Techniczno-ekonomiczna analiza porównawcza

Techniczno-ekonomiczna analiza porównawcza

Ź ródła ciepła i energii elektrycznej
Techniczno-ekonomiczna analiza porównawcza
budowy gazowych układów kogeneracyjnych
małej mocy z silnikiem tłokowym lub turbiną gazową
Technical and economical analysis of the project of the small scale CHP systems
with reciprocating engine or gas turbine
Janusz Skorek
Wprowadzenie
Przeprowadzono ocenę wpływu
wybranych parametrów technicz­
nych, eksploata­cyjnych i ceno­
wych na wskaźniki opłacalności
budowy gazowych układów koge­
neracyjnych małej mocy. Analizy
dokonano na przykładzie układu
CHP z gazowym silnikiem tłoko­
wym (dla dwóch poziomów mocy
cieplnej i elektrycznej) lub turbiną
gazową zasilanych gazem ziem­
nym systemowym. Określono
wpływ sprawności elektrycznej
modułu CHP i eksploatacyj­nego
wskaźnika skojarzenia na podsta­
wowe składniki kosztów i przy­
chodów z eksploatacji układu.
Paper presents an estimation of
influence of selected technical and
financial parameters on the
economical effectiveness of the
small scale cogeneration systems.
Analysis has been carried out on
the example of small scale CHP
with reciprocating gas engine (for
two levels of nominal heat power)
or gas turbine supplied by natural
gas. The influence of electrical
efficiency of the CHP module and
electricity-to-heat ratio on the
exploitation costs and incomes of
the whole cogeneration system.
prof. dr hab. inż. Janusz Skorek – Instytut Techniki Cieplnej Politechnika Śląska
28 Energię elektryczną i ciepło/zimno można produkować w układach roz­dzielonych
(tzn. w elektrowniach oraz ciepłowniach) i w układach (kogeneracyjnych (CHP). Celo­
wość stosowania kogeneracji wynika przede wszystkim z przesłanek termodynamicz­
nych, prowadzących do uzyskania zmniejszenia zużycia paliw pierwotnych w porów­
naniu z rozdzieloną produkcją nośników energii. Zmniejszenie zużycia paliw pier­
wotnych (i równoczesne zmniejszenie szkodliwych emisji) ma przede wszystkim
wymiar globalny, np. w skali gospodarki danego kraju, czy w skali całego świata.
W ostatnich dwóch dekadach obserwuje się na świecie niezwykle dynamiczny przy­
rost liczby i mocy układów energetyki gazowej, a zwłaszcza układów kogeneracyjnych.
Coraz bardziej znaczący w tej grupie staje się udział układów CHP małej mocy wpisu­
jących się w obszar energetyki rozproszonej [1], [2].
Cechą charakterystyczną układów energetyki rozproszonej jest to, że bardzo często
pracują one bezpo­średnio na potrzeby obiektu, w którym zostały zainsta­lowane. Ener­
gia elektryczna może być w całości zużyta w obiekcie, jak też sprzedana do sieci lub
odbiorcom końcowym.
Za stosowaniem zasilanych paliwami gazowymi układów CHP przemawia wiele
przesłanek, wśród których do najważniejszych można zaliczyć:
–– wysokie sprawności energetyczne urządzeń i bardzo małe wskaźniki emisji,
–– postęp techniczny w budowie urządzeń wytwórczych (gazowe silniki tłokowe, turbi­
ny gazowe, mikroturbiny gazowe),
–– małe rozmiary (małe zapotrzebowanie terenu),
–– optymalne dopasowanie układu do potrzeb odbiorcy,
–– możliwość spalania gazów odpadowych (np. biogazów, gazów kopalnianych itp.),
–– możliwość lokalizacji układu blisko odbiorców.
