Bariery i możliwości rozwoju kogeneracji i mikrokogeneracji w komunalnych systemach ciepłowniczych
Z każdej niemal strony potwierdza się głoszona od wielu już lat teza, że kogeneracja energii elektrycznej i ciepła jest najbardziej efektywnym sposobem wykorzystania energii pierwotnej. Proces ten korzystny jest zarówno dla środowiska naturalnego, jak i dla efektywności gospodarowania zasobami energetycznymi. Bardzo ważnym aspektem stosowania gospodarki skojarzonej jest jej pozytywny wpływ na koszty produkcji energii elektrycznej i ciepła, to zaś bezpośrednio przekłada się na tak ważne dla odbiorcy końcowego ceny tych produktów. Kolejny ważny obszar oddziaływania obejmuje potencjalny stan bezpieczeństwa energetycznego i ekologicznego kraju. Dlatego też nie ma się co dziwić, że ten bardzo istotny aspekt gospodarki skojarzonej znalazł swoje odzwierciedlenie w kreowaniu polityki energetycznej w krajach członkowskich Unii Europejskiej, czego najświeższym dowodem jest wydana w tej sprawie dyrektywa o promocji kogeneracji.
Jak już wielokrotnie wspomniano w różnorakich publikacjach dotyczących skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła, podstawowe oszczędności energetyczne powstające w procesach kogeneracji polegają przede wszystkim na efektywnym wykorzystaniu energii dostarczonej w paliwie. Poziom tych oszczędności zależny jest od korelacji zapotrzebowania na moc cieplną i elektryczną u odbiorców. W dzisiejszych czasach okazuje się, że jest to podstawowa przesłanka leżąca u podstaw pełnego sukcesu ekonomicznego i ekologicznego skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła. Dodatkowo sprzyja temu dostęp do nowoczesnych technologii umożliwiających zastosowanie wielu rodzajów paliwa, lepiej dostosowanych do wachlarza potrzeb, dzięki którym możliwe jest tworzenie systemów energetycznych o małych mocach, lepiej dopasowanych do lokalnych potrzeb energetycznych w zakresie ciepła i energii elektrycznej. Dlatego programy rozwoju lokalnej gospodarki energetycznej mogą być teraz lepiej dopasowane do potrzeb społeczeństwa i jego możliwości ekonomicznych, a jednocześnie umożliwiają wykorzystanie dostępnych zasobów energii pierwotnej, uwzględniając ograniczenia ekologiczne prowadzonych procesów energetycznych.
Komunalne systemy ciepłownicze
Zdecydowanie największa część, bo ok. 65% codziennych potrzeb na ciepło mieszkańców polskich miast, pokrywana jest dzięki pracy komunalnych, scentralizowanych systemów ciepłowniczych. Szacuje się, że w systemach grzewczych odbiorcy zamawiają obecnie ok. 38-40 tys. MW mocy cieplnej. Całkowite roczne zużycie ciepła w scentralizowanych systemach ciepłowniczych wynosi w ostatnich latach ok. 270-300 tys. TJ. W ogromnej większości, bo w ponad 85%, ciepło to wykorzystywane jest do celów ogrzewania obiektów. Biorąc pod uwagę działania termomodernizacyjne i racjonalizację konsumpcji ciepła oraz założenie jednoczesnego przyrostu jego zużycia przez nowych odbiorców, poziom zapotrzebowania na energię cieplną w najbliższych latach nie powinien ulec większym zmianom.
W zależności od wielkości systemów poszczególnych aglomeracji miejskich udział „ciepła scentralizowanego” w procesie zaspokajania potrzeb cieplnych wynosi od 20 do 80%. Patrząc z punktu widzenia globalnej ilości ciepła dostarczanego w skali kraju do systemów scentralizowanych, w ok. 68% pochodzi ono ze źródeł tzw. energetyki zawodowej (elektrociepłownie i ciepłownie) i z przemysłowych źródeł ciepła. Pozostałą część potrzeb cieplnych pokrywają tzw. ciepłownie komunalne. Strukturę źródeł pochodzenia ciepła dostarczanego do komunalnych systemów ciepłowniczych ilustruje rys. 1.
Rys. 1. Struktura źródeł pochodzenia ciepła dostarczanego do komunalnych systemów ciepłowniczych
Jak widać, w ogólnym bilansie cieplnym systemów ciepłowniczych najważniejszą rolę odgrywa ciepło pochodzące z istniejących systemów kogeneracyjnych elektrociepłowni zawodowych, przemysłowych i systemowych. Ich alokacja terytorialna oraz wielkość wynikała z obowiązujących w poprzednim okresie przesłanek stosowanych w procesie podejmowania decyzji inwestycyjnych w tym obszarze. Elektrociepłownie traktowane były jako istotny element systemu energetycznego kraju w sferze produkcji energii elektrycznej. Wykorzystanie idei procesu kogeneracji pozwalało jednocześnie na zagwarantowanie dostaw taniej energii cieplnej, co determinowało lokalizację takiego źródła. Stąd generalną przesłanką dla określenia ich wielkości było zapotrzebowanie na ciepło na cele bytowe lub technologiczne, co bezpośrednio wiązało się bądź z wielkością aglomeracji, z którą elektrociepłownia była związana, bądź z procesami technologicznymi w przemyśle, w których potrzebne były duże ilości ciepła. Okazuje się, że tam, gdzie w grę wchodziły jedynie cele grzewcze, minimalna wielkość miasta posiadającego ciepło z elektrociepłowni nie mogła być niższa niż 50 tys. mieszkańców, natomiast elektrociepłownie przemysłowe związane zostały z ośrodkami przemysłowymi, które z racji swojej funkcji generowały zwiększone zapotrzebowanie na ciepło i energię elektryczną. Ta zasada spowodowała, że poza obszarem działania obecnie istniejącego elektrociepłownictwa znalazły się wszystkie mniejsze ośrodki miejskie.
Fakt ten jest o tyle istotny, że patrząc z punktu widzenia ilości istniejących komunalnych systemów ciepłowniczych, ciepło ze źródeł kogeneracyjnych dociera jedynie do ok. 20% aglomeracji, wśród których znajdują się wszystkie duże miasta. Spośród ponad 250 przedsiębiorstw ciepłowniczych zrzeszonych w Izbie Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie jedynie 46 wykorzystuje ciepło z elektrociepłowni, z czego w ok. 75% przypadków stanowi ono praktycznie całość ciepła oferowanego odbiorcom. Patrząc na rozwiązania legislacyjne dotyczące skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, zarówno te istniejące, jak i proponowane, sytuacja ta ma niezwykle istotne znaczenie dla określenia docelowego potencjału rozwoju rynku kogeneracji w Polsce.
