Pobierz plik - Program Infrastruktura i Środowisko 2007-2013
Transkrypt
Pobierz plik - Program Infrastruktura i Środowisko 2007-2013
Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko 2007 - 2013 Metodologia wyliczenia wskaźnika redukcji emisji dwutlenku węgla w działaniu 9.1 POIiŚ (przygotowana przez KAPE S.A. na zlecenie Ministerstwa Rozwoju Regionalnego)1 Priorytet IX . Infrastruktura energetyczna przyjazna środowisku i efektywność energetyczna Działanie 9.1. Wysokosprawne wytwarzanie energii 1 Zakres dokumentu opracowany przez KAPE dotyczy metodologii wyliczania wskaźnika redukcji emisji ditlenku węgla stanowiącego przedmiot oceny merytorycznej I stopnia w działaniu 9.1 PO IiŚ oraz metodologii obliczania wydatków kwalifikowanych (dla projektów OZE i CHP objętych horyzontalną pomocą publiczną na ochronę środowiska) dla działań 9.1 i 9.4 PO IiŚ. W związku z powyższym Metodologię należy stosować odpowiednio na potrzeby działania 9.1. PO IiŚ. W związku z uwagami beneficjentów zapisy dokumentu mogą ulec zmianie (doprecyzowaniu). NARODOWY FUNDUSZ OCHRONY ŚRODOWISKA I GOSPODARKI WODNEJ Spis treści 1.1 WSTĘP ........................................................................................................................................................... 3 OSZACOWANIE OBNIŻENIA EMISJI DWUTLENKU WĘGLA W WYNIKU REALIZACJI PROJEKTU 4 1.2.1 Obliczenia oszczędności w emisji dwutlenku węgla wynikających z realizacji projektu w ramach działania 9.1. .......................................................................................... 4 1.2.2 Roczna emisja dwutlenku węgla po realizacji projektu ........................................... 4 1.2.3 Roczna emisja dwutlenku węgla przed wykonaniem projektu ................................. 7 1.3 PRZYKŁADY ................................................................................................................... 13 1.2 2 ZAŁĄCZNIK DO WNIOSKU O DOFINANSOWANIE PROJEKTU W RAMACH PROGRAMU OPERACYJNEGO INFRASTRUKTURA I ŚRODOWISKO DZIAŁANIE 9.4 – WYTWARZANIE ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH ............................. 21 WSTĘP ........................................................................................................................... 21 OSZACOWANIE OBNIŻENIA EMISJI DWUTLENKU WĘGLA W WYNIKU REALIZACJI PROJEKTU 22 2.2.1 Obliczenia oszczędności w emisji dwutlenku węgla wynikających z realizacji projektu w ramach działania 9.4. ........................................................................................ 22 2.2.2 Roczna emisja dwutlenku węgla zastąpiona ( uniknięta) w wyniku realizacji projektu. ............................................................................................................................... 23 2.2.3 Roczna emisja dwutlenku węgla po realizacji projektu ......................................... 27 2.3 PRZYKŁADY ................................................................................................................... 31 2.3.1 Roczna emisja dwutlenku węgla uniknięta (zaoszczędzona) w wyniku wykonania projektu (emisja uniknięta) .................................................................................................. 32 2.1 2.2 3 ZASADA OKREŚLANIA KOSZTÓW PORÓWNAWCZYCH „KWALIFIKOWANYCH” ..................................................................................................... 34 3.1 PRZYKŁADY ................................................................................................................... 39 2 1.1 Wstęp W ramach działania wspierane będą inwestycje w zakresie przebudowy i budowy jednostek wytwarzania energii elektrycznej oraz ciepła w skojarzeniu spełniające wymogi wysokosprawnej kogeneracji. W ramach działania wspierane będą projekty dotyczące skojarzonego wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych oraz nieodnawialnych. W ramach działania nie przewiduje się wsparcia budowy i modernizacji źródeł wytwarzania ciepła w ciepłowniach, jednak możliwe jest uzyskanie dotacji na przekształcenie tych jednostek w jednostki kogeneracyjne. Działanie obejmuje modernizację istniejących instalacji kogeneracyjnych lub budowę nowych. Działanie nie dotyczy współspalania biomasy lub biogazu z paliwami kopalnymi oraz spalania odpadów komunalnych. Przykładowe rozwiązania: Budowa nowej wysokosprawnej instalacji kogeneracyjnej opalanej: węglem kamiennym, węglem brunatnym, gazem ziemnym, produktami ropopochodnymi (oleje opałowe), biomasą, biogazem, gazem wysypiskowym. Przebudowa istniejącej instalacji kogeneracyjnej opalanej: węglem kamiennym, węglem brunatnym, gazem ziemnym, produktami ropopochodnymi (oleje opałowe), biomasą, 3 biogazem, gazem wysypiskowym. Zamiana instalacji produkującej ciepło na wysokosprawną instalację kogeneracyjną. Numeracja wzorów i tabel jest oddzielna dla każdego rozdziału, które mogą stanowić odrębne części. W odwołaniach do numerów wzorów i tabel są podane więc skrótowo nazwy lub numery właściwych rozdziałów. 1.2 Oszacowanie obniżenia emisji dwutlenku węgla w wyniku realizacji projektu 1.2.1 Obliczenia oszczędności w emisji dwutlenku węgla wynikających z realizacji projektu w ramach działania 9.1. W celu obliczenia oszczędności w emisji dwutlenku węgla wynikających z realizacji projektu w ramach działania 9.1. należy skorzystać z następującego wzoru: ΔE = E2-E1 [t/rok] (1) Gdzie: E2 – roczna emisja dwutlenku węgla zastąpiona/uniknięta w wyniku realizacji projektu [t/rok], E1 – roczna emisja dwutlenku węgla z instalacji po realizacji projektu [t/rok]. 1.2.2 Roczna emisja dwutlenku węgla po realizacji projektu Roczną emisję dwutlenku węgla po realizacji projektu E1 określa się z następującej zależności: E1 = 10-3 * Q1 * W1 [t/rok] (2) gdzie; Q1 – ilość energii dostarczonej z paliwem zużytym w ciągu roku [GJ/rok] W1 - wskaźnik emisji dwutlenku węgla z stosowanego paliwa [kg/GJ] Ilość energii dostarczonej z paliwem Q1 określa się ze wzoru Q1 = P1*U1 [GJ/rok] (3) gdzie: U1 – wartość opałowa paliwa [ MJ/kg] lub [MJ/m3] 4 P1 – roczne zużycie paliwa w instalacji [t/rok], [tys m3/rok] Wskaźniki emisji dwutlenku węgla w odniesieniu do wartości opałowej spalanego paliwa dla typowych i często spotykanych paliw zestawiono w tabeli nr 1. Tabela nr 1. Wskaźniki emisji dwutlenku węgla ze spalania różnych paliw (w odniesieniu do wartości opałowej) jednost- Wskaźnik Lp. Rodzaj paliwa ka emisji 1 Węgiel kamienny kg/GJ 94,85 2 Węgiel brunatny kg/GJ 107,83 3 Ropa naftowa kg/GJ 72,60 4 Gaz ziemny kg/GJ 55,82 5 Inne produkty naftowe kg/GJ 109,76 6 Koks naftowy kg/GJ 99,83 7 Koks i półkoks kg/GJ 106,00 8 Gaz ciekły kg/GJ 62,44 9 Benzyny silnikowe kg/GJ 68,61 10 Benzyny lotnicze kg/GJ 69,3 11 Paliwa odrzutowe kg/GJ 70,79 12 Olej napędowy kg/GJ 73,33 13 Oleje opałowe kg/GJ 76,59 14 Gaz rafineryjny kg/GJ 66,07 15 Gaz koksowniczy kg/GJ 47,43 16 Gaz wielkopiecowy kg/GJ 240,79 Biopaliwa tj.biogaz, biomasa, kg/GJ 0,00 itp.