Małe układy kogeneracyjne znajdują zastosowanie zazwyczaj w miejscach, gdzie
przez odpowiednio dużą liczbę godzin w roku występuje odpowiednio wysokie zapo­
trzebowanie na ciepło i energię elektryczną. Zapotrzebowanie to zazwyczaj zmienia się
w poszczególnych godzinach doby, a charakter tej zmienności uzależniony jest od pory
roku i procesów realizowanych w zasilanych obiektach. Zmienność i wielkość zapotrze­
bowania na nośniki energii mają zasadniczy wpływ na wielkość i konfigurację układu
kogeneracyjnego.
Wszystkie wymienione przesłanki przemawiają za rozwojem kogeneracji gazo­
wej małych mocy. Należy jednak podkreślić, że o podjęciu ostatecznej decyzji inwe­
stycyjnej i o wyborze konkretnej konfiguracji układu musi zdecydować rachunek
ekonomiczny.
W dalszej kolejności przeprowadzono ocenę wpływu wybranych parametrów tech­
nicznych, eksploata­cyjnych i cenowych na wskaźniki opłacalności budowy gazowego
układu CHP małej mocy. Analizy dokonano na przykładzie układu CHP na bazie silnika
tłokowego lub turbiny gazowej. Paliwem jest gaz ziemny systemowy. Określono wpływ
sprawności elektrycznej modułu CHP i eksploatacyj­nego wskaźnika skojarzenia na pod­
stawowe składniki kosztów i przychodów z eksploatacji układu.
4/2012
www.informacjainstal.com.pl
Nawet najbardziej korzystne wskaźniki efektywności energetycznej i ekologicznej nie są czynnikiem przesądzającym o realizacji
projektu inwestycyjnego budowy układu kogeneracyjnego. Przesłanką dla takiej decyzji może być jedynie pozytywny efekt ekonomicz­
ny. Możliwy do uzyskania efekt ekonomiczny (wyrażony np. wartością bieżącą projektu NPV) zależy jednak od wielu czynników,
spośród których najważniejsze to:
–– przebieg zmienności zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną,
–– cena paliwa, ciepła i energii elektrycznej, świadectw pochodzenia energii elektrycznej,
–– konfiguracja układu, charakterystyka techniczna instalowanych urządzeń (moc, spraw­ność, wskaźnik skojarzenia oraz ich możli­
we zmiany w trakcie pracy),
–– tryb pracy układu CHP.
Najkorzystniejsze efekty są uzyskiwa­ne, gdy układ dobrano optymalnie dla danych warunków technicznych i ekonomicznych.
Zgodnie z obowiązującymi standardami miarą opłacalności inwestycji są dyskontowe wskaźniki opłacalności. Głównym wskaź­
nikiem opłacalności jest wartość bieżąca netto po zakończeniu eksploatacji obiektu NPV, wewnętrzna stopa zwrotu kapitału inwesty­
cyjnego IRR oraz zdyskontowany czas zwrotu poniesionych nakładów DPB. Inwestycja jest opłacalna, jeżeli jest spełniony warunek
uzyskania dodatniego efektu ekonomicznego, tzn. NPV>0. Oprócz tego inwestycja musi się cechować odpowiednio krótkim czasem
zwrotu nakładów i odpowiednio dużą wartością stopy zwrotu IRR.
Ostateczny efekt ekonomiczny budowy układu kogeneracyjnego zależy od wielu czynników, które można podzielić na dwie
zasadnicze grupy:
a) czynniki techniczno-eksploatacyjne (mikroekonomiczne) inwestycji:
–– sprawności wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (wysokie w przypadku układów gazowych),
–– roczny stopień wykorzystania nominalnej mocy elektrycznej i cieplnej,
–– jednostkowe nakłady inwestycyjne na gazowe układy energetyczne (niższe w porównaniu z innymi technologiami energetyczny­
mi),
–– czasy rozruchu i odstawienia od pracy (bardzo krótkie dla układów gazowych),
–– możliwość optymalnego dostosowania układu do potrzeb odbiorcy (wysoka dla układów gazowych)
–– uciążliwość dla środowiska (niska dla układów gazowych dzięki stosowaniu paliw gazowych i wysokich sprawności wytwarzania
energii elektrycznej i ciepła,
–– rozmiary układu – zapotrzebowanie terenu (niskie dla układów gazowych),
b) czynniki makroekonomiczne:
–– wysokość kosztu pozyskania kapitału inwestycyjnego (wielkość stopy dyskonta),
–– wielkość i struktura cen paliw gazowych (głównie gazu ziemnego),
–– ceny energii elektrycznej i ich struktura taryfowa; dotyczy to zarówno cen sprzedaży odbior­com zewnętrznym (np. spółkom elek­
troenergetycznym), jak i cen zakupu energii elektrycznej (uniknięcie zakupu),
–– ceny sprzedaży ciepła,
–– ceny świadectw pochodzenia wytworzenia energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji (świadectwa „żółte”, „czerwone”
i „fioletowe”),
–– ceny świadectw pochodzenia wytworzenia energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych np. z biogazów (świadectwa „zielone”),
–– koszty opłat za korzystanie ze środowiska.