Możliwości rozwoju kogeneracji w systemach ciepłowniczych
W strefie klimatycznej, w której znajduje się Polska, zaopatrzenie w ciepło należy do najważniejszych usług energetycznych świadczonych na rzecz społeczeństwa. Obowiązki związane z realizacją tego zadania spoczywają, zgodnie z ustawą z 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym, właśnie na gminie. Ustawa ta w art. 7 ust. 1 pkt 3 wskazuje, że: „… Zaspokajanie zbiorowych potrzeb wspólnoty należy do zadań własnych gminy. W szczególności zadania własne obejmują sprawy: … zaopatrzenia w energię elektryczną i cieplną oraz gaz”.
Gmina, a ściślej samorząd terytorialny, działając na swoim lokalnym rynku ciepła, energii i paliw w otoczeniu zróżnicowanych podmiotów tego rynku, wypełnia cztery podstawowe funkcje. Jest konsumentem nośników energii w budynkach użyteczności publicznej (szkoły, ośrodki zdrowia, urzędy) i budynkach komunalnych oraz w oświetleniu ulicznym w części, której jest właścicielem. Gmina jest też w zdecydowanej większości przypadków producentem i dystrybutorem ciepła oraz ciepłej wody użytkowej, gdyż jest właścicielem przedsiębiorstw ciepłowniczych i wodociągowych. Poprzez posiadanie określonych narzędzi prawnych jest także stymulatorem lokalnego rynku ciepła, chociażby przez plany zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe oraz plany zagospodarowania przestrzennego czy przez kreowanie proefektywnych zachowań użytkowników energii, w tym swoich mieszkańców.
Podstawy dla organizacji i planowania zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gmin wynikają zarówno z ustawy o samorządzie gminnym, jak i z innego, bardzo ważnego aktu prawnego, jakim jest ustawa Prawo energetyczne, które określa m.in. zasady kształtowania polityki energetycznej państwa, zasady i warunki zaopatrzenia i użytkowania paliw i energii, w tym ciepła, energii elektrycznej i paliw gazowych oraz działalności przedsiębiorstw energetycznych, a także określa organy właściwe w sprawach gospodarki paliwami i energią.
Realizowane na podstawie wspomnianych uregulowań prawnych planowanie zaopatrzenia gminy w ciepło, energię elektryczną i wynikająca z tych planów restrukturyzacja poszczególnych ogniw procesu zaopatrzenia w energię jest bardzo złożonym procesem, dodatkowo skomplikowanym tym, że poszczególne elementy tego systemu mają różnych właścicieli (samorząd terytorialny, Skarb Państwa) oraz że poszczególne procesy tegoż zaopatrzenia mogą być realizowane przy wykorzystaniu różnych rodzajów paliw i źródeł energii, przy zastosowaniu różnych technologii wytwarzania. Działając w takim otoczeniu, gminy muszą być prawdziwym gospodarzem dla istniejących na jej terenie nośników energii (ciepła, energii elektrycznej i paliw gazowych) oraz reprezentować interes zarówno wytwórców i dostawców, jak i odbiorców tych nośników energii.
Zadaniem planu zaopatrzenia jest realizacja celów gospodarki ciepłem, energią elektryczną i paliwami w gminie dla zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania gminnych, sieciowych systemów grzewczych, osiągnięcia możliwie niskich kosztów usług cieplnych i ochrony środowiska przy jednoczesnej akceptacji sposobu ich realizacji przez lokalną społeczność. Ustalenie kierunku rozwoju lokalnej gospodarki energetycznej wymaga więc poszukiwania kompromisu wśród wielu celów cząstkowych generowanych przez poszczególnych uczestników lokalnego rynku energii. Proces planowania energetycznego jest takim właśnie narzędziem, dzięki któremu można znaleźć drogę do najefektywniejszego i najskuteczniejszego osiągnięcia założonych celów. Cele te można zdefiniować następująco: odbiorcy będą mieli lepszy dostęp do usług energetycznych, a przedsiębiorstwa energetyczne będą mogły lepiej zidentyfikować przyszły popyt na dostarczaną przez nie energię. W konsekwencji gmina będzie mogła realizować swoją politykę energetyczną i zabezpieczać dostawy wszelkich nośników energii, jednocześnie poprawiając stan środowiska naturalnego na jej terenie. Natomiast przedsiębiorstwa energetyczne, dzięki istnieniu planu zaopatrzenia, będą mogły zabezpieczyć się przed podjęciem zbędnych inwestycji podnoszących koszty ich działalności.
Praktycznie powszechne występowanie w Polsce scentralizowanych systemów ciepłowniczych jest na starcie jedną z podstawowych korzystnych przesłanek do szerokiego uwzględnienia rozwoju kogeneracji w kreowanym terytorialnie, na bazie wspomnianego procesu planowania, lokalnym modelu gospodarki energetycznej. Sprzyjają temu dodatkowo korzystne aspekty techniczne i technologiczne stosowania skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, do których zaliczyć możemy m.in. możliwość praktycznie nieograniczonego wielkością stosowania nowoczesnych systemów wytwarzających energię elektryczną i ciepło w skojarzeniu, wykorzystujących do tego celu różne paliwa pierwotne. Szczególnie istotny jest rozwój technologii silników i turbin wykorzystujących gaz ziemny. Z racji ekologicznych aspektów procesów kogeneracji właśnie paliwa gazowe, a w szczególności gaz ziemny, najkorzystniej wpływają na racjonalność tego procesu, co dla zrealizowania określonych celów ekologicznych w ramach regionalnej, a ściślej lokalnej polityki energetycznej i kierunków rozwoju gospodarki energetycznej jest niezwykle istotne.
Jak już wcześniej wspomniano, komunalne systemy ciepłownicze w Polsce „współpracują” z dwiema grupami źródeł ciepła. Pierwsza z nich to istniejące elektrociepłownie zawodowe i przemysłowe. Druga zaś to klasyczne źródła ciepłownicze. Ta część krajowych systemów ciepłowniczych obejmuje obecnie ok. 14,5 tys. MW mocy cieplnej.
Z danych posiadanych przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie, która zrzesza obecnie ponad 250 przedsiębiorstw ciepłowniczych, dostarczających ponad 85% ciepła do systemów ciepłowniczych w kraju, wynika, że 77% tych przedsiębiorstw wytwarza ciepło we własnych źródłach, stosujących klasyczny sposób wykorzystania nośników pierwotnych energii. Stanowi to ok. 33% dostarczonej do systemów ciepłowniczych ilości ciepła.