* * - dla wszystkich paliw uznawanych za odnawialne źródła energii zakłada się brak emisji 17 dwutlenku węgla czyli wartość współczynnika emisji dwutlenku węgla zawsze wynosi zero. Dla paliw nietypowych, nie umieszczonych w tabeli nr 1 wskaźnik emisji dwutlenku węgla można obliczyć z zależności: W1 = 3660 * C1 / U1 [kg/GJ] (4) Gdzie: C1 – udział masowy węgla pierwiastkowego w paliwie [kg/kg], [kg/Nm3] U1 – wartość opałowa paliwa [MJ/kg], [MJ/Nm3] 5 Ilość paliwa zużytego w ciągu roku określa się ze wzoru: P1 = (3.6*105 Qesg + 100Qcsg)/((ηesg+ηcsg )*U1 ) +(3.6*105 *Qespg+100Qcspg )/((ηespg +ηcspg )*U1 ) [ t/rok ] ( 5 ) gdzie; Qesg – ilość energii elektrycznej wyprodukowanej w sezonie grzewczym [GWh/sezon] Qespg – ilość energii elektrycznej wyprodukowana w sezonie poza-grzewczym [GWh/sezon] Qcsg – ilość użytecznej energii cieplnej wyprodukowanej w sezonie grzewczym [GJ/sezon] Qcspg- ilość użytecznej energii cieplnej wyprodukowanej w sezonie poza-grzewczym [GJ/sezon] ηesg – sprawność wytwarzania energii elektrycznej w eksploatowanej instalacji, średnia w sezonie grzewczym [ % ] ηespg- sprawność wytwarzania energii elektrycznej w eksploatowanej instalacji. średnia w sezonie poza-grzewczym [%] ηcsg- sprawność wytwarzania użytecznej energii cieplnej w eksploatowanej instalacji, średnia w sezonie grzewczym [%] ηcspg - sprawność wytwarzania użytecznej energii cieplnejw eksploatowanej instalacji, średnia w sezonie poza-grzewczym [ % ] U1 – jak we wzorze ( 4 ) Ilość energii elektrycznej lub cieplnej Qek, Qck wyprodukowanej w sezonie grzewczym k= sg lub pozagrzewczym k= spg, w przypadku dostarczania energii cieplnej do celów grzewczych określa się na pdst. wykresu uporządkowanego obciążeń cieplnych Qek = Mek * tk *10-3 [GWh/sezon] (6) gdzie: Mek – średnia moc elektryczna układu produkującego energetyczną i cieplną w sezonie grzewczym k=sg lub pozagrzewczym k=spg [MWe] tk – czas trwania sezonu grzewczego lub pozagrzewczego [ h ] określony na pdst Polskich Norm lub danych meteorologicznych IMiGW Qck = 3,6 * Mck * tk [GJ/sezon] (7) gdzie: 6 Mck – średnia moc cieplna układu produkującego en elektryczną i cieplną w sezonie grzewczym k=sg lub pozagrzewczym k=spg [MWc] tk – czas trwania sezonu grzewczego lub pozagrzewczego ( określanego wg danych IMGWiŚ lub Polskiej Normy ) [ h ] Sprawność wytwarzania energii elektrycznej lub cieplnej ηek, ηck obliczana jest na pdst danych projektowych producentów instalacji w odniesieniu do energii zawartej w paliwie określonej za pomocą wartości opałowej, następująco ηek , ηck = 100*Qk/U1 (8) gdzie: Qk – Qe,Qc – uzyskana energia elektryczna/cieplna z 1kg paliwa stosowanego w instalacji U1 – wartość opałowa 1kg/1Nm3 paliwa [MJ/kg], [MJ/Nm3] 1.2.3 Roczna emisja dwutlenku węgla przed wykonaniem projektu Roczną emisję dwutlenku węgla przed wykonaniem projektu określa się w sytuacji gdyby projekt nie został zrealizowany a ta sama ilość energii elektrycznej i cieplnej zostałby dostarczona z dotychczas eksploatowanej instalacji oraz/lub z krajowej lub lokalnej cieci energetycznej i cieplnej. Tą emisję dwutlenku węgla określono jako zastąpioną. E2 = Ezl + Edod (9) gdzie: Ezl – zastąpiona emisja dwutlenku węgla jaka zostałaby wyprodukowana z zlikwidowanej instalacji lub w wyniku ograniczonej produkcji z dotychczasowej instalacji Edod – zastąpiona emisja dwutlenku węgla jaka zostałaby wyprodukowana z dodatkowo pobranej z krajowego lub lokalnego systemu zaopatrzenia w energię elektryczną i cieplną Zastąpiona emisja dwutlenku węgla jaka zostałaby wyprodukowana z zlikwidowanej instalacji lub w wyniku ograniczonej produkcji z dotychczasowej instalacji Ezl = 10-3 * Qzl * W2 [t/rok] ( 14 ) gdzie; Qzl – ilość energii dostarczonej z paliwem zużytym w ciągu roku [GJ/rok] 7 W2 - wskaźnik emisji dwutlenku węgla z dotychczas stosowanego paliwa [kg/GJ] Ilość energii dostarczonej z paliwem Qzl określa się ze wzoru Qzl = Pzl*U2 [GJ/rok] ( 15 ) gdzie: U2 – wartość opałowa paliwa [ MJ/kg] lub [MJ/m3] Pzl – roczne zużycie paliwa w instalacji [t/rok], [tys m3/rok] Ilość paliwa jakie zostałoby zużyte w ciągu roku w określa się ze wzoru Pzl = (3.6*105 Qe2sg + 100Qc2sg)/((ηe2sg+ηc2sg )*U2 ) +(3.6*105 *Qe2spg+100Qc2spg )/((ηe2spg +ηc2spg )*U2 ) [ t/rok ] ( 16 ) gdzie; Qe2sg – ilość energii elektrycznej wyprodukowanej w sezonie grzewczym [GWh/sezon] Qe2spg – ilość energii elektrycznej wyprodukowana w sezonie poza-grzewczym [GWh/sezon] Qc2sg – ilość użytecznej energii cieplnej wyprodukowanej w sezonie grzewczym [GJ/sezon] Qc2spg- ilość użytecznej energii cieplnej wyprodukowanej w sezonie poza-grzewczym [GJ/sezon] ηe2sg – sprawność wytwarzania energii elektrycznej w instalacji średnia w sezonie grzewczym [ %] ηe2spg- sprawność wytwarzania energii elektrycznej w instalacji średnia w sezonie poza- grzewczym [%] ηc2sg- sprawność wytwarzania użytecznej energii cieplnej w instalacji średnia w sezonie grzewczym [%] ηc2spg - sprawność wytwarzania użytecznej energii cieplnejw instalacji średnia w sezonie pozagrzewczym [ % ] U2 – – wartość opałowa paliwa [MJ/kg], [MJ/Nm3] Ilość energii elektrycznej lub cieplnej Qek, Qck wyprodukowanej w sezonie grzewczym k= sg lub pozagrzewczym k= spg, w przypadku dostarczania energii cieplnej do celów grzewczych określa się na pdst. wykresu uporządkowanego obciążeń cieplnych. Ilość energii elektrycznej Qe2k 8 Qe2k = Me2k * t2k *10-3 [GWh/sezon] ( 17 ) gdzie: Me2k – średnia moc elektryczna układu produkującego energetyczną i cieplną w sezonie grzewczym k=sg lub pozagrzewczym k=spg [MWe] tk – czas trwania sezonu grzewczego lub pozagrzewczego [ h ] określony na pdst Polskich Norm lub danych meteorologicznych IMiGW Ilość energii cieplnej Qc2k Qc2k = 3,6 * Mc2k * t2k [GJ/sezon] ( 18 ) gdzie: Mc2k – średnia moc cieplna układu produkującego en elektryczną i cieplną w sezonie grzewczym k=sg lub pozagrzewczym k=spg [MWc] tk – czas trwania sezonu grzewczego lub pozagrzewczego (określanego wg danych IMGWiŚ lub Polskiej Normy) [ h ] Sprawność wytwarzania energii elektrycznej lub cieplnej ηe2k, ηc2k obliczana jest na pdst dotychczasowych danych eksploatacyjnych instalacji w odniesieniu do energii zawartej w paliwie określonej za pomocą wartości opałowej, następująco ηe2k , ηc2k = 100*Q2k/U2l [%] ( 19 ) gdzie: Qk – Qe,Qc – uzyskana energia elektryczna/cieplna z 1kg paliwa stosowanego w instalacji Upal – wartość opałowa 1kg/1Nm3 paliwa [MJ/kg], [MJ/Nm3] Zastąpiona emisja dwutlenku węgla Eedod jaka zostałaby wyprodukowana z dodatkowo pobranej z krajowego lub lokalnego systemu zaopatrzenia w energię elektryczną i cieplną określa się ze wzoru Edod = 3600 * Eedod + Ecdod [ GJ ] ( 20 ) gdzie: Eedod – zastąpiona emisja dwutlenku węgla z dodatkowo wyprodukowanej energii elektrycznej Ecdod - zastąpiona emisja dwutlenku węgla z dodatkowo wyprodukowanego ciepła Zastąpiona emisja dwutlenku węgla z dodatkowo wyprodukowanej energii elektrycznej określa się jako sumę emisji z wyprodukowanej energii elektrycznej na potrzeby własne lub lokalnego odbiorcy i emisji z wyprodukowanej energii elektrycznej sprzedanej do krajowego systemu 9 elektroenergetycznego. Dla energii elektrycznej wyprodukowanej na potrzeby własne przyjmuje się wskaźnik emisji dwutlenku węgla jak dla energii wyprodukowanej w typowej (przeciętnej) elektrowni zasilającej Krajową Sieć Elektroenergetyczną z uwzględnieniem strat przesyłu – kolumna nr 5 w tabeli nr 2. Dla energii elektrycznej wyprodukowanej i sprzedanej do Krajowej Sieci Elektroenergetycznej przyjmuje się wskaźnik emisji dwutlenku węgla jak dla energii wyprodukowanej w typowej (przeciętnej) elektrowni zasilającej Krajową Sieć Elektroenergetyczną bez uwzględnienia strat przesyłu – kolumna nr 4 w tabeli nr 2. Eedod = 3600 * ( QeunW * WeW + QeunSP* WeSP [ GJ ] ( 21 ) gdzie: QeunW – wartość rocznej produkcji energii elektrycznej ponad ilość produkowaną w dotychczasowej instalacji i wykorzystanej na potrzeby własne lub lokalnego odbiorcy (przy nowej instalacji odpowiada całkowitej ilości produkowanej energii elektrycznej na potrzeby własne lub lokalnego odbiorcy) WeW - wskaźnik emisji dwutlenku węgla przy produkcji en elektr w elektrowniach zasilających krajowy system elektroenergetyczny z uwzględnieniem strat przesyłu (z tab. 2 kol 5) QeunSP – wartość rocznej produkcji energii elektrycznej ponad ilość produkowaną w dotychczasowej instalacji i sprzedanej do Zakładu Energetycznego zasilającego Krajowy System Elektroenergetyczny (przy nowej instalacji odpowiada całkowitej ilości produkowanej energii elektrycznej sprzedawanej do Zakłady Energetycznego) WeSP - wskaźnik emisji dwutlenku węgla przy produkcji en elektr w elektrowniach zasilających krajowy system elektroenergetyczny bez uwzględnienia strat przesyłu (z tab. 2 kol 4). Zastąpiona emisja dwutlenku węgla z dodatkowo wyprodukowanej energii cieplnej określa się jako sumę emisji z wyprodukowanej energii cieplnej wykorzystanej na potrzeby własne i emisji z wyprodukowanej energii cieplnej sprzedanej odbiorcom zewnętrznym. Dla energii cieplnej wyprodukowanej na potrzeby własne przyjmuje się wskaźnik emisji dwutlenku węgla jak dla energii wyprodukowanej w przedsiębiorstwie odpowiedniego typu zaopatrującym miejską