraz audytu wykonywanego przez akredytowaną firmę zewnętrzną (który dla małych jednostek stanowi znaczny koszt). Od strony środowiskowej zmiany w prawie narzucą ponadto konieczność uzyskania pozwolenia zintegrowanego dla obiektów o mocy 20 MW (również w kominie). Od strony administracyjnej obowiązujące obecnie prawo energetyczne nakłada na wytwórców energii w skojarzeniu obowiązek przeprowadzania formalnej procedury ubiegania się o koncesję na wytwarzanie w kogeneracji oraz audytu dokonywanego przez akredytowaną (czyli kosztowną, zwłaszcza dla małych jednostek) firmę zewnętrzną. Od strony środowiskowej zmiany w prawie narzucą ponadto konieczność uzyskania pozwolenia zintegrowanego dla obiektów o mocy 20 MW, również w kominie. Ograniczenia o charakterze społecznym wynikają przede wszystkim z negatywnych doświadczeń odbiorców indywidualnych, na których przedsiębiorstwa ciepłownicze arbitralnie narzucały warunki zaopatrzenia w ciepło. Należy również pamiętać o tym, że wysokość opłat za ciepło będzie jedną z pierwszych przesłanek do rezygnacji z odbioru ciepła z sieci ciepłowniczej. Rozwój kogeneracji może być jednym z najistotniejszych sposobów wypełnienia przez Polskę założeń polityki energetycznej Unii Europejskiej, która poprzez przyjęcie pakietu 3 x 20 oczekuje na znaczące ograniczenie emisji dwutlenku węgla oraz zwiększenie efektywności wykorzystania energii. Potrzeby inwestycyjne Biorąc pod uwagę środowisko prawne, w jakim muszą funkcjonować wytwórcy ciepła, monokulturowość węglową ciepłownictwa w Polsce oraz stan techniczny urządzeń wytwórczych można stwierdzić, że zarówno udział inwestycji jak i ich wielkość jest niezadowalający i nie zaspokaja ogromnych potrzeb inwestycyjnych ciepłownictwa. Dyskutowane w Parlamencie Europejskim brzmienie nowych standardów emisyjnych, jeżeli stanie się faktem, spowoduje konieczność dobudowy instalacji wysokosprawnego odsiarczania, odazotowania i odpylania lub budowę nowych jednostek. Z danych zebranych przez URE wynika, że koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze finansowały swoje inwestycje głównie ze środków własnych. W 2008 r. udział środków własnych w finansowaniu poniesionych nakładów wyniósł ponad 80% nakładów całkowitych. Większość inwestycji (83%), podobnie jak w latach ubiegłych, zrealizowały jednak przedsiębiorstwa ciepłownictwa zawodowego. Odnotowano niemal całkowity brak inwestycji w spółdzielniach mieszkaniowych [1]. 6/7
Należy też podkreślić, że tylko dobór właściwego schematu technologicznego układu kogeneracyjnego oraz jego parametrów technicznych (głównie mocy) pozwoli na uzyskanie najlepszych wskaźników opłacalności modernizowanego lub nowego źródła. Takie podejście wymaga przeprowadzenia procesu optymalizacji doboru urządzeń. Rozpoczęcie prac projektowych powinno być zwieńczeniem procesu, który należy rozpocząć od przygotowania studium wykonalności zawierającego analizę celowości i opłacalności modernizacji lub budowy nowego układu wytwórczego. Obecnie wydaje się, że trudno będzie odwrócić trend w postaci systemów wsparcia. Warto jednak wspomnieć, że świadectwa pochodzenia w obecnym kształcie będą obowiązywać tylko do końca 2012 roku. Brak pewności, w którą stronę systemy wsparcia będą ewoluować, powoduje, że trudno jest podejmować ważkie decyzje np. o budowie nowych źródeł opartych o skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła. Wprowadzenie nowych, nieprzewidzianych na etapie projektowania instalacji regulacji może zaważyć na jego opłacalności na etapie eksploatacji. Literatura: [1] Energetyka cieplna w liczbach 2008, Urząd Regulacji Energetyki, sierpień 2009 [2] Raport oceniający postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej, obwieszczenie Ministra Gospodarki z 12 grudnia 2007 [3] Projekt ustawy o efektywności energetycznej, wersja nr 12 z dnia 8 kwietnia 2010 [4] Projekt rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectw pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczenia opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, wersja umieszczona na stronie internetowej MG w dniu 15 kwietnia 2010 [5] Podręcznik dla instytucji. Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej (CHP). Ciepłownictwo (DH), opracowanie przygotowane w ramach BASREC i udostępnione przez Krajową Agencję Poszanowania Energii S.A. [6] Efektywność energetyczna w ciepłownictwie polskim gdzie jesteśmy?, referat B. Regulskiego, materiały konferencyjne VII Międzynarodowej Konferencji Ciepłownictwo 2010 [7] Gazowe układy kogeneracyjne, J. Skorek, J. Kalina, Wydawnictwa Naukowo Techniczne, 2005 7/7