O ile czynniki typu technicznego i eksploatacyjnego zależą w pewnym stopniu od decyzji inwestora (wybór technologii, urządzeń,
lokalizacji, rodzaju odbiorców itp.) to czynniki makroekonomiczne choć wpływają bardzo istotnie na efekty ekonomiczne inwestycji,
są w zasadzie niezależne od procesu decyzyjnego.
Pomiędzy parametrami technicznymi i eksploatacyjnymi a czynnikami makroekonomicz­nymi istnieją zależności, których znajomość
pozwala skuteczniej przeprowadzać dobór struktury układu energetycznego na poziomie studiów możliwości czy wykonalności. Wnio­
ski z takich analiz mogą być też pomocne w procesie techniczno-ekonomicznej optymalizacji doboru układu i warunków jego eksplo­
atacji.
Jako miarę opłacalności projektu inwestycyjnego można przyjąć podstawowy wskaźnik dyskontowy jakim jest wskaźnik NPV:
Źródła ciepła i energii elektrycznej
Czynniki warunkujące efektywność ekonomiczną układów kogeneracyjnych
gdzie:
CFt – przepływy pieniężne (dla obliczeń NPV) w kolejnym roku t (rok zerowy uwzględnia poniesione nakłady inwestycyjne),
r
– stopa dyskonta dla danego projektu,
N – założona liczba lat eksploatacji układu. Podstawowym warunkiem opłacalności projektu jest uzyskanie w czasie okresu N lat eksploatacji wartości NPV większej od zera
(NPV>0). Oznacza to, że wartość przepływów finansowych CFt musi być większa od zera. Można przy tym założyć bez zmniejszenia
ogólności rozważań, że wartości CFt są w poszczególnych latach podobne. Stąd warunek opłacalności można zapisać w postaci:
CFt > 0
W skład przepływów finansowych wchodzą następujące podstawowe składniki:
www.informacjainstal.com.pl
4/2012
29
Ź
gdzie:
S – suma rocznych przychodów;
K – suma rocznych kosztów (z uwzględnieniem równomiernie rozłożonych na N lat eksploatacji odpisów amortyzacyjnych);
P – podatek dochodowy;
p – stopa podatku dochodowego (np. p = 18%);
F – koszty finansowe (np. odsetki od zaciągniętych kredytów).