siec ciepłowniczą, z uwzględnieniem strat przesyłu ciepła w miejskiej sieci ciepłowniczej – kolumna nr 5 w tabeli nr 2. Dla energii cieplnej wyprodukowanej i sprzedanej odbiorcom zewnętrznym przyjmuje się wskaźnik emisji dwutlenku węgla jak dla energii wyprodukowanej w przedsiębiorstwie odpo- 10 wiedniego typu zaopatrującym miejską/lokalną siec ciepłowniczą, bez uwzględnienia strat przesyłu ciepła w miejskiej/lokalnej sieci ciepłowniczej – kolumna nr 5 w tabeli nr 2. Ecdod = QcunW*WcW + QcunSP * WcSP [ GJ ] ( 22 ) QcunW – wartość rocznej produkcji użytecznej energii cieplnej ponad ilość produkowaną w dotychczasowej instalacji i wykorzystywanej na potrzeby własne (przy nowej instalacji odpowiada całkowitej ilości produkowanej użytecznej energii cieplnej wykorzystanej na potrzeby własne) WcW - wskaźnik emisji dwutlenku węgla przy produkcji energii cieplnej z dostępnych lokalnie systemów ciepłowniczych określonych z tab.2 zależnie od stosowanego w tych systemach paliwa i z uwzględnieniem strat przesyłu ciepła (kolumna nr 5 w tabeli nr 2) QcunSP – wartość rocznej produkcji użytecznej energii cieplnej ponad ilość produkowaną w dotychczasowej instalacji i sprzedawanej odbiorcom zewnętrznym (przy nowej instalacji odpowiada całkowitej ilości produkowanej użytecznej energii cieplnej i sprzedawanej odbiorcom zewnętrznym) WcSP - wskaźnik emisji dwutlenku węgla przy produkcji energii cieplnej z dostępnych lokalnie systemów ciepłowniczych określonych z tab.2 zależnie od stosowanego w tych systemach paliwa bez uwzględnienia strat przesyłu ciepła (kolumna nr 4 w tabeli nr 2). Tabela nr 2 Wskaźniki emisji dwutlenku węgla dla standardowych źródeł ciepła i energii elektrycznej odniesione do jednostki dostarczonej energii elektrycznej lub cieplnej Wskaźnik emisji Wskaźnik emiCO2 dla produksji CO2 tylko Rodzaj źródła energii cji energii z Lp. jednostka dla produkcji cieplnej/elektrycznej uwzględnieniem energii (loco strat przesyłu producent) (loco odbiorca) 1 2 3 4 5 1 Typowa elektrownia zasilająca krajową siec elektroenergetyczną kg/GJ en elektr 267,6 304,0 2 Typowa ciepłownia z kotłami węglowymi zasilająca miejską/lokalną sieć kg/GJ en cieplnej 126,5 143,7 11 jednostka Wskaźnik emisji CO2 tylko dla produkcji energii (loco producent) Wskaźnik emisji CO2 dla produkcji energii z uwzględnieniem strat przesyłu (loco odbiorca) 3 Typowa elektrociepłownia z kotłami węglowymi zasilająca miejską/lokalną sieć ciepłowniczą kg/GJ en cieplnej 120,0 136,0 4 Typowa ciepłownia z kotłami gazowymi zasilająca miejską/lokalną sieć ciepłowniczą kg/GJ en cieplnej 65,5 74,4 Lp. Rodzaj źródła energii cieplnej/elektrycznej ciepłowniczą Wyprodukowaną ilość energii elektrycznej i cieplnej w instalacji po wykonaniu projektu w stosunku ponad ilość energii cieplnej i elektrycznej produkowanej w dotychczasowym układzie określa się z poniższych zależności. Wartość rocznej produkcji energii elektrycznej ponad ilość produkowaną w dotychczasowej instalacji (przy nowej instalacji odpowiada całkowitej ilości produkowanej energii elektrycznej) Qeun = (Qesg+ Qespg ) - (Qe2sg+ Qe2spg ) gdzie: Qesg – jak we wzorze (16) Qespg – jak we wzorze (16) Qe2sg – jak we wzorze (16) Qe2spg – jak we wzorze (16) Wartość rocznej produkcji energii cieplnej ponad ilość produkowaną w dotychczasowej instalacji (przy nowej instalacji odpowiada całkowitej ilości produkowanej energii cieplnej) Qcun = (Qcsg+ Qcspg ) - (Qc2sg+ Qc2spg ) gdzie: Qcsg – jak we wzorze (16) Qcspg – jak we wzorze (16) Qc2sg – jak we wzorze (16) Qc2spg – jak we wzorze (16) 12 1.3 Przykłady Przykład nr 1 Założenia wyjściowe Budowa nowej instalacji kogeneracyjnej opartej o spalanie miału węglowego Instalacja zasila w ciepło technologiczne i energię elektryczną linie technologiczne w zakładzie produkcyjnym tj. energia elektryczna i cieplna będzie przeznaczona na potrzeby własne. Założenia do budowy instalacji 13 Budowa instalacji składającej się z kotła parowego opalanego miałem węglowym o mocy cieplnej maksymalnej 5,8 MWc i silnika parowego z generatorem o mocy elektrycznej 0,67 MWe . Instalacja dostarcza maksymalnie na cele technologiczne maksymalnie 4,6 MWc w postaci pary niskoprężnej . Wymagana maksymalna moc cieplna w paliwie 6,7 MWc. Instalacja będzie wykorzystywana cały rok, w sezonie grzewczym średnia moc cieplna eksploatacyjna 4,4 MWc, średnia moc elektryczna 0,65 MWe, moc cieplna w doprowadzanym paliwie 6,5 MWc w sezonie poza-grzewczym średnia moc cieplna eksploatacyjna 4 MWc, średnia moc elektryczna 0,59 MWe, moc cieplna w doprowadzanym paliwie 6,0 MWc Czas trwania sezonu grzewczego ( z PN-82/B-02403 ) tsg = 222 doby * 24 h/dobę = 5328 h. Czas trwania sezonu poza-grzewczego tspg = 8760 – 5328 = 3522 h Średnia wartość opałowa biomasy – 22 MJ/kg Obliczenia 1. Obliczenia ilości paliwa i energii w paliwie zużywanej przez wybudowaną instalację a) Sprawność wytwarzania energii elektrycznej - na pdst w/w założeń projektowych ηesg = 10,0 % ηespg = 9,1 % b) Sprawność wytwarzania energii cieplnej - na pdst w/w założeń projektowych ηcsg = 68,0 % ηesg = 67,1 % Ilość energii elektrycznej i cieplnej wyprodukowane w sezonie grzewczym i poza-grzewczym (wg wzorów ( 6) i ( 7 )) Ilość energie elektrycznej Qek = Mek * tk *10-3 [GWh/sezon] (6) Qesg = 0,65 * 5328/100 = 3,46 [GWh/sezon] Qespg = 0,6 * 3522/100 = 2,11 [GWh/sezon] 14 Ilość energie cieplnej Qck = 3,6 * Mck * tk [GJ/sezon] Qcsg = 3,6 * 4,4 * 5328 = 84395 [GJ/sezon] Qcspg = 3,6 * 4,0 * 3522 = 50717 [GJ/sezon] (7) Ilość paliwa zużytego w ciągu roku w instalacji po przebudowie (wg wzoru ( 5 )) P1 = (3.6*105 Qesg + 100Qcsg)/((ηesg+ηcsg )*U1 ) +(3.6*105 *Qespg+100Qcspg )/((ηespg +ηcspg )*U1 ) [ t/rok ] (5) P1 = (3.6*105 *3,46+100*84395)/((10+68)*22)+(3,6*105 *2,11+100* 50717)/((9,1+67,1)*22) = 9122 t/rok Q1 – ilość energii dostarczonej z paliwem zużytym w ciągu roku [GJ/rok] Q1 = P1*U1 [GJ/rok] (3) Q1 = 9122 * 22 = 200684 GJ/rok W1 - wskaźnik emisji dwutlenku węgla z stosowanego paliwa -węgiel kamienny- wynosi z tabeli nr 1 W1= 94,85 kg/GJ Roczna emisja dwutlenku węgla z wybudowanej instalacji E1 = 10-3 * Q1 * W1 [t/rok] (2) E1 = 10-3 * 200684 * 94,85 = 19035 t/rok Roczna emisja dwutlenku węgla przed wykonaniem projektu emisja uniknięta). W wyniku zbudowania instalacji zostanie zlikwidowana produkcja ciepła w starej instalacji (ograniczenia pracy kotłów węglowych) oraz zostanie dodatkowo produkowana energia elektryczna. 15 Obniżenie emisji dwutlenków węgla powstaje w wyniku uniknięcia emisji dwutlenku węgla z obniżonej produkcji energii cieplnej w dotychczasowej ciepłowni oraz z unikniętej emisji dwutlenku węgla związanej z produkcją i przesyłem energii elektrycznej z Krajowej Sieci Energetycznej. Uniknięta emisja dwutlenku węgla związana z wyprodukowana energie elektryczną Eedod = 3600 * Qeun* We ( 21 ) Wskaźnik emisji dwutlenku węgla określa się z tabeli nr 2 kol 5 poz. 1 We = 304,0 kg/GJ Qeun = Qesg + Qespg Qeun = 3,46 + 2,11 = 5,57 GWh Eedod = 3,6 * 5,57 * 304,0 = 6096 t/rok Uniknięta emisja dwutlenku węgla związana z brakiem konieczności podłączania się do Lokalnej Sieci Ciepłowniczej. Ecdod = 0,001 * Qcun*WcLSC [ GJ ] ( 22 ) Wskaźnik emisji dwutlenku węgla określa się z tabeli nr 2 kol 5 poz. 2 WcLSC = 143,7 kg/GJ Qcun = Qcsg + Qcspg Qeun = 84395 + 50707 = 135112 GJ/rok Ecdod = 0,001 * 135112 * 143,7 = 19416 t/rok Wielkość emisji unikniętej w wyniku realizacji projektu E2 = Eedod + Ecu = 6096 + 19416 = 25512 t/rok Oszczędności w emisji dwutlenku węgla wynikających z realizacji projektu wynosi ΔE = E2 – E1 = 25512 - 19035 = 6477 t/rok 16 Roczne obniżenie emisji dwutlenku węgla w wyniku zrealizowania projektu wynosi ΔE = 6477 ton w ciągu roku Przykład nr 2 Założenia wyjściowe Stan przed przebudową Ciepłownia węglowa z kotłami wodnymi o mocy cieplnej maksymalnej 50 MWc Średnia moc cieplna w sezonie poza-grzewczych 5MWc. Ciepłownia opalana miałem węglowym o wartości opałowej 22 MJ/kg. Średnia sprawność cieplna kotłowni w sezonie grzewczym 83%, średnia sprawność cieplna kotłowni w sezonie poza-grzewczym 80%. Założenia do przebudowy