Rys. 2. Struktura przedsiębiorstw produkujących ciepło we własnych źródłach
Jak widać z przedstawionego na rys. 2 zestawienia, największą grupę tego typu stanowią przedsiębiorstwa ciepłownicze posiadające zapotrzebowanie na ciepło w przedziale 10-30 MW mocy cieplnej. Ciepłownie te zlokalizowane są w małych miastach o liczbie mieszkańców do 20 tys. Ponadto duża ilość ciepła wytwarzana jest w bardzo małych ciepłowniach o mocach poniżej 1 MW, należących do samorządów terytorialnych, jednostek budżetowych i małych spółdzielni mieszkaniowych, a tych ciepłowni badanie Izby nie obejmuje, dlatego należy szacować, że takie lokalne minirynki ciepła powiększają poważnie udział najmniejszych podmiotów w ogólnej strukturze producentów ciepła, wskazując jednocześnie na zakres potencjalnego zastosowania urządzeń mikrokogeneracyjnych.
Podstawowe założenia efektywnej kogeneracji opierają się na założeniu, że uzyskamy w tym procesie możliwie najwyższą, trwałą wydajność produkcji zarówno po stronie elektrycznej, jak i cieplnej. Stąd też nie ma się co dziwić, że zarówno w najnowszych uregulowaniach krajowych dotyczących promocji skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła na wysokim poziomie – 70% – określony został tzw. wskaźnik skojarzenia. Oznacza to praktycznie, że najbardziej pożądany efekt zastosowania skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła uzyskany zostanie w sytuacji, gdy tego typu źródło energii pracować będzie w tzw. podstawie energetycznej. Chcąc więc w najbardziej optymalny sposób wykorzystać szerokie zalety procesu kogeneracji, należy mieć na uwadze taki układ popytowy po stronie cieplnej, który przez cały okres eksploatacji te warunki spełni. W tym momencie okazuje się, że właśnie komunalne systemy ciepłownicze stanowią idealne narzędzie do skutecznego zrealizowania tej idei. Najbardziej efektywne dla uzyskania optymalnego efektu wprowadzenia gospodarki skojarzonej w źródłach ciepła są odbiory ciepła charakteryzujące się dużą stabilnością w czasie, do których należy m.in. proces dostarczania ciepła dla potrzeb przygotowania ciepłej wody użytkowej. W nielicznych przypadkach tym istotnym parametrem, który może być brany pod uwagę, będzie współpraca systemu ciepłowniczego z odbiorcą posiadającym stałe zapotrzebowanie na moc cieplną do celów technologicznych.
Na podstawie analizy danych na temat zapotrzebowania na ciepło jedynie dla celów przygotowania ciepłej wody można stwierdzić, że komunalne systemy ciepłownicze przedsiębiorstw posiadających własne źródła ciepła pozwalają obecnie, dzięki zastosowaniu skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, na dostarczenie na rynki energetyczne ok. 1,2-1,5 tys., a według niektórych ekspertów nawet 3 tys. MWe. Struktura wielkości poszczególnych systemów ciepłowniczych umożliwi więc stworzenie sieci rozproszonych źródeł energii elektrycznej i cieplnej obsługujących lokalne rynki obydwu form energii, a rozpiętość możliwych do zastosowania urządzeń kogeneracyjnych w tychże systemach zasilanych ze źródeł konwencjonalnych rozciąga się w zakresie 1-15 MW mocy cieplnej. Biorąc pod uwagę przytoczoną strukturę wielkości istniejących systemów, największą grupę urządzeń stanowić mogą zespoły kogeneracyjne o mocy rzędu 2,5-5 MW mocy cieplnej. Zakładając potencjalny rozwój wykorzystania w przyszłości ciepła sieciowego dla potrzeb produkcji chłodu, o czym mówi się coraz poważniej, potencjał stosowania gospodarki skojarzonej w systemach ciepłowniczych może być jeszcze większy.
Na dynamikę wzrostu zastosowania kogeneracji w źródłach ciepła współpracujących z komunalnymi systemami ciepłowniczymi istotny wpływ może mieć zmiana uwarunkowań prawnych z zakresu ochrony środowiska. Obecnie zdecydowana większość lokalnych rynków ciepła, zasilanych z elektrociepłowni i ciepłowni komunalnych, produkuje ciepło w oparciu o paliwa stałe. W skali Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie zużycie węgla kamiennego przez przedsiębiorstwa zajmujące się produkcją ciepła jedynie na potrzeby systemów ciepłowniczych we własnych źródłach wynosi ponad 6 mln ton rocznie, a gazu ziemnego ponad 253 mln m³ rocznie.
Rys. 3. Energia pierwotna w źródłach ciepła pochodzi z…
Właśnie z powodu wysokich wymagań w zakresie ograniczania emisji szkodliwych substancji do atmosfery pożądanym jest, w ramach modernizacji dotychczas istniejących źródeł ciepła, wprowadzenie systemów gospodarki skojarzonej opartej na paliwach gazowych, które do tego właśnie celu są najbardziej efektywne. Kogeneracja i mikrokogeneracja współpracująca z lokalnymi systemami ciepłowniczymi to również pożądane rozwiązania dla energetycznego wykorzystania lokalnych zasobów biopaliw czy też odpadów komunalnych, o czym świadczyć mogą pozytywne doświadczenia szeregu państw europejskich.
Rozwój kogeneracji stymulują dodatkowo istniejące w naszym kraju rozwiązania prawne, traktujące priorytetowo ten proces poprzez wprowadzenie obowiązku zakupu energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła. Wzorując się na istniejących już rozwiązaniach organizacyjnych szeregu gospodarek wysoko rozwiniętych, zastosowanie gospodarki skojarzonej w źródłach ciepła zasilających lokalne systemy cieplne stwarza możliwość rozwoju komunalnych systemów energetycznych poprzez powstanie nowej jakości przedsiębiorstw o charakterze „multienergetycznym”. A wszystko to poprzez dywersyfikację źródeł wytwarzania energii i ograniczenie konieczności kosztownego transportu energii na duże odległości, co prowadzi bezpośrednio do poprawy bezpieczeństwa energetycznego odbiorców i całego kraju.
Bariery rozwoju kogeneracji w systemach ciepłowniczych
Podstawowe zagrożenia sukcesu rozwoju kogeneracji w systemach ciepłowniczych to możliwość sprzedaży energii elektrycznej poza rynki lokalne, polityka regulacyjna, wielkość kosztu pozyskania paliwa gazowego oraz dostępność paliwa gazowego na rynku lokalnym.