Ze struktury przepływów finansowych wynika, że warunek CFt>0 może być spełniony tylko wtedy, gdy przychody S są większe od
kosztów K (z uwzględnieniem korekty jaką wprowadza wartość podatku dochodowego). Oznacza to, ż projekt może być opłacalny
tylko wtedy gdy:
W skład strumieni przychodów i kosztów wchodzi znaczna liczba składników, ale w praktyce (a zwłaszcza dla układów energe­
tycznych) zasadnicze znaczenie ma stosunkowo mała ich liczba. W przypadku gazowych układów CHP są to przede wszystkim:
a) Przychody S:
–– sprzedaż energii elektrycznej (lub uniknięty zakup) Sel
–– sprzedaż ciepła SQ
–– sprzedaż świadectw pochodzenia „żółtych”, „czerwonych” czy „fioletowych” wytworzenia energii elektrycznej w kogeneracji
(w zależności od rodzaju paliwa gazowego) oraz świadectw pochodzenia „zielonych” (w przypadku wykorzystywania biogazów
jako paliwa) Sśp
b) Koszty K:
–– koszt zakupu paliwa dla modułu kogeneracyjnego Kf
–– koszt zakupu świadectw pochodzenia wytwarzania energii elektrycznej „zielonych”, „żółtych”, „czerwonych” czy „fioletowych”
w przypadku sprzedaży energii elektrycznej bezpośrednio odbiorcy końcowemu Kś
–– odpisy amortyzacyjne Kam
–– podatek akcyzowy od sprzedaży energii elektrycznej Kakc
W przypadku najbardziej rozpowszechnionych gazowych układów CHP, tzn. zasilanych gazem ziemnym kluczowe dla efektyw­
ności ekonomicznej są w zasadzie cztery składniki: Sel, SQ, Sśp oraz Kf .
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej Sel określa zależność:
Sel = Eelscel
gdzie Eels to ilość sprzedanej energii elektrycznej a cel to jednoskładnikowa (uśredniona) cena sprzedaży energii elektrycznej.
Przychody ze sprzedaży ciepła Sel określa zależność:
SQ = QcQ
gdzie Q to ilość sprzedanego ciepła a cQ to jednoskładnikowa (uśredniona) cena sprzedaży ciepła. Relację pomiędzy ilością sprze­
danej energii elektrycznej Eels a ilością ciepła użytecznego Q określa eksploatacyjny (rzeczywisty) wskaźnik skojarzenia σ:
Stąd:
Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia Sśp (tylko z wysokosprawnej kogeneracji) wynikają z następującej zależności:
Ssp = EelCHPcsp
gdzie:
Eel,CHP [MWh] – ilość energii elektrycznej zakwalifikowanej jako wytworzona w wysokosprawnej kogeneracji.
W warunkach polskich [3], [4] ilość energii elektrycznej, którą można zakwalifikować jako wytworzoną w wysokosprawnej koge­
neracji wynika z ogólnej zależności:
EelCHP = bEel
gdzie Eel oznacza całkowitą (brutto) ilość energii elektrycznej wytworzonej w module kogeneracyjnym. Wartość parametru β może się
zmieniać od 0 do 1 i zależy przede wszystkim od tzw. sprawności ogólnej układu kogeneracyjnego hCHP oraz wskaźnika
oszczędności energii chemicznej paliwa PES. Uzyskanie odpowiedniej wartości wskaźnika PES (PES>10% lub PES>0; [4]) jest
warunkiem koniecznym do uzyskania świadectw pochodzenia z wysokosprawnej kogeneracji. W przypadku uzyskania wyma­
ganej wartości wskaźnika PES o wartości parametru β decyduje przede wszystkim wartość sprawności ogólnej hCHP:
30 4/2012
www.informacjainstal.com.pl
Kchf = Echf cchf
gdzie cchf – cena jednostki energii chemicznej paliwa (np. zł/GJ)
Ilość zużytej energii chemicznej paliwa Echf i ilość energii elektrycznej brutto wyprodukowanej Eel w module kogeneracyjnym
(brutto) wiąże ze sobą bardzo istotny parametr techniczny modułu CHP jakim jest sprawność elektryczna hel:
Źródła ciepła i energii elektrycznej
gdzie:
Echf – ilość energii chemicznej paliwa zużytego w układzie CHP
Q – ilość ciepła użytkowego wytworzonego w kogeneracji.
Podstawowym składnikiem kosztu eksploatacji układu kogeneracyjnego zasilanego gazem ziemnym jest koszt zakupu paliwa Kf:
Rys. 1.