instalacji Budowa instalacji składającej się z kotła parowego opalanego biomasą (zrębki pochodzenia leśnego i rolnego) o mocy cieplnej maksymalnej 10,8 MWc i turbiny parowej przeciwprężnej z 17 generatorem o mocy elektrycznej 2,1 MWe. Instalacja dostarcza maksymalnie 8,0 MWc w postaci pary niskoprężnej. Ciepło z pary grzewczej w stacji wymienników ciepła będzie zamieniane na ciepło w gorącej wodzie wykorzystywanej do ogrzewania budynków osiedli mieszkaniowych i przygotowania CWU. Energia elektryczna będzie sprzedawana do sieci zarządzanej przez Zakład Energetyczny. Wymagana moc cieplna w paliwie 12,6 MWc. Instalacja będzie wykorzystywana cały rok, w sezonie grzewczym średnia moc cieplna eksploatacyjna 7,5 MWc, średnia moc elektryczna 1,95 MWe w sezonie poza-grzewczym średnia moc cieplna eksploatacyjna 5 MWc, średnia moc elektryczna 1,1 MWe Czas trwania sezonu grzewczego (z PN-82/B-02403) tsg = 222 doby * 24 h/dobę = 5328 h. Czas trwania sezonu poza-grzewczego tspg = 8760 – 5328 = 3522 h Średnia wartość opałowa biomasy – 12 MJ/kg Obliczenia 1. Obliczenia ilości paliwa i energii w paliwie zużywanej przez instalację po wykonaniu przebudowy a) Sprawność wytwarzania energii elektrycznej - na pdst w/w założeń projektowych ηesg = 16,6 % ηespg = 14,1 % b) Sprawność wytwarzania energii cieplnej - na pdst w/w założeń projektowych ηcsg = 63,4 % ηesg = 61,4 % Ilość energii elektrycznej i cieplnej wyprodukowane w sezonie grzewczym i poza-grzewczym ( wg wzorów ( 6 ) i ( 7 ) ) Ilość energie elektrycznej Qek = Mek * tk *10-3 [GWh/sezon] (6) Qesg = 1,95 * 5328 = 10,4 [GWh/sezon] 18 Qespg = 1,1 * 3522 = 3,9 [GWh/sezon] Ilość energii cieplnej Qck = 0,278 * Mck * tk [GJ/sezon] (7) Qcsg = 3,6 * 7,5 * 5328 = 143856 [GJ/sezon] Qcspg = 3,6 * 5 * 3522 = 63396 [GJ/sezon] Ilość paliwa zużytego w ciągu roku w instalacji po przebudowie (wg wzoru ( 5 )) - w związku z tym że po wykonaniu przebudowy instalacji paliwem jest biomasa, dla której wskaźnik emisji dwutlenku węgla wynosi zero tj W1 = 0 ilości paliwa można nie liczyć bo roczna emisja dwutlenku węgla będzie równa zero E1 = 0,0 Roczna emisja dwutlenku węgla przed wykonaniem projektu (emisja uniknięta). W wyniku zastosowania zbudowanej instalacji zostanie zlikwidowana produkcja ciepła w starej instalacji (ograniczenia pracy kotłów węglowych) oraz zostanie dodatkowo produkowana energia elektryczna. Obniżenie emisji dwutlenku węgla powstaje w wyniku uniknięcia emisji dwutlenku węgla z obniżonej produkcji energii cieplnej w dotychczasowej ciepłowni oraz z unikniętej emisji dwutlenku węgla związanej z produkcją energii elektrycznej z Krajowej Sieci Energetycznej. Uniknięta emisja dwutlenku węgla związana z wyprodukowana energie elektryczną Eedod = 3600 * Qeun* We ( 21 ) Wskaźnik emisji dwutlenku węgla określa się z tabeli nr 2 kol 4 poz. 1 We = 267,6 kg/GJ Qeun = Qesg + Qespg Qeun = 10,4 + 3,9 = 14,3 GWh Eedod = 3,6 * 14,3 * 267,6 = 13776 t/rok Uniknięta emisja dwutlenku węgla związana z ograniczeniem wytwarzania energii cieplnej w instalacji przed przebudową. Obliczenia emisji dwutlenku węgla po przebudowie instalacji Wskaźnik emisji dwutlenku węgla określa się z tabeli nr 2 kol 4 poz. 2 19 Ecdod = 0,001 * Qcun*WcLSC [ GJ ] ( 22 ) WcLSC = 126,5 kg/GJ Qcun = Qcsg + Qcspg Qeun = 143856 + 63396 = 207252 GJ/rok Ecdod = 0,001 * 207252 * 126,5 = 26217 t/rok Wielkość emisji unikniętej w wyniku realizacji projektu E2 = Eedod + Ecu = 13776 + 26217 = 39993 t/rok Oszczędności w emisji dwutlenku węgla wynikających z realizacji projektu wynosi ΔE = E2 – E1 = 39993 - 0 = 39993 t/rok Roczne obniżenie emisji dwutlenku węgla w wyniku zrealizowania projektu wynosi ΔE = 39993 ton w ciągu roku 20 Załącznik do wniosku o dofinansowanie projektu w ramach programu operacyjnego infrastruktura i środowisko działanie 9.4 – wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych 2 2.1 Wstęp W ramach działania wspierane będą inwestycje w zakresie budowy jednostek wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła ze źródeł odnawialnych W ramach działania wspierane będą projekty dotyczące budowy lub zwiększenia mocy jednostek wytwarzania energii elektrycznej wykorzystujących energię wiatru, wody w małych elektrowniach wodnych do 10MW, biogazu i biomasy albo projekty dotyczące budowy lub zwiększenia mocy jednostek wytwarzania ciepła przy wykorzystaniu energii geotermalnej lub słonecznej. Działanie nie dotyczy współspalania biomasy lub biogazu z paliwami kopalnymi oraz spalania odpadów komunalnych. Przykładowe rozwiązania: Budowa lub rozbudowa instalacji produkującej en elektryczną Elektrownia wiatrowa Elektrownia wodna < 10 MW Elektrownia opalana biomasą (bez odpadów komunalnych) Elektrownia opalana biogazem (co z biogazem z oczyszczalni śmieci) Elektrownia opalana gazem wysypiskowym Elektrownia z kolektorami słonecznymi fotowoltaicznymi Budowa lub rozbudowa instalacji produkującej en cieplną Ciepłownia opalana biomasą (bez odpadów komunalnych) Ciepłownia opalana biogazem Ciepłownia opalana gazem wysypiskowym Ciepłownia geotermalna (wysokotemperaturowa) wykorzystująca głębokie odwierty Ciepłownia oparta na sprężarkowej pompie ciepła pobierającej ciepło z gruntu lub studni 21 Ciepłownia z wykorzystaniem kolektorów słonecznych 2.2 Oszacowanie obniżenia emisji dwutlenku węgla w wyniku realizacji projektu 2.2.1 Obliczenia oszczędności w emisji dwutlenku węgla wynikających z realizacji projektu w ramach działania 9.4 W celu obliczenia oszczędności w emisji dwutlenku węgla wynikających z realizacji projektu w ramach działania 9.4. należy skorzystać z następującego wzoru: ΔE = E1-E2 [t/rok] (1) gdzie: E1 – roczna emisja dwutlenku węgla zastąpiona (uniknięta) w wyniku realizacji projektu [t/rok], E2 – roczna emisja dwutlenku węgla z instalacji po realizacji projektu [t/rok]. Dla realizacji obejmujących następujące inwestycje Budowa lub rozbudowa instalacji produkującej en elektryczną Elektrownia wiatrowa Elektrownia wodna < 10 MW Elektrownia opalana biomasą ( bez odpadów komunalnych) Elektrownia opalana biogazem (co z biogazem z oczyszczalni śmieci) Elektrownia opalana gazem wysypiskowym Elektrownia z kolektorami słonecznymi fotowoltaicznymi Budowa lub rozbudowa instalacji kogeneracyjnych zasilanych z OZE Elektrociepłownia opalana biomasą ( bez odpadów komunalnych) 22 Elektrociepłownia opalana biogazem ( co z biogazem z oczyszczalni śmieci) Elektrociepłownia opalana gazem wysypiskowym Budowa lub rozbudowa instalacji produkującej en cieplną Ciepłownia opalana biomasą ( bez odpadów komunalnych) Ciepłownia opalana biogazem Ciepłownia opalana gazem wysypiskowym Ciepłownia z wykorzystaniem kolektorów słonecznych Wartość wskaźników emisji dwutlenku węgla odniesione do produkowanej energii przyjmuje się za zerowe tj. emisja dwutlenku węgla z tych instalacji nie występuje E2 = 0.0.. Dla realizacji obejmujących inwestycje budowa lub rozbudowa instalacji produkującej en cieplną Ciepłownia geotermalna ( wysokotemperaturowa) wykorzystująca głębokie odwierty i absorpcyjne pompy ciepła Ciepłownia oparta na sprężarkowej pompie ciepła pobierającej ciepło z gruntu lub studni należy określić ilość energii elektrycznej i/lub cieplnej niezbędnej do dostarczenia do instalacji celem zapewnienia możliwości zagospodarowania energii geotermalnej. 