Jednym z podstawowych uwarunkowań wpływających obecnie na skuteczność rozwijania skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła w systemach ciepłowniczych jest problem czytelnego i stabilnego mechanizmu sprzedaży wytworzonej w ten sposób energii elektrycznej poza rynki lokalne. Polski system energetyczny, który ma charakter zcentralizowany, posiada dzisiaj sporą nadwyżkę w zakresie możliwości produkcji energii elektrycznej w układach klasycznych, co powoduje, że „niechętnie” dopuszcza do rynków zbytu dodatkowych dostawców spoza swojej sfery. Spowodowane jest to m.in. tym, że w systemach gospodarki skojarzonej trudno jest uzyskać niższą cenę energii elektrycznej niż w energetyce konwencjonalnej. Dodatkowo wprowadzenie mechanizmów rynkowych do określania cen zbytu energii na rzecz państwowego systemu energetycznego spowodowało, że regulowane ceny energii elektrycznej z elektrociepłowni stawiają ją w gorszej sytuacji wobec wolnorynkowej oferty cen proponowanych przez elektrownie klasyczne, pomimo iż istnieje prawne uprzywilejowanie odbioru energii ze skojarzenia. Trzeba wyraźnie podkreślić, że ekonomiczny układ równowagi w procesie kogeneracji opiera się na przede wszystkim na cenie sprzedaży ciepła – to jest dzisiejszą „kotwicą” dla określenia konstrukcji ekonomicznej efektywnego procesu kogeneracji w systemach ciepłowniczych. Próby sprowadzenia cen energii elektrycznej, poprzez działania regulacyjne w procesie zatwierdzania taryf dla energii cieplnej, do poziomu rynku globalnego skutkują koniecznością przeniesienia części kosztów działalności całego układu na stronę ciepła, też zresztą regulowanego, co skutkować może podniesieniem cen ciepła w systemie. To z kolei wpłynie na powstanie bariery popytowej prowadzącej do kolejnego procesu zmniejszania zapotrzebowania na ciepło ze scentralizowanych systemów ciepłowniczych i zniweczy sens stosowania kogeneracji jako prawidłowego w swoim założeniu procesu energetycznego. Dodatkowo trzeba zwrócić uwagę na bardzo istotny fakt, jakim jest działalność odbiorców ciepła na rzecz racjonalizacji jego zużycia, co skutkuje na przykład obniżaniem się wielkości zapotrzebowania na ciepło lub zmianą charakteru jego odbioru. Ma to istotny wpływ na działalność istniejących systemów kogeneracyjnych i na proces decyzyjny przy podejmowaniu inicjatyw w planowanych procesach inwestycyjnych. Gdyby więc mechanizm opłat systemowych uwzględnił lokalny, a nie globalny charakter wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu, konkurencyjność tej oferty na lokalnym rynku energetycznym byłaby niewątpliwie dużo większa.
Dla przyszłego sukcesu zastosowania kogeneracji w systemach ciepłowniczych bardzo istotne znaczenie ma polityka paliwowa państwa i wynikające z niej sygnały dotyczące potencjalnych kosztów paliw, i to zarówno w sferze bezpośrednich kosztów materialnych, wynikających z procesu pozyskania i dostawy, jak i w sferze pośredniej, do których należą m.in. koszty ochrony środowiska. Z wielu powodów pierwszoplanowe znaczenie dla skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła mają dzisiaj paliwa gazowe. Na podstawie dotychczasowych doświadczeń przedsiębiorstw ciepłowniczych zrzeszonych w IGCP, które posiadają i eksploatują skojarzone systemy wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oparte na gazie ziemnym (jest ich jedynie cztery), okazuje się, że efekt ekonomiczny podjętego przez nie przedsięwzięcia jest dwa razy bardziej wrażliwy na zmianę cen paliwa gazowego niż na ceny energii elektrycznej możliwe do uzyskania na rynku. Udowodniły to już perturbacje związane z kalkulowaniem cen na energię elektryczną związane z wprowadzaniem kolejnych, nowych taryf przez dostawców gazu ziemnego, których konstrukcja niekorzystnie wpłynęła na jakość ekonomiczną działalności przedsiębiorstw ciepłowniczych w tym zakresie. Dość wspomnieć o zbadanym wpływie zmiany taryfy gazowej w 2002 r.: pomimo deklarowanej przez dostawcę gazu uśrednionej podwyżce cen gazu na poziomie 17% odbiorcy konsumujący gaz ziemny na potrzeby kogeneracji musieli skompensować efektywną zmianę kosztów pozyskania paliwa na poziomie prawie 30%. Taka wielkość zmiany ceny nośnika energii zmuszałaby, dla utrzymania planowanej efektywności przedsięwzięcia, do podniesienia ceny sprzedaży energii elektrycznej o 41%, przy niezmienionej cenie ciepła. W takiej sytuacji możliwość zlikwidowania powstałego zagrożenia efektywności przedsięwzięcia staje się praktycznie nierealna.
Osobnym problemem jest dostęp lokalnych ciepłowni komunalnych do paliwa gazowego. W wielu rejonach kraju dostęp do sieci gazowych w wymiarze niezbędnym dla zrealizowania planów modernizacji systemów energetycznych jest jeszcze mocno ograniczony. Uzyskanie prawidłowego efektu planowanych przedsięwzięć możliwa jest jedynie dzięki odpowiedniej polityce inwestycyjnej i taryfowej dostawców tego nośnika. Oczywiście, w skali pewnego zakresu zastosowań możliwym jest wykorzystanie innych niż paliwa gazowe nośników energii. Znane są rozwiązania procesu kogeneracji na paliwach odnawialnych, szczególnie biomasie lub biogazie, a także w systemie energetycznego wykorzystania odpadów komunalnych. Z wielu powodów, do których należą m.in. kwestie związane z kosztami inwestycyjnymi, polityką regionalną czy wreszcie świadomością społeczną, możliwości wykorzystania gospodarki skojarzonej opartej na innych niż tradycyjne nośnikach energii są w naszych warunkach mocno ograniczone.
Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej jest procesem najbardziej efektywnym pod wieloma względami. Sprawność egzergetyczna małego układu skojarzonego jest większa od sprawności zarówno energetycznej elektrowni kondensacyjnej, jak i kotła gazowego. Całkowita sprawność uzależniona jest od odpowiedniego dostosowania urządzenia do potrzeb mu stawianych. Wzrastająca podaż gazu ziemnego na rynkach komunalnych przy ograniczonym zapotrzebowaniu ze strony rozproszonych, indywidualnych odbiorców stwarza sytuację korzystną dla zasilania gazem komunalnych ciepłowni i elektrociepłowni mniejszych mocy traktowanych jako odbiorcy hurtowi. W tych źródłach spalanie gazu bez wprowadzenia kogeneracji będzie działaniem nieracjonalnym.