Uproszczony schemat układu kogeneracyjnego z gazowym silnikiem tłokowym
Ilość energii elektrycznej sprzedanej
Eels jest mniejsza aniżeli ilość energii elek­
trycznej wyprodukowanej w module CHP
Eel z uwagi na konieczność pokrycia
potrzeb własnych układu CHP:
Eels = (1 – ew)Eel
przy czym wskaźnik potrzeb własnych
elektrycznych ew przybiera zazwyczaj
wartość z przedziału 0,03 ÷ 0,07.
Tabela 1. Charakterystyka techniczna analizowanych modułów kogeneracyjnych
Wariant 1 Wariant 2 Wariant 3
Silniki Turbina
Silnik tłokowe
gazowa
tłokowy
Rys. 2.
Uproszczony schemat układu kogeneracyjnego z turbiną gazową
6,09
6,76
3,045
Moc nominalna
elektryczna, MWel
6,71
3,52
3,35
Sprawność elektryczna, %
44,9
30,40
44,9
Nominalny
wskaźnik skojarzenia σnom
1,1
0,52
1,1
Analizując strukturę zależności okre­
ślających wartości wybranych składników
przepływów finansowych można wydzie­
lić te parametry, które mają najistotniejszy
wpływ na wskaźniki opłacalności gazowe­
go układu kogeneracyjnego:
a)
Parametr techniczny:
––
sprawność elektryczna gazowego
modułu kogeneracyjnego hel
b)
Parametr eksploatacyjny:
––
rzeczywisty wskaźnik skojarzenia
s
c)
Parametry cenowe:
––
cena zakupu energii che­
micznej paliwa cchf,
––
cena energii elektrycznej
cel (sprzedaż lub uniknięty zakup),
––
cena świadectw pocho­
dzenia cśp,
Ustalenie nawet szacunkowych ale
ogólnych relacji określających wpływ tych
parametrów na wskaźniki opłacalności
jest złożone i wymagałoby zebrania
i opracowania bardzo dużej liczby danych
statystycznych. Dla węższych grup projek­
tów jest to jednak możliwe, przynajmniej
Rys. 3.
Uporządkowany wykres
zapotrzebowania na moc
cieplną
www.informacjainstal.com.pl
Moc nominalna
cieplna*, MWth
4/2012
31
Ź
Tabela 2. Podstawowe parametry eksploatacyjne układu kogeneracyjnego (wielkości roczne)
Układ
Wariant 1
Silniki tłokowe
Wariant 2
Turbina gazowa
Wariant 3
Silnik tłokowy
Moc w paliwie do modułu CHP
MW
14,94
11,58
7,47
1,10
0,52
1,10
GJ
457 160
386 065
228580
Nominalny wskaźnik skojarzenia σnom
Zużycie energii chemicznej paliwa w module CHP
Zużycie energii chemicznej paliwa w kotłach
GJ
4 488
3 176
42215
Energia elektryczna wyprodukowana brutto
MWh
57 018
29 920
28 509
Energia elektryczna wyprodukowana netto
MWh
55 307
29 022
27 653
Energia elektryczna z wysokosprawnej kogeneracji
MWh
45 861
21187
28509
Sprawność ogólna CHP [3]
%
69,11
62,0
77,97
w wymiarze jakościowym. W dalszej czę­
ści artykułu przedstawiono wyniki takiej
szacunkowej analizy przeprowadzonej
dla projektu budowy układu kogeneracyj­
nego zasilanego gazem ziemnym lub
metanowym gazem kopalnianym.
Analiza przykładowego
projektu budowy gazowego
układu kogeneracyjnego
Szacunkową ocenę wpływu najistot­
niejszych parametrów technicznych, eks­
Wskaźnik PES [3]
%
19,80
10,2
21,87
ploatacyjnych cenowych na opłacalność
Ciepło użytkowe z modułu CHP
GJ
110 830
111 899
75 593
inwestycji przeprowadzono na przykła­
dzie budowy układu kogeneracyjnego
Ciepło użytkowe z kotła
GJ
4 023
2 954
39 260
małej mocy z silnikiem gazowym (Rys. 1)
Eksploatacyjny wskaźnik skojarzenia
1,85
0,96
1,36
lub turbiną gazową (Rys. 2). Urządzenia
Stosunek wskaźników skojarzenia σ/σnom (Stopień
te różnią się przede wszystkim sprawno­
wykorzystania nominalnej mocy cieplnej modułu
0,59
0,54
0,81
CHP)
ścią wytwarzania energii elektrycznej.