2.2.2 Roczna emisja dwutlenku węgla zastąpiona ( uniknięta) w wyniku realizacji projektu Wielkość emisji dwutlenku węgla zastąpioną ( uniknietą) w wyniku realizacji projektu określa się przyjmując że uniknięto emisję jaka by wystąpiła przy wyprodukowaniu tej samej ilości energii elektrycznej w krajowej sieci energetycznej i/lub cieplnej w lokalnej sieci ciepłowniczej. E1 = E1e + E1c 1000* ( Q1e * W1KSE + Q1c * W1LSC ) [t/rok] (2) 23 gdzie: E1e – roczna emisja dwutlenku węgla związana z produkcją energii elektrycznej z instalacji po realizacji projektu E1c – roczna produkcja dwutlenku węgla związana z produkcją energii cieplnej z instalacji po realizacji projektu W1KSE – wskaźnik emisji dwutlenku węgla dla standardowego źródła energii elektrycznej – typowej elektrowni zasilającej Krajową Sieć Elektroenergetyczną – wartość z tabeli nr 1 Zastąpiona emisja dwutlenku węgla z dodatkowo wyprodukowanej energii elektrycznej określa się jako sumę emisji z wyprodukowanej energii elektrycznej na potrzeby własne lub lokalnego odbiorcy i emisji z wyprodukowanej energii elektrycznej sprzedanej do krajowego systemu elektroenergetycznego. Dla energii elektrycznej wyprodukowanej na potrzeby własne przyjmuje się wskaźnik emisji dwutlenku węgla jak dla energii wyprodukowanej w typowej ( przeciętnej ) elektrowni zasilającej Krajową Sieć Elektroenergetyczną z uwzględnieniem strat przesyłu – kolumna nr 5 w tabeli nr 1. Dla energii elektrycznej wyprodukowanej i sprzedanej do Krajowej Sieci Elektroenergetycznej przyjmuje się wskaźnik emisji dwutlenku węgla jak dla energii wyprodukowanej w typowej ( przeciętnej ) elektrowni zasilającej Krajową Sieć Elektroenergetyczną bez uwzględnienia strat przesyłu – kolumna nr 4 w tabeli nr 2. E1e = 3600 * ( Q1eW * WeW + Q1eSP* WeSP [ GJ ] ( 21 ) gdzie: Q1eW – wartość rocznej produkcji energii elektrycznej ponad ilość produkowaną w dotychczasowej instalacji i wykorzystanej na potrzeby własne lub lokalnego odbiorcy ( przy nowej instalacji odpowiada całkowitej ilości produkowanej energii elektrycznej na potrzeby własne lub lokalnego odbiorcy ) WeW - wskaźnik emisji dwutlenku węgla przy produkcji en elektr w elektrowniach zasilających krajowy system elektroenergetyczny z uwzględnieniem strat przesyłu ( z tab. 1 kol 5 ) Q1eSP – wartość rocznej produkcji energii elektrycznej ponad ilość produkowaną w dotychczasowej instalacji i sprzedanej do Zakładu Energetycznego zasilającego Krajowy System Elektroenergetyczny ( przy nowej instalacji odpowiada całkowitej ilości produkowanej energii elektrycznej sprzedawanej do Zakłady Energetycznego ) 24 WeSP - wskaźnik emisji dwutlenku węgla przy produkcji en elektrycznej w elektrowniach zasilających krajowy system elektroenergetyczny bez uwzględnienia strat przesyłu (z tab. 1 kol 4). Zastąpiona emisja dwutlenku węgla z dodatkowo wyprodukowanej energii cieplnej określa się jako sumę emisji z wyprodukowanej energii cieplnej wykorzystanej na potrzeby własne i emisji z wyprodukowanej energii cieplnej sprzedanej odbiorcom zewnętrznym. Dla energii cieplnej wyprodukowanej na potrzeby własne przyjmuje się wskaźnik emisji dwutlenku węgla jak dla energii wyprodukowanej w przedsiębiorstwie odpowiedniego typu zaopatrującym miejską siec ciepłowniczą, z uwzględnieniem strat przesyłu ciepła w miejskiej sieci ciepłowniczej – kolumna nr 5 w tabeli nr 2. Dla energii cieplnej wyprodukowanej i sprzedanej odbiorcom zewnętrznym przyjmuje się wskaźnik emisji dwutlenku węgla jak dla energii wyprodukowanej w przedsiębiorstwie odpowiedniego typu zaopatrującym miejską/lokalną siec ciepłowniczą, bez uwzględnienia strat przesyłu ciepła w miejskiej/lokalnej sieci ciepłowniczej – kolumna nr 5 w tabeli nr 2. E1c = Q1cW*WcW + Q1cSP * WcSP [ GJ ] ( 22 ) Q1cW – wartość rocznej produkcji użytecznej energii cieplnej ponad ilość produkowaną w dotychczasowej instalacji i wykorzystywanej na potrzeby własne( przy nowej instalacji odpowiada całkowitej ilości produkowanej użytecznej energii cieplnej wykorzystanej na potrzeby własne) WcW - wskaźnik emisji dwutlenku węgla przy produkcji energii cieplnej z dostępnych lokalnie systemów ciepłowniczych określonych z tab.2 zależnie od stosowanego w tych systemach paliwa i z uwzględnieniem strat przesyłu ciepła (kolumna nr 5 w tabeli nr 2). Q1cSP – wartość rocznej produkcji użytecznej energii cieplnej ponad ilość produkowaną w dotychczasowej instalacji i sprzedawanej odbiorcom zewnętrznym (przy nowej instalacji odpowiada całkowitej ilości produkowanej użytecznej energii cieplnej i sprzedawanej odbiorcom zewnętrznym). WcSP - wskaźnik emisji dwutlenku węgla przy produkcji energii cieplnej z dostępnych lokalnie systemów ciepłowniczych określonych z tab.1 zależnie od stosowanego w tych systemach paliwa bez uwzględnienia strat przesyłu ciepła (kolumna nr 4 w tabeli nr 1) 25 Tabela nr 1 Wskaźniki emisji dwutlenku węgla dla standardowych źródeł ciepła i energii elektrycznej odniesione do jednostki dostarczonej energii elektrycznej lub cieplnej Wskaźnik emisji Wskaźnik emiCO2 dla produksji CO2 tylko Rodzaj źródła energii cji energii z Lp. jednostka dla produkcji cieplnej/elektrycznej uwzględnieniem energii (loco strat przesyłu producent) (loco odbiorca) 1 2 3 4 5 1 Typowa elektrownia zasilająca krajową siec elektroenergetyczną kg/GJ en elektr 267,6 304,0 2 Typowa ciepłownia z kotłami węglowymi zasilająca miejską/lokalną sieć ciepłowniczą kg/GJ en cieplnej 126,5 143,7 3 Typowa elektrociepłownia z kotłami węglowymi zasilająca miejską/lokalną sieć ciepłowniczą kg/GJ en cieplnej 120,0 136,0 4 Typowa ciepłownia z kotłami gazowymi zasilająca miejską/lokalną sieć ciepłowniczą kg/GJ en cieplnej 65,5 74,4 Roczna produkcja energii elektrycznej z instalacji Q1e określa zależność Q1e = Q1esg + Q1espg ( 2 ) [GWh/rok] (3) gdzie: Q1esg – ilość energii elektrycznej wyprodukowanej w sezonie grzewczym [GWH/sezon] Q1espg – ilość energii elektrycznej wyprodukowanej w sezonie poza-grzewczym [GWH/sezon] Roczna produkcja energii cieplnej z instalacji Q1c określa zależność Q1c = Q1csg + Q1cspg ( 3 ) [GJ/rok] (4) gdzie: Q1csg – ilość energii cieplnej wyprodukowanej w sezonie grzewczym [GWH/sezon] Q1cspg – ilość energii cieplnej wyprodukowanej w sezonie poza-grzewczym [GWH/sezon] 26 Ilość energii elektrycznej lub cieplnej Qek, Qck wyprodukowanej w sezonie grzewczym k = sg lub pozagrzewczym k= spg, w przypadku dostarczania energii cieplnej do celów grzewczych określa się na pdst projektowych danych technicznych planowanego przedsięwzięcia Ilość energii elektrycznej Qe2k Q1ek = M1ek * t1k *10-3 [GWh/sezon] (5) gdzie: M1ek – średnia moc elektryczna układu produkującego energetyczną i cieplną w sezonie grzewczym k=sg lub poza-grzewczym k=spg [MWe] tk – czas trwania sezonu grzewczego lub pozagrzewczego [ h ] określony na pdst Polskich Norm lub danych meteorologicznych IMiGW Ilość energii cieplnej Q1ck Q1ck = 3,6 * M1ck * t1k [GJ/sezon] (6) gdzie: M1ck – średnia moc cieplna układu produkującego en elektryczną i cieplną w sezonie grzewczym k=sg lub pozagrzewczym k=spg [MWc] tk – czas trwania sezonu grzewczego lub pozagrzewczego (określanego wg danych IMGWiŚ lub Polskiej Normy) [ h ] Roczną produkcję energii cieplnej z instalacji należy określić na pdst założeń projektowych w oparciu o przewidywane miesięczne zapotrzebowanie technologiczne. W przypadku gdy planowana instalacja będzie wykorzystywana wyłącznie do celów ciepłowniczych i będzie jedynym źródłem ciepła , średnie w sezonie grzewczym zapotrzebowanie na ciepło do celów ogrzewania należy określić zgodnie z prawem energetycznym, na pdst mocy maksymalnej i średnich miesięcznych mocy wykorzystywanej i średnich miesięcznych temperatur powietrza określonych dla danej miejscowości wg danych meteorologicznych IMiGW lub polskiej normy. 