Ważnym jest więc, aby stawiając wysokie wymagania tworzącemu się rynkowi energii, nie zapomnieć o warunkach ekonomicznych realizowanych przedsięwzięć, co na podstawie dzisiejszych doświadczeń budzi poważne wątpliwości.
Pełna wersja referatu Bogusława Regulskiego z Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie, wygłoszonego podczas konferencji „Rynek Kogeneracji w Europie na Tle Dyrektywy CHP” zorganizowanej przez KAPE 16 marca 2004 r. w Warszawie.
Skrót opublikowany został w majowym wydaniu Przeglądu Komunalnego
Jak już wielokrotnie wspomniano w różnorakich publikacjach dotyczących skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła, podstawowe oszczędności energetyczne powstające w procesach kogeneracji polegają przede wszystkim na efektywnym wykorzystaniu energii dostarczonej w paliwie. Poziom tych oszczędności zależny jest od korelacji zapotrzebowania na moc cieplną i elektryczną u odbiorców. W dzisiejszych czasach okazuje się, że jest to podstawowa przesłanka leżąca u podstaw pełnego sukcesu ekonomicznego i ekologicznego skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła. Dodatkowo sprzyja temu dostęp do nowoczesnych technologii umożliwiających zastosowanie wielu rodzajów paliwa, lepiej dostosowanych do wachlarza potrzeb, dzięki którym możliwe jest tworzenie systemów energetycznych o małych mocach, lepiej dopasowanych do lokalnych potrzeb energetycznych w zakresie ciepła i energii elektrycznej. Dlatego programy rozwoju lokalnej gospodarki energetycznej mogą być teraz lepiej dopasowane do potrzeb społeczeństwa i jego możliwości ekonomicznych, a jednocześnie umożliwiają wykorzystanie dostępnych zasobów energii pierwotnej, uwzględniając ograniczenia ekologiczne prowadzonych procesów energetycznych.
Komunalne systemy ciepłownicze
Zdecydowanie największa część, bo ok. 65% codziennych potrzeb na ciepło mieszkańców polskich miast, pokrywana jest dzięki pracy komunalnych, scentralizowanych systemów ciepłowniczych. Szacuje się, że w systemach grzewczych odbiorcy zamawiają obecnie ok. 38-40 tys. MW mocy cieplnej. Całkowite roczne zużycie ciepła w scentralizowanych systemach ciepłowniczych wynosi w ostatnich latach ok. 270-300 tys. TJ. W ogromnej większości, bo w ponad 85%, ciepło to wykorzystywane jest do celów ogrzewania obiektów. Biorąc pod uwagę działania termomodernizacyjne i racjonalizację konsumpcji ciepła oraz założenie jednoczesnego przyrostu jego zużycia przez nowych odbiorców, poziom zapotrzebowania na energię cieplną w najbliższych latach nie powinien ulec większym zmianom.
W zależności od wielkości systemów poszczególnych aglomeracji miejskich udział „ciepła scentralizowanego” w procesie zaspokajania potrzeb cieplnych wynosi od 20 do 80%. Patrząc z punktu widzenia globalnej ilości ciepła dostarczanego w skali kraju do systemów scentralizowanych, w ok. 68% pochodzi ono ze źródeł tzw. energetyki zawodowej (elektrociepłownie i ciepłownie) i z przemysłowych źródeł ciepła. Pozostałą część potrzeb cieplnych pokrywają tzw. ciepłownie komunalne. Strukturę źródeł pochodzenia ciepła dostarczanego do komunalnych systemów ciepłowniczych ilustruje rys. 1.
Rys. 1. Struktura źródeł pochodzenia ciepła dostarczanego do komunalnych systemów ciepłowniczych
Jak widać, w ogólnym bilansie cieplnym systemów ciepłowniczych najważniejszą rolę odgrywa ciepło pochodzące z istniejących systemów kogeneracyjnych elektrociepłowni zawodowych, przemysłowych i systemowych. Ich alokacja terytorialna oraz wielkość wynikała z obowiązujących w poprzednim okresie przesłanek stosowanych w procesie podejmowania decyzji inwestycyjnych w tym obszarze. Elektrociepłownie traktowane były jako istotny element systemu energetycznego kraju w sferze produkcji energii elektrycznej. Wykorzystanie idei procesu kogeneracji pozwalało jednocześnie na zagwarantowanie dostaw taniej energii cieplnej, co determinowało lokalizację takiego źródła. Stąd generalną przesłanką dla określenia ich wielkości było zapotrzebowanie na ciepło na cele bytowe lub technologiczne, co bezpośrednio wiązało się bądź z wielkością aglomeracji, z którą elektrociepłownia była związana, bądź z procesami technologicznymi w przemyśle, w których potrzebne były duże ilości ciepła. Okazuje się, że tam, gdzie w grę wchodziły jedynie cele grzewcze, minimalna wielkość miasta posiadającego ciepło z elektrociepłowni nie mogła być niższa niż 50 tys. mieszkańców, natomiast elektrociepłownie przemysłowe związane zostały z ośrodkami przemysłowymi, które z racji swojej funkcji generowały zwiększone zapotrzebowanie na ciepło i energię elektryczną. Ta zasada spowodowała, że poza obszarem działania obecnie istniejącego elektrociepłownictwa znalazły się wszystkie mniejsze ośrodki miejskie.
Fakt ten jest o tyle istotny, że patrząc z punktu widzenia ilości istniejących komunalnych systemów ciepłowniczych, ciepło ze źródeł kogeneracyjnych dociera jedynie do ok. 20% aglomeracji, wśród których znajdują się wszystkie duże miasta. Spośród ponad 250 przedsiębiorstw ciepłowniczych zrzeszonych w Izbie Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie jedynie 46 wykorzystuje ciepło z elektrociepłowni, z czego w ok. 75% przypadków stanowi ono praktycznie całość ciepła oferowanego odbiorcom. Patrząc na rozwiązania legislacyjne dotyczące skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, zarówno te istniejące, jak i proponowane, sytuacja ta ma niezwykle istotne znaczenie dla określenia docelowego potencjału rozwoju rynku kogeneracji w Polsce.
Możliwości rozwoju kogeneracji w systemach ciepłowniczych
W strefie klimatycznej, w której znajduje się Polska, zaopatrzenie w ciepło należy do najważniejszych usług energetycznych świadczonych na rzecz społeczeństwa. Obowiązki związane z realizacją tego zadania spoczywają, zgodnie z ustawą z 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym, właśnie na gminie. Ustawa ta w art. 7 ust. 1 pkt 3 wskazuje, że: „… Zaspokajanie zbiorowych potrzeb wspólnoty należy do zadań własnych gminy. W szczególności zadania własne obejmują sprawy: … zaopatrzenia w energię elektryczną i cieplną oraz gaz”.
