Zasadność wsparcia kogeneracji

Zasadność wsparcia kogeneracji
Autorzy: Jacek Karmiński - Energoprojekt Katowice SA, Projektant, Oddział ds.
Eksportu - Kraje UE
Grażyna Rozkosz - Energoprojekt Katowice SA, St. specjalista, zastępca kierownika
Pracownia Ekonomiczno-Kosztowa
("Energetyka" - październik 2014)
Kogeneracja, czyli proces jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, już w
2004 roku została zidentyfikowana przez KE jako jeden z najlepszych sposobów oszczędzania energii pierwotnej oraz redukcji emisji CO2 – około 33% w przypadku zastąpienia
rozdzielonej gospodarki opartej na paliwie węglowym kogeneracją węglową i około 66% w
przypadku zastąpienia kogeneracją gazową.
Kogeneracja gazowa prowadzi dodatkowo do ograniczenia innych szkodliwych dla zdrowia
emisji (siarki i pyłów), dzięki czemu możliwe są: poprawa bezpieczeństwa zdrowotnego oraz
ograniczenie kosztów opieki zdrowotnej. Proces ten przyczynia się również do wzrostu
bezpieczeństwa energetycznego – wprowadzenie źródeł kogeneracyjnych do KSE zwiększy
moc dyspozycyjną w systemie (w perspektywie niedoborów do 2020 roku), przez co wpłynie
na jego stabilność.
Sprawność przemiany energii chemicznej paliwa w procesie kogeneracji przekracza 80% i
pozwala zaoszczędzić paliwo w stosunku do wytwarzania rozdzielonego – osobno w ciepłowni i elektrowni. Dla wytwarzania energii elektrycznej w procesie rozdzielonym osiąga się
sprawności nowoczesnych jednostek do 60% dla bloków opartych na turbinach gazowych i
do 45% dla bloków węglowych. Dla istniejących instalacji gospodarki rozdzielonej opartych
na węglu, produkcja 85 jednostek energii użytkowej (suma energii elektrycznej i ciepła),
pociąga za sobą stratę w wysokości 85 jednostek energii paliwa. Produkcja takiej samej ilości
energii w procesie kogeneracji gazowej pociąga za sobą stratę zaledwie 15 jednostek energii
paliwa. Identyczny efekt po stronie produktu można osiągnąć angażując 170 jednostek paliwa
w procesach rozdzielonych lub 100 jednostek paliwa w kogeneracji (rys. 1).
Dodatkową korzyścią płynącą z wprowadzania skojarzonej gospodarki energetycznej jest
ograniczanie strat przesyłowych energii elektrycznej, które obecnie wynoszą rocznie w Polsce
ok. 11 TWh (15% OSP, 85% OSD). Kogeneracja, zwłaszcza przemysłowa, pozwala
wyeliminować stratę OSP i zmniejszyć stratę OSD.
Jako istotną korzyść z wprowadzenia kogeneracji zakłada się utrzymanie ceny ciepła
wytwarzanego w skojarzeniu na akceptowalnym poziomie.
Zespół ENERGOPROJEKTU-KATOWICE SA przeprowadził w 2013 roku analizę
porównawczą wariantów zaspokojenia potrzeb rynku ciepła w perspektywie kolejnych 15 lat
na podstawie założeń dotyczących cen energii elektrycznej, surowców i uprawnień do emisji
CO2 oraz zapotrzebowania na energię dla lat 2013 - 2030 (rys. 2). Analiza wykazała (tab. 1),
iż zasilana gazem jednostka kogeneracyjna daje najlepsze wyniki1). Pod uwagę wzięto jeszcze
następujące rozwiązania:



pełna modernizacja w zakresie części ciśnieniowej oraz dostosowanie do
obowiązujących standardów emisji istniejącego, wyeksploatowanego źródła
wytwarzania ciepła opalanego węglem kamiennym;
zastąpienie istniejącego źródła wytwarzania ciepła nowym, opalanym gazem;
budowę nowej jednostki kondensacyjnej opartej na gazie ziemnym lub węglu
kamiennym - dwa powyższe rozwiązania nie mogą funkcjonować bez równolegle
prowadzonych inwestycji w energetyce zawodowej.