2.2.3 Roczna emisja dwutlenku węgla po realizacji projektu Przy realizacji obejmujących inwestycje: budowa lub rozbudowa instalacji produkującej en cieplną Ciepłownia geotermalna ( wysokotemperaturowa ) wykorzystująca głębokie odwierty 27 Ciepłownia oparta na sprężarkowej pompie ciepła pobierającej ciepło z gruntu lub studni Innych nowoczesnych technologii kogeneracyjnych zasilanych z OZE i pomocniczo wykorzystujących inne paliwa Należy określić ilość energii elektrycznej i/lub cieplnej niezbędnej do dostarczenia do instalacji celem zapewnienia możliwości zagospodarowania energii geotermalnej lub energii OZE. Roczną emisję dwutlenku węgla z instalacji po realizacji projektu E1 określa się z następującej zależności: E2 = 1000*Q2 * W2 [t/rok] (7) gdzie; Q2 – ilość energii dostarczonej z paliwem kopalnym zużytym w ciągu roku [GJ/rok] W2 - wskaźnik emisji dwutlenku węgla z stosowanego paliwa [kg/GJ] Ilość energii dostarczonej z paliwem Q2 określa się ze wzoru Q2 = P2 *U2 [GJ/rok] (8) gdzie: U2 – wartość opałowa paliwa [ MJ/kg] lub [MJ/m3] P2 – roczne zużycie paliwa w instalacji [t/rok], [tys m3/rok] Wskaźniki emisji dwutlenku węgla dla typowych paliw zestawiono w tabeli nr 1 Tabela nr 2 Wskaźniki emisji dwutlenku węgla ze spalania różnych paliw Lp. Rodzaj paliwa jednostka Wskaźnik emisji 1 Węgiel kamienny kJ/GJ 94,85 2 Węgiel brunatny kJ/GJ 107,83 3 Ropa naftowa kJ/GJ 72,60 4 Gaz ziemny kJ/GJ 55,82 5 Inne produkty naftowe kJ/GJ 109,76 28 6 Koks naftowy kJ/GJ 99,83 7 Koks i półkoks kJ/GJ 106,00 8 Gaz ciekły kJ/GJ 62,44 9 Benzyny silnikowe kJ/GJ 68,61 10 Benzyny lotnicze kJ/GJ 69,3 11 Paliwa odrzutowe kJ/GJ 70,79 12 Olej napędowy kJ/GJ 73,33 13 Oleje opałowe kJ/GJ 76,59 14 Gaz rafineryjny kJ/GJ 66,07 15 Gaz koksowniczy kJ/GJ 47,43 16 Gaz wielkopiecowy kJ/GJ 240,79 17 Biopaliwa, biogaz, biomasa, kJ/GJ itp. 0,00 Dla paliw nietypowych, nie umieszczonych w tabeli nr 2 wskaźnik emisji dwutlenku węgla można obliczyć z zależności: W2 = 3660 * C2 / U2 [kg/GJ] (9) Gdzie: C2 – udział masowy węgla pierwiastkowego w paliwie [kg/kg], [kg/Nm3] U2 – wartość opałowa paliwa [MJ/kg], [MJ/Nm3] Ilość paliwa zużytego w ciągu roku określa się ze wzoru P2 = (3.6*105 Qe2sg + 100Qc2sg)/((ηe2sg+ηc2sg )*U2 ) +(3.6*105 *Qe2spg+100Qc2spg )/((ηe2spg +ηc2spg )*U1 ) [ t/rok ] ( 10 ) gdzie; Qe2sg – ilość energii elektrycznej zużyta w sezonie grzewczym [GWh/sezon] Qe2spg – ilość energii elektrycznej zużyta w sezonie poza-grzewczym [GWh/sezon] Qc2sg – ilość użytecznej energii cieplnej zużytej w sezonie grzewczym [GJ/sezon] Qc2spg- ilość użytecznej energii cieplnej zużytej w sezonie poza-grzewczym [GJ/sezon] ηe2sg – udział procentowy dostarczonej energii elektrycznej w wyprodukowanej energii cieplnej, średnia w sezonie grzewczym [ % ] 29 ηe2spg- udział procentowy dostarczonej energii elektrycznej w wyprodukowanej energii cieplnej, średnia w sezonie poza-grzewczym [ % ] ηc2sg- udział procentowy dostarczonej energii cieplnej w wyprodukowanej energii cieplnej, średnia w sezonie grzewczym [ % ] ηc2spg - udział procentowy dostarczonej energii cieplnej w wyprodukowanej energii cieplnej, średnia w sezonie poza-grzewczym [ % ] U2 – jak we wzorze ( 3,4 ) Ilość energii elektrycznej lub cieplnej Qe2k, Qc2k zużytej w sezonie grzewczym k= sg lub pozagrzewczym k= spg, w przypadku dostarczania energii cieplnej do celów grzewczych określa się na pdst wykresu uporządkowanego obciążeń cieplnych Qe2k = Me2k * t2k *10-3 [GWh/sezon] ( 11 ) gdzie: Me2k – średnia moc elektryczna układu produkującego energetyczną i cieplną w sezonie grzewczym k=sg lub pozagrzewczym k=spg [MWe] t2k – czas trwania sezonu grzewczego lub pozagrzewczego [ h ] określony na pdst Polskich Norm lub danych meteorologicznych IMiGW Qc2k = 0,278 * Mck * tk [GJ/sezon] ( 12 ) gdzie: Mc2k – średnia moc cieplna układu produkującego en elektryczną i cieplną w sezonie grzewczym k=sg lub pozagrzewczym k=spg [MWc] t2k – czas trwania sezonu grzewczego lub pozagrzewczego (określanego wg danych IMGWiŚ lub Polskiej Normy) [ h ] Zapotrzebowanie dodatkowej energii elektrycznej lub cieplnej ηek, ηck niezbędnej do prawidłowego działania instalacji wykonanej w ramach projektu obliczana jest na pdst danych projektowych producentów instalacji w odniesieniu do energii zawartej w paliwie określonej za pomocą wartości opałowej, następująco ηek , ηck = 100*Qk/Upal ( 13 ) gdzie: Qk – Qe,Qc – uzyskana energia elektryczna/cieplna z 1kg paliwa stosowanego w instalacji Upal – wartość opałowa 1kg/1Nm3 paliwa [MJ/kg], [MJ/Nm3] 30 2.3 Przykłady Przykład nr 1 Założenia wyjściowe Założenia do budowy instalacji Budowa instalacji składającej się z kotła parowego opalanego biomasą (zrębki pochodzenia leśnego i rolnego) o mocy cieplnej maksymalnej 10,8 MWc i turbiny parowej przeciwprężnej z generatorem o mocy elektrycznej 2,1 MWe. Instalacja dostarcza maksymalnie 8,0 MWc w postaci pary niskoprężnej. Ciepło z pary grzewczej w stacji wymienników ciepła będzie zamieniane na ciepło w gorącej wodzie wykorzystywanej do celów technologicznych w zakładzie. Wymagana moc cieplna w paliwie 12,6 MWc. Instalacja będzie wykorzystywana cały rok, - w sezonie grzewczym średnia moc cieplna eksploatacyjna 7,5 MWc, średnia moc elektryczna 1,95 MWe - w sezonie poza-grzewczym średnia moc cieplna eksploatacyjna 5 MWc, średnia moc elektryczna 1,1 MWe Czas trwania sezonu grzewczego (z PN-82/B-02403) tsg = 222 doby * 24 h/dobę = 5328 h. Czas trwania sezonu poza-grzewczego tspg = 8760 – 5328 = 3522 h Średnia wartość opałowa biomasy – 12 MJ/kg Obliczenia 1. Obliczenia ilości paliwa i energii w paliwie zużywanej wytwarzanej przez instalację po wykonaniu przebudowy a) Sprawność wytwarzania energii elektrycznej - na pdst w/w założeń projektowych ηesg = 16,6 % ηespg = 14,1 % b) Sprawność wytwarzania energii cieplnej - na pdst w/w założeń projektowych ηcsg = 63,4 % ηesg = 61,4 % 31 Ilość energii elektrycznej i cieplnej wyprodukowane w sezonie grzewczym i poza-grzewczym ( wg wzorów ( 6) i ( 7 ) ) Ilość energii elektrycznej Q1ek = Mek * tk *10-3 [GWh/sezon] (5) Q1esg = 1,95 * 5328 = 10,4 [GWh/sezon] Q1espg = 1,1 * 3522 = 3,9 [GWh/sezon] Ilość energii cieplnej Q1ck = 3,6 * M1ck * t1k [GJ/sezon] (6) Q1csg = 3,6 * 7,5 * 5328 = 143856 [GJ/sezon] Q1cspg = 3,6 * 5 * 3522 = 63396 [GJ/sezon] W związku z tym, że po wykonaniu przebudowy instalacji paliwem jest biomasa, dla której wskaźnik emisji ditlenku węgla wynosi zero tj W1 = 0 ilości paliwa można nie liczyć, bo roczna emisja dwutlenku węgla będzie równa zero E1 = 0,0 2.3.1 Roczna emisja dwutlenku węgla uniknięta (zaoszczędzona) w wyniku wykonania projektu (emisja uniknięta) Eksploatacja zbudowanej instalacji pozwala unikniąć emisja dwutlenku węgla w wyniku nie podłączania odbiorców energii z instalacji do Krajowej Sieci Energetycznej i Lokalnej Sieci Ciepłowniczej. Uniknięta emisja dwutlenku węgla związana z wyprodukowana energie elektryczną. E1e = 3600 * Q1e* WeKSE ( 21 ) Wskaźnik emisji dwutlenku węgla określa się z tabeli nr 2 kol 5 poz. 1 WeKSE = 304,0 kg/GJ Q1e = Q1esg + Q1espg Q1e = 10,4 + 3,9 = 14,3 GWh E1e = 3,6 * 14,3 * 304,0 = 15650 t/rok Uniknięta emisja dwutlenku węgla związana z ograniczeniem wytwarzania energii cieplnej . E1c = 0,001 * Q1c* WcLSC [ GJ ] ( 22 ) Wskaźnik emisji dwutlenku węgla określa się z tabeli nr 2 kol 5 poz. 2 32 WcLSC = 143,7 kg/GJ Q1c = Q1csg + Q1cspg Q1e = 143856 + 63396 = 207252 GJ/rok E1cdod = 0,001 * 207252 * 143,7 = 29782 t/rok Wielkość emisji unikniętej w wyniku realizacji projektu E2 = Eedod + Ecu = 15650 + 29782 = 45432 t/rok Oszczędności w emisji dwutlenku węgla wynikających z realizacji projektu wynosi ΔE = E2 – E1 = 45432 - 0 = 45432 t/rok Roczne obniżenie emisji dwutlenku węgla w wyniku zrealizowania projektu wynosi ΔE = 45432 ton w ciągu roku 33 3 Zasada określania kosztów porównawczych „kwalifikowanych” W tym pkt. opracowania przedstawiono założenia do opracowania metodologii obliczania wydatków kwalifikowalnych (dla projektów OZE i CHP objętych horyzontalną pomocą publiczną na ochronę środowiska) stanowiącej załącznik do dokumentów notyfikacyjnych programy pomocowe w Komisji Europejskiej do działań 9.1 Wysokosprawne wytwarzanie energii i 9.4 Wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych. Wydatki kwalifikowalne oblicza się jako różnicę pomiędzy kosztami budowy poszczególnych technologii OZE/wysokosprawnej kogeneracji (CHP) oraz kosztami inwestycji porównywalnej zwanej „referencyjną” (inwestycja w źródło konwencjonalne o takiej samej rocznej produkcji energii, lecz mniej korzystnej pod względem ekologicznym). Od otrzymanej różnicy dodatkowo odejmuje się 5-letnie korzyści, jakie przedsiębiorca odniesie realizując inwestycję polegającą na budowie instalacji OZE zamiast budowy konwencjonalnego źródła energii. Wyższe koszty na inwestycje kogeneracyjne lub spalania biomasy powinny być zrekompensowane kosztami eksploatacyjnymi z uwzględnieniem kosztów oszczędności emisji ditlenku węgla. Kkwal = Kinvest – Kref - Oekspl [ tys zł ] (1) gdzie Kkwal – koszty dodatkowe poniesione na budowę lub rozbudowę instalacji wykonywaną w ramach działań 9.1 i 9.4 Kinvest – koszty inwestycyjne poniesione przez inwestora na budową lub rozbudowę instalacji wykonaną w ramach działań 9,1 i 9.4 Kref – koszty referencyjne tj. koszty jakie zostałyby poniesione na wykonanie klasycznej instalacji wytwarzającej energię elektryczną dla Krajowej Sieci Energetycznej i/lub na wykonanie klasycznej instalacji produkującej energię cieplną w Lokalnej Sieci Ciepłowniczej, Koszty te dotyczą tej ilości energii elektrycznej i/lub cieplnej która zostanie wyprodukowana w nowej/rozbudowanej instalacji ponad to co było produkowane w dotychczas działającej instalacji. Odpowiada to pozycjom z wzoru 20 i dodatkowo wzoru 21 i 22 działanie 9.1. lub pozycjom z wzoru 3 i 4 działanie 9.4 Oekspl – Oszczędności w kosztach eksploatacji instalacji wykonanej w ramach projektu w porównaniu z kosztami eksploatacji referencyjnych źródeł energii elektrycznej i/lub cieplnej. 