Gmina, a ściślej samorząd terytorialny, działając na swoim lokalnym rynku ciepła, energii i paliw w otoczeniu zróżnicowanych podmiotów tego rynku, wypełnia cztery podstawowe funkcje. Jest konsumentem nośników energii w budynkach użyteczności publicznej (szkoły, ośrodki zdrowia, urzędy) i budynkach komunalnych oraz w oświetleniu ulicznym w części, której jest właścicielem. Gmina jest też w zdecydowanej większości przypadków producentem i dystrybutorem ciepła oraz ciepłej wody użytkowej, gdyż jest właścicielem przedsiębiorstw ciepłowniczych i wodociągowych. Poprzez posiadanie określonych narzędzi prawnych jest także stymulatorem lokalnego rynku ciepła, chociażby przez plany zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe oraz plany zagospodarowania przestrzennego czy przez kreowanie proefektywnych zachowań użytkowników energii, w tym swoich mieszkańców.
Podstawy dla organizacji i planowania zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gmin wynikają zarówno z ustawy o samorządzie gminnym, jak i z innego, bardzo ważnego aktu prawnego, jakim jest ustawa Prawo energetyczne, które określa m.in. zasady kształtowania polityki energetycznej państwa, zasady i warunki zaopatrzenia i użytkowania paliw i energii, w tym ciepła, energii elektrycznej i paliw gazowych oraz działalności przedsiębiorstw energetycznych, a także określa organy właściwe w sprawach gospodarki paliwami i energią.
Realizowane na podstawie wspomnianych uregulowań prawnych planowanie zaopatrzenia gminy w ciepło, energię elektryczną i wynikająca z tych planów restrukturyzacja poszczególnych ogniw procesu zaopatrzenia w energię jest bardzo złożonym procesem, dodatkowo skomplikowanym tym, że poszczególne elementy tego systemu mają różnych właścicieli (samorząd terytorialny, Skarb Państwa) oraz że poszczególne procesy tegoż zaopatrzenia mogą być realizowane przy wykorzystaniu różnych rodzajów paliw i źródeł energii, przy zastosowaniu różnych technologii wytwarzania. Działając w takim otoczeniu, gminy muszą być prawdziwym gospodarzem dla istniejących na jej terenie nośników energii (ciepła, energii elektrycznej i paliw gazowych) oraz reprezentować interes zarówno wytwórców i dostawców, jak i odbiorców tych nośników energii.
Zadaniem planu zaopatrzenia jest realizacja celów gospodarki ciepłem, energią elektryczną i paliwami w gminie dla zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania gminnych, sieciowych systemów grzewczych, osiągnięcia możliwie niskich kosztów usług cieplnych i ochrony środowiska przy jednoczesnej akceptacji sposobu ich realizacji przez lokalną społeczność. Ustalenie kierunku rozwoju lokalnej gospodarki energetycznej wymaga więc poszukiwania kompromisu wśród wielu celów cząstkowych generowanych przez poszczególnych uczestników lokalnego rynku energii. Proces planowania energetycznego jest takim właśnie narzędziem, dzięki któremu można znaleźć drogę do najefektywniejszego i najskuteczniejszego osiągnięcia założonych celów. Cele te można zdefiniować następująco: odbiorcy będą mieli lepszy dostęp do usług energetycznych, a przedsiębiorstwa energetyczne będą mogły lepiej zidentyfikować przyszły popyt na dostarczaną przez nie energię. W konsekwencji gmina będzie mogła realizować swoją politykę energetyczną i zabezpieczać dostawy wszelkich nośników energii, jednocześnie poprawiając stan środowiska naturalnego na jej terenie. Natomiast przedsiębiorstwa energetyczne, dzięki istnieniu planu zaopatrzenia, będą mogły zabezpieczyć się przed podjęciem zbędnych inwestycji podnoszących koszty ich działalności.
Praktycznie powszechne występowanie w Polsce scentralizowanych systemów ciepłowniczych jest na starcie jedną z podstawowych korzystnych przesłanek do szerokiego uwzględnienia rozwoju kogeneracji w kreowanym terytorialnie, na bazie wspomnianego procesu planowania, lokalnym modelu gospodarki energetycznej. Sprzyjają temu dodatkowo korzystne aspekty techniczne i technologiczne stosowania skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, do których zaliczyć możemy m.in. możliwość praktycznie nieograniczonego wielkością stosowania nowoczesnych systemów wytwarzających energię elektryczną i ciepło w skojarzeniu, wykorzystujących do tego celu różne paliwa pierwotne. Szczególnie istotny jest rozwój technologii silników i turbin wykorzystujących gaz ziemny. Z racji ekologicznych aspektów procesów kogeneracji właśnie paliwa gazowe, a w szczególności gaz ziemny, najkorzystniej wpływają na racjonalność tego procesu, co dla zrealizowania określonych celów ekologicznych w ramach regionalnej, a ściślej lokalnej polityki energetycznej i kierunków rozwoju gospodarki energetycznej jest niezwykle istotne.
Jak już wcześniej wspomniano, komunalne systemy ciepłownicze w Polsce „współpracują” z dwiema grupami źródeł ciepła. Pierwsza z nich to istniejące elektrociepłownie zawodowe i przemysłowe. Druga zaś to klasyczne źródła ciepłownicze. Ta część krajowych systemów ciepłowniczych obejmuje obecnie ok. 14,5 tys. MW mocy cieplnej.
Z danych posiadanych przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie, która zrzesza obecnie ponad 250 przedsiębiorstw ciepłowniczych, dostarczających ponad 85% ciepła do systemów ciepłowniczych w kraju, wynika, że 77% tych przedsiębiorstw wytwarza ciepło we własnych źródłach, stosujących klasyczny sposób wykorzystania nośników pierwotnych energii. Stanowi to ok. 33% dostarczonej do systemów ciepłowniczych ilości ciepła.
Rys. 2. Struktura przedsiębiorstw produkujących ciepło we własnych źródłach
Jak widać z przedstawionego na rys. 2 zestawienia, największą grupę tego typu stanowią przedsiębiorstwa ciepłownicze posiadające zapotrzebowanie na ciepło w przedziale 10-30 MW mocy cieplnej. Ciepłownie te zlokalizowane są w małych miastach o liczbie mieszkańców do 20 tys. Ponadto duża ilość ciepła wytwarzana jest w bardzo małych ciepłowniach o mocach poniżej 1 MW, należących do samorządów terytorialnych, jednostek budżetowych i małych spółdzielni mieszkaniowych, a tych ciepłowni badanie Izby nie obejmuje, dlatego należy szacować, że takie lokalne minirynki ciepła powiększają poważnie udział najmniejszych podmiotów w ogólnej strukturze producentów ciepła, wskazując jednocześnie na zakres potencjalnego zastosowania urządzeń mikrokogeneracyjnych.