Układ produkuje energię elektryczną
Tabela 3. Podstawowe wskaźniki opłacalności układu CHP
sprzedawaną odbiorcy końcowemu
Wariant 1
Wariant 2
Wariant 3
(poprzez wydzieloną linię kablową) oraz
Silniki tłokowe
Turbina gazowa
Silnik tłokowy
ciepło grzewcze w postaci gorącej wody
Nakład inwestycyjny
mln. zł
19,2
14,0
9,6
sprzedawanej do lokalnej sieci ciepłowni­
NPV
mln. zł
8,300
-53,8
8,8
czej. Ciepło w postaci gorącej wody służy
NPVR=NPV/CNI
zł/zł
0,432
-3,9
0,917
do pokrycia zapotrzebowania na moc
DPB
lata
8
4,8
cieplną (centralne ogrzewanie i ciepła
IRR
%
16,3
24,0
woda) u grupy odbiorców zgodnie z wykre­
sem uporządkowanym przedstawionym na
Tabela 4. Udziały podstawowych strumieni finansowych przychodów i kosztów
rys. 3. Układ jest wyposażony w gazowy
Wariant 1
Wariant 2
Wariant 3
kocioł
rezerwowo-szczytowy. Maksymalne
Silniki tłokowe Turbina gazowa Silnik tłokowy
zapotrzebowanie na moc cieplną wynosi
Przychody (rocznie, netto)
około 9,5 MWTh. Ze wstępnej analizy prze­
Sprzedaż energii elektrycznej do odbiorcy końcowego
62,3%
56,0%
53,1%
biegu zapotrzebowania na moc cieplną
Sprzedaż ciepła
15,3%
26,3%
23,5%
(Rys. 3) oraz oferty rynkowej silników tłoko­
Sprzedaż świadectw pochodzenia „żółtych”
22,4%
17,7%
23,4%
wych i turbin gazowych określono nominal­
Razem
100,0%
100,0%
100,0%
ną moc cieplną modułów CHP na poziomie
Koszty (rocznie, netto)
6 – 7 MWTh.
Koszty zakupu paliwa dla modułu CHP
76,8%
81,1%
70,5%
Rozpatrzono 3 warianty konfiguracji
Koszty zakup gazu ziemnego dla kotła rezerwowo-szczytowego
0,8%
0,7%
11,0%
układu CHP, przy czym w dwóch przypad­
Koszt zakupu świadectw „zielonych”
6,1%
4,4%
4,8%
kach przyjęto układy CHP o podobnej
Roczny odpis amortyzacyjny
6,7%
5,8%
5,2%
nominalnej mocy cieplnej:
Podatek akcyzowy od energii elektrycznej
4,6%
3,3%
3,6%
Wariant 1: dwa identyczne silniki tłokowe
Roczne odpisy na remonty kapitalne i bieżące, serwis, materiały
o łącznej nominalnej mocy cieplnej na
eksploatacyjne itp.
1,4%
1,2%
1,1%
poziomie 6,1 MWth i mocy elektrycznej
Koszty płac
1,2%
1,6%
1,9%
około 6,7 MWel;
Koszt zakupu świadectw pochodzenia “czerwonych”, “żółtych”
i “fioletowych”)
2,2%
1,6%
1,7%
Wariant 2: turbina gazowa o nominalnej
Koszty emisji do atmosfery (bez kosztu zakupu uprawnień do
mocy cieplnej na poziomie 6,75 MWTh
emisji CO2)
0,2%
0,3%
0,2%
i mocy elektrycznej około 3,5 MWel;
Razem
100,0%
100,0%
100,0%
Wariant 3: silnik tłokowy o nominalnej
Stosunek Sprzedaż/Koszty
1,18
0,87
1,21
mocy cieplnej na poziomie 3,05 MWTh
i mocy elektrycznej około 6,35 MWel;
Podstawowe parametry techniczne i eksploatacyjne analizowanych modułów CHP przedstawia tabela 1.