34 Zasada określania kosztów 1) koszt poniesione na wykonanie projektu Kinvest . Koszt ten określa inwestor. Koszt obejmuje wykonanie nowej lub przebudowę istniejącej instalacji z uwzględnieniem kosztów związanych z odłączeniem lub likwidacją starej (klasycznej) instalacji. Ogółem wydatki inwestycyjne mogą obejmować koszty: Wydatki/koszty na dostawy i zakupy Dostawy lub zakup urządzeń i inwentarzowego wyposażenia technologicznego i sprzętu, będących środkami trwałymi. Dostawy instalacji, linii technologicznych. Nabycie wartości niematerialnych i prawnych: patentów, licencji. Wydatki/koszty na roboty Roboty ziemne i budowlano-montażowe (budowa, rozbudowa, modernizacja obiektów technologicznych, zespołów obiektów, budynków, sieci). Montaż urządzeń. Modernizacja i wymiana instalacji wewnętrznych. Systemy zarządzania energią i ich elementy. Instalacje w obiektach technologicznych. Rozruch urządzeń i instalacji wraz z materiałami eksploatacyjnymi do jego przeprowadzenia. Przyłącza doprowadzające media do obiektów technologicznych. Elementy ogrodzeń i zieleni chroniące obiekty technologiczne. Drogi i place technologiczne. Koszty regulacji instalacji. Wydatki/koszty pozostałe 35 Zapłacony podatek od towarów i usług (VAT) wykazany w fakturach rozliczanych przez NFOŚiGW, jeżeli beneficjentowi nie przysługuje prawo do obniżenia kwoty podatku należnego o kwotę podatku naliczonego lub ubiegania się o zwrot VAT. Koszty usług niezbędnych do realizacji inwestycji, w tym koszty nadzoru inwestorskiego i nadzoru autorskiego. W związku z tym, że koszty inwestycyjne są ponoszone przez przedsiębiorcę w okresie zwykle dłuższym niż 1 rok, podobnie jak w przypadku dodatkowych dochodów i oszczędności, które dotyczą okresu 5 lat po zakończeniu inwestycji, dlatego wydatki te należy dyskontować na dzień udzielenia pomocy. Do dyskontowania stosuje tzw. stopę dyskontową. Jest ona opublikowana w Obwieszczeniu Komisji w sprawie bieżących stóp procentowych od zwracanej pomocy publicznej i stóp referencyjnych/dyskontowych dla 25 Państw Członkowskich obowiązujących od dnia 1 stycznia 2007 r. (Dz. Urz. C 317, 23.12.2006, str. 2). Stopa dyskontowa dla Polski od dnia 1 stycznia 2007 r. wynosi 5,94% w stosunku rocznym. Dochody i oszczędności przedsiębiorcy, dotyczące okresu 5 lat po zakończeniu inwestycji, 5 będą dyskontowane na dzień udzielenia pomocy publicznej zgodnie z formułą CFi 1 r i 1 i , gdzie CFt oznacza przepływ gotówkowy w i –tym roku, r – stopę dyskonta, i – kolejny rok eksploatacji inwestycji. 2) koszty „referencyjne” Koszt ten związany jest z koniecznością budowy klasycznych instalacji wytwarzających energię elektryczną lub cieplną wyszczególnionych w tabeli nr 2 działanie 9.1 (rozdział 1 opracowania) lub w tabeli nr 1 działanie 9.4. (rozdział 2 opracowania). W tabeli nr 1 przedstawiono standardowe „referencyjne” koszty wykonania instalacji klasycznej odniesione do jednostki zainstalowanej mocy. Moc cieplną lub elektryczną dodatkową określa się jako moc niezbędną do zainstalowania żeby zapewnić dostawy dodatkowej energii cieplnej i elektrycznej jaka będzie wytwarzana po realizacji projektu wykonanego w ramach działania 9.1 lub 9.4. W tabeli nr 2 przedstawiono standardowe „referencyjne” koszty eksploatacji (wytworzenia) energii elektrycznej i/lub cieplnej odniesione do jednostki wyprodukowanej energii. Tabela nr 1 Koszt jednostkowe ponoszone na wykonanie standardowych źródeł ciepła i energii elektrycznej odniesione do mocy zainstalowanej Lp jednostka Rodzaj źródła energii cieplKoszt jed- 36 nej/elektrycznej nostkowy 1 Typowa elektrownia dostarczająca energię do Krajowej Sieci Elektroenergetycznej tys zł/MWe en elektr 4000 2 Typowa ciepłownia z kotłami węglowymi zasilająca Miejską Sieć Ciepłowniczą tys zł/MWc en cieplnej 750 3 Typowa elektrociepłownia z kotłami węglowymi zasilająca Miejską Sieć Ciepłowniczą tys zł/MWc en cieplnej 280 4 Typowa ciepłownia z kotłami opalanymi gazem ziemnym zasilająca Miejską Sieć Ciepłowniczą tys zł/MWc en cieplnej 320 Tabela nr 2 Koszt jednostkowe eksploatacji ponoszone w referencyjnych (standardowych) źródłach ciepła i energii elektrycznej odniesione do mocy zainstalowanej Lp Rodzaj źródła energii ciepljednostka Koszt jednej/elektrycznej nostkowy 1 Typowa elektrownia dostarczająca energię do Krajowej Sieci Elektroenergetycznej zł/MWhe en. elektr. 220 2 Typowa ciepłownia z kotłami węglowymi zasilająca Miejską Sieć Ciepłowniczą zł/GJ en cieplnej 44 3 Typowa elektrociepłownia z kotłami węglowymi zasilająca Miejską Sieć Ciepłowniczą zł/GJ en cieplnej 40 4 Typowa ciepłownia z kotłami opalanymi gazem ziemnym zasilająca Miejską Sieć Ciepłowniczą zł/GJ en cieplnej 57 Koszty jednostkowe eksploatacji zostały określone przy następujących cenach paliw: - węgiel energetyczny ( miał węglowy ) o wartości opałowej 20 GJ/kg - 258 zł/tonę - gaz ziemny ( średnia cena 1 Nm3 z uwzględnieniem opłat stałych i zmiennych ) – 1,22 zł/Nm3 W przypadku wystąpienia innych ( znacznie różnych ) cen zakupu paliwa w momencie sporządzania wniosku można uaktualnić koszt jednostkowy wytwarzania energii przyjmując udział kosztów paliwa w kosztach produkcji w wysokości 50% dla paliw węglowych i 80% dla gazu ziemnego. Tabela nr 3 Zestawienie referencyjnych instalacji dla różnych inwestycji OZE/ wysokosprawnej kogeneracji 37 Lp. Inwestycja OZE/ wysokosprawna kogeneracja 1 Elektrownie wiatrowe 2 Elektrownie wodne <10MW 3 Elektrownie na biomasę 4 Elektrownie na biogaz 5 EC na biomasę 6 EC na biogaz 7 EC na gaz wysypiskowy 9 EC geotermalne 10 EC na gaz ziemny 11 EC na węgiel kamienny 12 EC na węgiel brunatny 13 EC na paliwa ropopochodne 14 EC na biopaliwa 15 EC inne technologie 16 Ciepłownie geotermalne 17 Kolektory słoneczne 18 Pompy ciepła Elektrownie dostarczające en el dla Krajowej Sieci Energetycznej Elektrownie dostarczające en. el. dla Krajowej Sieci Energetycznej Ciepłownie dostarczające energię cieplną do Lokalnego Systemu Ciepłowniczy Ciepłownie dostarczające energię cieplną do Lokalnego Systemu Ciepłowniczego 3) Oszczędności w kosztach eksploatacji Oszczędności w ponoszonych kosztach eksploatacji powinny być obliczane przez odjęcie od kosztów eksploatacji źródła referencyjnego kosztów eksploatacji źródła OZE/CHP. Do kosztów eksploatacji nie należy zaliczać amortyzacji, ani odsetek od pożyczek i kredytów. Oszczędności przedsiębiorcy, dotyczące okresu 5 lat po zakończeniu inwestycji, należy dyskontować na dzień udzielenia pomocy publicznej zgodnie z formułą CFd CFi , (1 r ) i gdzie: CFt oznacza przepływ gotówkowy w i –tym roku, r – stopę dyskonta, i – kolejny rok dyskontowania kosztów eksploatacji lub inwestycji. 38 W kosztach eksploatacji należy uwzględnić dodatkowe dochody związane z budową OZE/CHP obejmujące m.in. dochody ze sprzedaży świadectw pochodzenia. Wartość świadectw pochodzenia które mogą zostać przeznaczone do sprzedaży na wolnym rynku określa się wg szacunkowej ceny jednostkowej 40 euro za tonę emisji CO2. 