Podstawowe założenia efektywnej kogeneracji opierają się na założeniu, że uzyskamy w tym procesie możliwie najwyższą, trwałą wydajność produkcji zarówno po stronie elektrycznej, jak i cieplnej. Stąd też nie ma się co dziwić, że zarówno w najnowszych uregulowaniach krajowych dotyczących promocji skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła na wysokim poziomie – 70% – określony został tzw. wskaźnik skojarzenia. Oznacza to praktycznie, że najbardziej pożądany efekt zastosowania skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła uzyskany zostanie w sytuacji, gdy tego typu źródło energii pracować będzie w tzw. podstawie energetycznej. Chcąc więc w najbardziej optymalny sposób wykorzystać szerokie zalety procesu kogeneracji, należy mieć na uwadze taki układ popytowy po stronie cieplnej, który przez cały okres eksploatacji te warunki spełni. W tym momencie okazuje się, że właśnie komunalne systemy ciepłownicze stanowią idealne narzędzie do skutecznego zrealizowania tej idei. Najbardziej efektywne dla uzyskania optymalnego efektu wprowadzenia gospodarki skojarzonej w źródłach ciepła są odbiory ciepła charakteryzujące się dużą stabilnością w czasie, do których należy m.in. proces dostarczania ciepła dla potrzeb przygotowania ciepłej wody użytkowej. W nielicznych przypadkach tym istotnym parametrem, który może być brany pod uwagę, będzie współpraca systemu ciepłowniczego z odbiorcą posiadającym stałe zapotrzebowanie na moc cieplną do celów technologicznych.
Na podstawie analizy danych na temat zapotrzebowania na ciepło jedynie dla celów przygotowania ciepłej wody można stwierdzić, że komunalne systemy ciepłownicze przedsiębiorstw posiadających własne źródła ciepła pozwalają obecnie, dzięki zastosowaniu skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, na dostarczenie na rynki energetyczne ok. 1,2-1,5 tys., a według niektórych ekspertów nawet 3 tys. MWe. Struktura wielkości poszczególnych systemów ciepłowniczych umożliwi więc stworzenie sieci rozproszonych źródeł energii elektrycznej i cieplnej obsługujących lokalne rynki obydwu form energii, a rozpiętość możliwych do zastosowania urządzeń kogeneracyjnych w tychże systemach zasilanych ze źródeł konwencjonalnych rozciąga się w zakresie 1-15 MW mocy cieplnej. Biorąc pod uwagę przytoczoną strukturę wielkości istniejących systemów, największą grupę urządzeń stanowić mogą zespoły kogeneracyjne o mocy rzędu 2,5-5 MW mocy cieplnej. Zakładając potencjalny rozwój wykorzystania w przyszłości ciepła sieciowego dla potrzeb produkcji chłodu, o czym mówi się coraz poważniej, potencjał stosowania gospodarki skojarzonej w systemach ciepłowniczych może być jeszcze większy.
Na dynamikę wzrostu zastosowania kogeneracji w źródłach ciepła współpracujących z komunalnymi systemami ciepłowniczymi istotny wpływ może mieć zmiana uwarunkowań prawnych z zakresu ochrony środowiska. Obecnie zdecydowana większość lokalnych rynków ciepła, zasilanych z elektrociepłowni i ciepłowni komunalnych, produkuje ciepło w oparciu o paliwa stałe. W skali Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie zużycie węgla kamiennego przez przedsiębiorstwa zajmujące się produkcją ciepła jedynie na potrzeby systemów ciepłowniczych we własnych źródłach wynosi ponad 6 mln ton rocznie, a gazu ziemnego ponad 253 mln m³ rocznie.
Rys. 3. Energia pierwotna w źródłach ciepła pochodzi z…
Właśnie z powodu wysokich wymagań w zakresie ograniczania emisji szkodliwych substancji do atmosfery pożądanym jest, w ramach modernizacji dotychczas istniejących źródeł ciepła, wprowadzenie systemów gospodarki skojarzonej opartej na paliwach gazowych, które do tego właśnie celu są najbardziej efektywne. Kogeneracja i mikrokogeneracja współpracująca z lokalnymi systemami ciepłowniczymi to również pożądane rozwiązania dla energetycznego wykorzystania lokalnych zasobów biopaliw czy też odpadów komunalnych, o czym świadczyć mogą pozytywne doświadczenia szeregu państw europejskich.
Rozwój kogeneracji stymulują dodatkowo istniejące w naszym kraju rozwiązania prawne, traktujące priorytetowo ten proces poprzez wprowadzenie obowiązku zakupu energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła. Wzorując się na istniejących już rozwiązaniach organizacyjnych szeregu gospodarek wysoko rozwiniętych, zastosowanie gospodarki skojarzonej w źródłach ciepła zasilających lokalne systemy cieplne stwarza możliwość rozwoju komunalnych systemów energetycznych poprzez powstanie nowej jakości przedsiębiorstw o charakterze „multienergetycznym”. A wszystko to poprzez dywersyfikację źródeł wytwarzania energii i ograniczenie konieczności kosztownego transportu energii na duże odległości, co prowadzi bezpośrednio do poprawy bezpieczeństwa energetycznego odbiorców i całego kraju.
Bariery rozwoju kogeneracji w systemach ciepłowniczych
Podstawowe zagrożenia sukcesu rozwoju kogeneracji w systemach ciepłowniczych to możliwość sprzedaży energii elektrycznej poza rynki lokalne, polityka regulacyjna, wielkość kosztu pozyskania paliwa gazowego oraz dostępność paliwa gazowego na rynku lokalnym.