W przypadku wariantów 1 i 2 moduły CHP są dopasowane ze względu na moc cieplną a w przypadku wariantów 2 i 3 dopaso­
wanie występuje po stronie mocy elektrycznej. Taki dobór mocy cieplnych i elektrycznych pozwala w miarę wiarygodnie porównywać
wskaźniki efektywności technicznej i ekonomicznej dwóch jakościowo rożnych urządzeń jakimi są silnik tłokowy i turbina gazowa.
Przyjęto, że niedobory mocy cieplnej SA pokrywane będą z kotła gazowego. Paliwem w każdym przypadku jest gaz ziemny
systemowy o wartości opałowej około 35 MJ/m3n.
Moduł CHP (silnik tłokowy lub turbina gazowa) pokrywa zapotrzebowanie na moc cieplną na poziomie 6 MWTh (wyższe moce
cieplne są pokrywane z udziałem kotła gazowego).
Z punktu widzenia analizy techniczno- ekonomicznej analizowane układy CHP cechują się następującymi właściwościami:
–– gazowy silnik tłokowy charakteryzuje się zdecydowanie większą sprawnością wytwarzania energii elektrycznej aniżeli turbina gazowa,
32 4/2012
www.informacjainstal.com.pl
Źródła ciepła i energii elektrycznej
–– turbina gazowa ma zdecydowanie wyższy nominalny wskaźnik skojarzenia,
–– układy są zasilane gazem ziemnym, a więc paliwem o stosunkowo wysokim koszcie energii chemicznej.
Z analizy nominalnych parametrów technicznych wynika, że przy porównywalnej nominalnej mocy cieplnej gazowe silniki tłoko­
we charakteryzują się zdecydowanie wyższą sprawnością elektryczną i nominalnym wskaźnikiem skojarzenia.
W oparciu o dane techniczne urządzeń i przebieg zapotrzebowania na moc cieplną wyznaczono roczne eksploatacyjne wielko­
ści techniczne charakteryzujące pracę analizowanych układów CHP (Tabela 2). Przyjęto roczny czas pracy modułów CHP wynoszący
8500 godzin.
Z porównania wyników analizy technicznej dla modułu CHP z silnikami tłokowymi lub turbiną gazową o podobnej nominalnej
mocy cieplnej wynikają następujące podstawowe wnioski:
–– układ z turbiną gazową charakteryzuje się znacznie mniejszym nominalnym i eksploatacyjnym wskaźnikiem skojarzenia co jest
głownie wynikiem małej sprawności elektrycznej turbiny gazowej,
–– stopień wykorzystania nominalnej mocy cieplnej modułów CHP jest największy w przypadku Wariantu 3, ale ilość ciepła produ­
kowanego w tym przypadku w kotłach gazowych jest największa,
–– Sprawność ogólna modułów CHP z silnikiem tłokowym jest wyższa aniżeli dla modułu z turbiną gazową (przy podobnym wyko­
rzystaniu mocy cieplnej silnik tłokowy produkuje znacznie więcej energii elektrycznej),
–– Wskaźnik oszczędności energii chemicznej paliwa PES w przypadku modułu z turbiną gazową nieznacznie tylko przekracza progową
wartość 10%.