4) Koszty kwalifikowane Koszty kwalifikowane to nadwyżka nad kosztami jakie należałoby ponieść na wykonanie i eksploatację w przeciągu 5 lat (liczonych od zakończenia inwestycji) klasycznych (referencyjnych ) źródeł ciepła i/lub en elektrycznej zapewniającej dostarczenie takiej samej ilości energii elektrycznej i/lub cieplnej jaka będzie dostarczana po wykonaniu budowy lub rozbudowy instalacji wykonanej w ramach działania 9.1 i 9.4. Koszty kwalifikowane w oparciu o koszty/oszczędności zdyskontowane najwygodniej policzyć wg poniższego wzoru: n Kkwal = NPV i 0 CFi 1 r i gdzie: n – okres dyskontowania będący sumą okresu inwestycji i 5-letniego okresu eksploatacji, rok rozpoczęcia inwestycji jest liczony jako 0 ( zerowy) rok dyskontowania CFi – roczne przepływy gotówkowe, w okresie inwestycyjnym odpowiada różnicy kosztów inwestycyjnych i kosztów referencyjnych Kinvest – Kref , koszty referencyjne w danym roku należy określić proporcjonalnie do udziału kosztów inwestycyjnych w danym roku w łącznych kosztach inwestycyjnych. r – stopa dyskonta, i – kolejny rok dyskontowania kosztów eksploatacji lub inwestycji. Wartość wydatków kwalifikowanych w odniesieniu do jednostki energii będzie podstawą oceny projektu. 3.1 Przykłady Poniżej przedstawiono przykładowe wyliczenie kosztów kwalifikowanych dla opracowanego przez MG projektu. Założenia są przykładowe (np. cena sprzedaży certyfikatów) i w ostatecznych wytycznych należy wskazać bardziej aktualne wskaźniki. Przykład 1 39 Wydatki kwalifikowane dla elektrowni wiatrowej Założenia wyjściowe Elektrownia wiatrowa o maksymalnej mocy elektrycznej 10 MW. Wielkość produkcji i koszty inwestycyjne zostały określone na podstawie projektu inwestorskiego. Średnioroczna produkcja energii elektrycznej 24 000 MWh/rok. Pozostałe dane zestawiono w kolumnie 3 tabeli nr 4. Dla elektrowni wiatrowej źródłem referencyjnym jest zgodnie z tab. 3 elektrownia z Krajowej Sieci Energetycznej. Tabela nr 4 Porównanie kosztów dla elektrowni wiatrowej i źródła referencyjnego Lp. Elektrownia Elektrownia referencyjna wiatrowa 1. 2. 1. Moc [MW] 2. Produkcja energii elektrycznej [MWh/r] 3. 4. 3. 4. 10 10 24 000 24 000 Koszty inwestycji [mln zł] 54 45 Koszty operacyjne [mln zł] 0,58 3,6 - koszt paliwa [mln zł/rok] - pozostałe koszty operacyjne** [mln zł/rok] 5. Oszczędności w rocznych kosztach eksploatacji [mln zł/rok] 2,8 0,58 0.8 3,02 Wyniki obliczeń kosztów dla referencyjnego źródła energii elektrycznej umieszczono w kolumnie 4 tabeli nr 4. Obliczenia te są następujące: Koszty inwestycyjne źródła referencyjnego są następujące Kref = 10 MW * 4500 tys zł = 45 000 tys zł = 45 mln zł Koszty operacyjne Kopref = 24 000 MWh/r * 150 zł/MWh = 3600000 zł/r = 3,6 mln zł/rok Oszczędności w rocznych kosztach eksploatacji Oekspl = 3,6 – 0,58 = 3,02 mln zł Oszacowanie kosztów kwalifikowanych 40 Przyjęto stopę dyskontową w wysokości 6% Inwestycja będzie realizowana w ciągu dwóch lat Tabela nr 5 Oszacowanie zdyskontowanych kosztów inwestycyjnych i oszczędności w kosztach eksploatacji z uwzględnieniem dwuletniego cyklu inwestycyjnego Rok inwestycji Rok eksploatacji 0 1 1 2 3 4 5 Rok dyskontowania 1 Koszty operacyjne w przypadku elektrowni wiatrowej [mln zł] Zdyskontowane koszty operacyjne elektrowni wiatrowej [mln zł] Koszty operacyjne w przypadku elektrowni referencyjnej [mln zł] Zdyskontowane koszty operacyjne elektrowni referencyjnej [mln zł] 2 3 4 5 6 7 27,00 27,00 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 27,00 25,47 0,52 0,49 0,46 0,43 0,41 22,50 22,50 3,60 3,60 3,60 3,60 3,60 22,50 21,23 3,20 3,02 2,85 2,69 2,54 2,40 2,40 2,40 2,40 2,40 2,14 2,02 1,90 1,79 1,69 Koszty dodatkowe – certyfikaty [mln zł]* Zdyskontowane koszty dodatkowe certyfikaty [mln euro] Różnica kosztów inwestycyjnych Kinwest - Kref zdyskontowanych Całkowite 5-letnie oszczędności zdyskontowane [mln zł] 8,75 14,14 Koszty kwalifikowane [mln zł] 5,59 * przyjęto sprzedaż 50 % „zielonych certyfikatów” w ciągu roku i średnią cenę „zielonych certyfikatów” na poziomie 45 euro/MWh KOSZTY KWALIFIKOWANE - 5,59 mln zł Przykład nr 2 Wyliczenie kosztów kwalifikowanych dla projektu przedstawionego w przykładzie nr 2 z działania 9.1 rozdział 1 niniejszego opracowania . Założenia są przykładowe (i w ostatecznych wytycznych należy wskazać bardziej aktualne wskaźniki ). Wydatki kwalifikowane dla instalacji kogeneracyjnej opalanej biomasą Założenia wyjściowe 41 Budowana instalacji kogeneracyjnej opalanej biomasą o maksymalnej mocy elektrycznej 2.1 MWe i maksymalnej mocy cieplnej 8 MWc Wielkość produkcji i koszty inwestycyjne zostały określone na podstawie projektu inwestorskiego. Średnioroczna produkcja energii elektrycznej 14,3 GWh/rok. Średnioroczna produkcja energii cieplnej Pozostałe dane (również te określone w wcześniejszych obliczeniach) zestawiono w kolumnie 3 tabeli nr 6 . Dla instalacji kogeneracyjnej źródłami referencyjnymi są zgodnie z tab. 3 elektrownia z Krajowej Sieci Energetycznej i Miejska Sieć Ciepłownicza z kotłami węglowymi. Tabela nr 6 Porównanie kosztów dla instalacji kogeneracyjnej i źródła referencyjnego Lp. Instalacja ko- Elektrownia Ciepłownia generacyjna referencyjna referencyjna 1. 2. 3. 4. 5. 1. Moc elektryczna [MW] 2,1 2,1 14 300 14 300 8 2. Produkcja energii elektrycznej [MWh/r] 3. Moc cieplna [MW] 4. Produkcja energii cieplnej [GJ] 5. Koszty inwestycji [mln zł] 10 9,46 2,0 6. Koszty operacyjne [mln zł] 11 2,15 8,7 7. Oszczędności w rocznych kosztach eksploatacji [mln zł/rok] 8 8 207 252 207 252 -0,15 Wyniki obliczeń kosztów dla referencyjnego źródła energii elektrycznej umieszczono w kolumnie 4 tabeli nr 4 zaś dla referencyjnego źródła ciepła w kolumnie nr 5. Obliczenia te są następujące: Koszty inwestycyjne źródła referencyjnego są następujące Dla elektrowni Krajowej Sieci Energetycznej KrefE = 2,1 MW * 4500 tys zł = 9 460 tys zł = 9,46 mln zł Dla ciepłowni Miejskiej Sieci Cieplnej KrefC = 8,0 MW * 250 tys zł = 2 000 tys zł = 2,0 mln zł Koszty operacyjne 42 Elektrownia referencyjna KoprefE = 14 300 MWh/r * 150 zł/MWh = 2 145 000 zł/r = 2,145 mln zł/rok Ciepłownia referencyjna KoprefC = 207 252 GJ/r * 42 zł/GJ = 8704584 zł/r = 8,7 mln zł/rok Oszczędności w rocznych kosztach eksploatacji Koszty eksploatacji instalacji kogeneracyjnej KeksplK = 11 mln zł Koszty eksploatacji elektrowni referencyjnej ( na pdst. tab. nr 2 ) KeksplE = 14 300 MWh/rok * 150 zł/MWh = 2,15 mln zł/rok Koszty eksploatacji ciepłowni referencyjnej KeksplC = 207 252 GJ/rok * 42 zł/GJ = 8,7 mln zł/rok Oszczędności w rocznych kosztach eksploatacji Oekspl = KeksplE + KeksplC – KeksplK = 8,7 + 2,15 – 11 = -0,15 Uwaga: koszty eksploatacji po realizacji inwestycji będą nieznacznie wyższe od kosztów eksploatacji instalacji referencyjnych. Opłacalność przedsięwzięcia zapewni sprzedaż certyfikatów. 43 Oszacowanie kosztów kwalifikowanych Przyjęto stopę dyskontową w wysokości 6%. Inwestycja będzie realizowana w ciągu dwóch lat Tabela nr 7 Oszacowanie zdyskontowanych kosztów inwestycyjnych i oszczędności w kosztach eksploatacji z uwzględnieniem dwuletniego cyklu inwestycyjnego Rok inwestyRok eksploatacji cji 0 1 1 2 3 4 5 6 7 Rok dyskontowania 1 Koszty operacyjne w przypadku instalacji kogeneracyjnej [mln zł] Zdyskontowane koszty operacyjne instalacji kogeneracyjnej [mln zł] Koszty operacyjne w przypadku elektrowni referencyjnej [mln zł] Zdyskontowane koszty operacyjne elektrowni referencyjnej [mln zł] Koszty operacyjne w przypadku ciepłowni referencyjnej [mln zł] Zdyskontowane koszty operacyjne ciepłowni referencyjnej [mln zł] 2 3 4 5 5,00 5,00 11,00 11,00 11,00 11,0 0 11,0 0 5,00 4,72 9,79 9,24 8,71 8,22 7,75 4,73 4,73 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 4,73 4,46 1,91 1,80 1,70 1,60 1,51 1,00 1,00 8,70 8,70 8,70 8,70 8,70 1,00 0,94 7,75 7,31 6,89 6,50 6,14 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,33 1,26 1,19 1,12 1,06 Koszty dodatkowe – certyfikaty [mln zł]* Zdyskontowane koszty dodatkowe certyfikaty [mln euro] Różnica kosztów inwestycyjnych Kinwest - Kref zdyskontowanych Całkowite 5-letnie oszczędności zdyskontowane [mln zł] -1,41 5,36 Koszty kwalifikowane [mln zł] 6,77 * przyjęto sprzedaż 50 % „zielonych certyfikatów” w ciągu roku i średnią cenę „zielonych certyfikatów” na poziomie 45 euro/MWh KOSZTY KWALIFIKOWANE - 6,77 mln zł 44