Jednym z podstawowych uwarunkowań wpływających obecnie na skuteczność rozwijania skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła w systemach ciepłowniczych jest problem czytelnego i stabilnego mechanizmu sprzedaży wytworzonej w ten sposób energii elektrycznej poza rynki lokalne. Polski system energetyczny, który ma charakter zcentralizowany, posiada dzisiaj sporą nadwyżkę w zakresie możliwości produkcji energii elektrycznej w układach klasycznych, co powoduje, że „niechętnie” dopuszcza do rynków zbytu dodatkowych dostawców spoza swojej sfery. Spowodowane jest to m.in. tym, że w systemach gospodarki skojarzonej trudno jest uzyskać niższą cenę energii elektrycznej niż w energetyce konwencjonalnej. Dodatkowo wprowadzenie mechanizmów rynkowych do określania cen zbytu energii na rzecz państwowego systemu energetycznego spowodowało, że regulowane ceny energii elektrycznej z elektrociepłowni stawiają ją w gorszej sytuacji wobec wolnorynkowej oferty cen proponowanych przez elektrownie klasyczne, pomimo iż istnieje prawne uprzywilejowanie odbioru energii ze skojarzenia. Trzeba wyraźnie podkreślić, że ekonomiczny układ równowagi w procesie kogeneracji opiera się na przede wszystkim na cenie sprzedaży ciepła – to jest dzisiejszą „kotwicą” dla określenia konstrukcji ekonomicznej efektywnego procesu kogeneracji w systemach ciepłowniczych. Próby sprowadzenia cen energii elektrycznej, poprzez działania regulacyjne w procesie zatwierdzania taryf dla energii cieplnej, do poziomu rynku globalnego skutkują koniecznością przeniesienia części kosztów działalności całego układu na stronę ciepła, też zresztą regulowanego, co skutkować może podniesieniem cen ciepła w systemie. To z kolei wpłynie na powstanie bariery popytowej prowadzącej do kolejnego procesu zmniejszania zapotrzebowania na ciepło ze scentralizowanych systemów ciepłowniczych i zniweczy sens stosowania kogeneracji jako prawidłowego w swoim założeniu procesu energetycznego. Dodatkowo trzeba zwrócić uwagę na bardzo istotny fakt, jakim jest działalność odbiorców ciepła na rzecz racjonalizacji jego zużycia, co skutkuje na przykład obniżaniem się wielkości zapotrzebowania na ciepło lub zmianą charakteru jego odbioru. Ma to istotny wpływ na działalność istniejących systemów kogeneracyjnych i na proces decyzyjny przy podejmowaniu inicjatyw w planowanych procesach inwestycyjnych. Gdyby więc mechanizm opłat systemowych uwzględnił lokalny, a nie globalny charakter wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu, konkurencyjność tej oferty na lokalnym rynku energetycznym byłaby niewątpliwie dużo większa.
Dla przyszłego sukcesu zastosowania kogeneracji w systemach ciepłowniczych bardzo istotne znaczenie ma polityka paliwowa państwa i wynikające z niej sygnały dotyczące potencjalnych kosztów paliw, i to zarówno w sferze bezpośrednich kosztów materialnych, wynikających z procesu pozyskania i dostawy, jak i w sferze pośredniej, do których należą m.in. koszty ochrony środowiska. Z wielu powodów pierwszoplanowe znaczenie dla skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła mają dzisiaj paliwa gazowe. Na podstawie dotychczasowych doświadczeń przedsiębiorstw ciepłowniczych zrzeszonych w IGCP, które posiadają i eksploatują skojarzone systemy wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oparte na gazie ziemnym (jest ich jedynie cztery), okazuje się, że efekt ekonomiczny podjętego przez nie przedsięwzięcia jest dwa razy bardziej wrażliwy na zmianę cen paliwa gazowego niż na ceny energii elektrycznej możliwe do uzyskania na rynku. Udowodniły to już perturbacje związane z kalkulowaniem cen na energię elektryczną związane z wprowadzaniem kolejnych, nowych taryf przez dostawców gazu ziemnego, których konstrukcja niekorzystnie wpłynęła na jakość ekonomiczną działalności przedsiębiorstw ciepłowniczych w tym zakresie. Dość wspomnieć o zbadanym wpływie zmiany taryfy gazowej w 2002 r.: pomimo deklarowanej przez dostawcę gazu uśrednionej podwyżce cen gazu na poziomie 17% odbiorcy konsumujący gaz ziemny na potrzeby kogeneracji musieli skompensować efektywną zmianę kosztów pozyskania paliwa na poziomie prawie 30%. Taka wielkość zmiany ceny nośnika energii zmuszałaby, dla utrzymania planowanej efektywności przedsięwzięcia, do podniesienia ceny sprzedaży energii elektrycznej o 41%, przy niezmienionej cenie ciepła. W takiej sytuacji możliwość zlikwidowania powstałego zagrożenia efektywności przedsięwzięcia staje się praktycznie nierealna.
Osobnym problemem jest dostęp lokalnych ciepłowni komunalnych do paliwa gazowego. W wielu rejonach kraju dostęp do sieci gazowych w wymiarze niezbędnym dla zrealizowania planów modernizacji systemów energetycznych jest jeszcze mocno ograniczony. Uzyskanie prawidłowego efektu planowanych przedsięwzięć możliwa jest jedynie dzięki odpowiedniej polityce inwestycyjnej i taryfowej dostawców tego nośnika. Oczywiście, w skali pewnego zakresu zastosowań możliwym jest wykorzystanie innych niż paliwa gazowe nośników energii. Znane są rozwiązania procesu kogeneracji na paliwach odnawialnych, szczególnie biomasie lub biogazie, a także w systemie energetycznego wykorzystania odpadów komunalnych. Z wielu powodów, do których należą m.in. kwestie związane z kosztami inwestycyjnymi, polityką regionalną czy wreszcie świadomością społeczną, możliwości wykorzystania gospodarki skojarzonej opartej na innych niż tradycyjne nośnikach energii są w naszych warunkach mocno ograniczone.
Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej jest procesem najbardziej efektywnym pod wieloma względami. Sprawność egzergetyczna małego układu skojarzonego jest większa od sprawności zarówno energetycznej elektrowni kondensacyjnej, jak i kotła gazowego. Całkowita sprawność uzależniona jest od odpowiedniego dostosowania urządzenia do potrzeb mu stawianych. Wzrastająca podaż gazu ziemnego na rynkach komunalnych przy ograniczonym zapotrzebowaniu ze strony rozproszonych, indywidualnych odbiorców stwarza sytuację korzystną dla zasilania gazem komunalnych ciepłowni i elektrociepłowni mniejszych mocy traktowanych jako odbiorcy hurtowi. W tych źródłach spalanie gazu bez wprowadzenia kogeneracji będzie działaniem nieracjonalnym.
Ważnym jest więc, aby stawiając wysokie wymagania tworzącemu się rynkowi energii, nie zapomnieć o warunkach ekonomicznych realizowanych przedsięwzięć, co na podstawie dzisiejszych doświadczeń budzi poważne wątpliwości.
Bogusław Regulski, Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie
Pełna wersja referatu Bogusława Regulskiego z Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie, wygłoszonego podczas konferencji „Rynek Kogeneracji w Europie na Tle Dyrektywy CHP” zorganizowanej przez KAPE 16 marca 2004 r. w Warszawie.
Skrót opublikowany został w majowym wydaniu Przeglądu Komunalnego