W oparciu o wskaźniki techniczne przeprowadzono wstępną analizę opłacalności budowy układu CHP dla 3 wariantów technicz­
no-eksploatacyjnych w celu wyznaczenia podstawowych wskaźników opłacalności (NPV, NPVR, IRR, DPB). Do analizy opłacalności
przyjęto następujące założenia i dane finansowe (ceny bez podatku VAT, tzn. netto):
–– stopa dyskonta dla projektu: 8,9%
–– czas eksploatacji układu CHP: 12 lat
–– cena zakupu gazu ziemnego (średnia jednoskładnikowa): 40 zł/GJ
–– cena sprzedaży energii elektrycznej odbiorcy końcowemu (średnia jednoskładnikowa): 295 zł/MWh
–– cena sprzedaży ciepła: 35 zł/GJ
–– cena sprzedaży świadectw pochodzenia „żółtych”: 128 zł/MWh
Wartości wyznaczonych wskaźników opłacalności przedstawia tabela 3. W tabeli 4 zestawiono udziały procentowe najważniejszych
strumieni przychodów i kosztów dla poszczególnych wariantów. Dla uproszczenia odpisy amortyzacyjne rozłożono równomiernie na wszyst­
kie 12 lat eksploatacji (niezależnie od rodzaju środka trwałego).
Z danych zawartych w tabelach 3 i 4 wynika, że w przypadku stosowania drogiego paliwa jakim jest gaz ziemny wskaźniki
opłacalności są w miarę pozytywne tylko w przypadku układu z silnikami tłokowymi. Układ z turbiną gazową jest zupełnie nieopła­
calny. Jest to wynik przede wszystkim małej sprawności wytwarzania energii elektrycznej w układzie z turbiną gazową oraz bardzo
wysokiego udziału (bezwzględnego i względnego) kosztów zakupu paliwa w całkowitych kosztach (tu na poziomie 80%!). Nawet
jednak w przypadku silnika tłokowego stosunek rocznych przychodów do kosztów jest tylko nieznacznie większy od jedności (1,18
lub 1,23), co oznacza, że wskaźniki opłacalności są bardzo wrażliwe na niewielkie nawet zmiany podstawowych parametrów ceno­
wych i eksploatacyjnych.
Opłacalność projektu radykalnie się poprawia w przypadku stosowania znacznie tańszego paliwa jakim jest gaz kopalniany.
Koszt zakupu spada kilkukrotnie, co sprawia też, że udział tego kosztu w kosztach całkowitych znacząco się obniża (do poziomu
zaledwie 30 – 35%). Przy tych samych przychodach koszty są ponad dwa razy mniejsze dla obydwu układów. Stąd nawet w przy­
padku układu z turbiną gazową uzyskuje się niezwykle korzystne (jak na układy energetyczne) wskaźniki opłacalności.
Ze struktury przychodów ze sprzedaży wynika, że w każdym wariancie układu CHP podstawową pozycję zajmuje tu energia
elektryczna. Sprzedaż energii elektrycznej oraz świadectw pochodzenia z wysokosprawnej kogeneracji stanowi od 68 aż do 85%
całości przychodów!
Wnioski
Z przeprowadzonych analiz można wysnuć szereg wniosków dotyczących uwarunkowań techniczno-ekonomicznych budowy
gazowych układów kogeneracyjnych w obszarze energetyki rozproszonej w Polsce:
a) Dla układów CHP zasilanych stosunkowo drogim paliwem (np. gazem ziemnym systemowym) kluczowe znaczenie dla uzyskania
korzystnych wskaźników opłacalności (przy stałych parametrach cenowych) ma odpowiednio wysoka sprawność elektryczna modułu
CHP i rzeczywisty wskaźnik skojarzenia σ;
b) Podstawowymi parametrami cenowymi mającymi wpływ na wskaźniki opłacalności układu CHP jest cena zakupu energii chemicz­
nej paliwa cchf, cena energii elek­trycznej cel (sprzedaż lub uniknięty zakup) oraz cena świadectw pochodzenia cśp
(sprzedaż i ewentualny koszt zakupu);
L it e r a t u r a
[1] Skorek J.: Ocena efektywności energetycznej i ekonomicznej gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice
2002.
[2] Skorek J., Kalina J.: Gazowe układy kogeneracyjne. WNT. Warszawa 2005
[3] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 w sprawie sposobu obliczania danych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia
z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawiania do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji. Dz. U. Nr 185, poz. 1314
[4] Ustawa z dnia 10 kwietnia 2007 Prawo energetyczne – Stan prawny na dzień 11 marca 2010
n
33