Przy przyjętych założeniach cen paliw i uprawnień do emisji CO21) modernizacja
funkcjonujących obecnie ciepłowni węglowych pozwala uzyskać niższe koszty ciepła niż w
przypadku nowej elektrociepłowni gazowej. Uwzględniając jednak konieczność równoległej
budowy jednostek kondensacyjnych, w których koszt produkcji energii elektrycznej jest
wyższy niż w jednostce kogeneracyjnej o porównywalnej mocy, to jednostki kogeneracyjne
stają się zdecydowanie bardziej opłacalne.
Przyjmując nawet cenę ciepła wg najtańszego źródła, tj. 42,3 PLN/GJ (wariant 1, tab.1) cena
energii elektrycznej gwarantująca rentowność na poziomie IRR = 10% wynosi 382,2
PLN/MWh, a więc poniżej wartości uzyskanych z jednostek kondensacyjnych.
Kolejnym aspektem, którego nie można pominąć w dyskusji o kogeneracji jest możliwość
zaostrzenia polityki klimatycznej w kwestii redukcji emisji CO2 (KE przedstawiła właśnie do
konsultacji projekt dyrektywy dotyczącej ograniczenia emisji zanieczyszczeń ze średnich
źródeł energetycznego spalania - czyli jednostek od 1 MW do 50 MW) oraz możliwego
spadku cen gazu.
Analiza wrażliwości wykazała, iż przy opisanej wyżej tendencji dwóch kluczowych
czynników kosztotwórczych rośnie przewaga jednostki kogeneracyjnej na paliwie gazowym
względem pozostałych technologii produkcji ciepła i energii elektrycznej.
Zgodnie z oceną polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, kogeneracja nie jest w stanie
funkcjonować bez wsparcia w obecnej sytuacji rynkowej (niska cena e.e. i ciepła)2). Z przeprowadzonych przez ENERGOPROJEKT-KATOWICE SA symulacji wynika, iż przy wyżej
opisanych ścieżkach cenowych zaniechanie wsparcia kogeneracji skutkuje brakiem
opłacalności inwestycji. Aby uzyskać dodatnie mierniki rentowności należałoby np. podnieść
ceny ciepła do poziomu ok. 70 PLN/GJ w źródle (bez przesyłu), czyli do ok. dwukrotnie
wyższej ceny niż wynosi obecna cena ciepła produkowanego w skojarzeniu.
Wysokość niezbędnego wparcia wysokosprawnej kogeneracji rożni się w zależności od
rodzaju paliwa. Dla nowych źródeł, zgodnie z analizą projektów kogeneracyjnych wykonaną
przez ENERGOPROJEKT-KATOWICE SA, w zależności od scenariusza rozwoju rynku
energetycznego (rys. 2) wysokość wsparcia kogeneracji gazowej kształtuje się średnio od ok.
140 PLN/MWh do ok. 180 PLN/MWh przy IRR = 10%, a kogeneracji węglowej odpowiednio
od ok. 190 PLN/MWh do ok. 200 PLN/MWh, również przy IRR = 10%3) (małe jednostki
węglowe - do ok. 50 MW, są znacznie droższe inwestycyjnie niż jednostki gazowe). Przyjęty
poziom stopy dyskontowej 10% zawiera ryzyko wynikające z niestabilnego prawa, które przy
inwestycjach w energetyce charakteryzujących się długim okresem zwrotu jest bardzo istotnym czynnikiem.
Poniżej przedstawiono również krótką kalkulację kosztów wsparcia dla kraju.
Zapotrzebowanie na energię elektryczną KSE w roku 2020 prognozowane jest na około 175
TWh (prognoza PLEXOS - scenariusz pośredni). Szacuje się, że do tego roku maksymalnie
moc nowych jednostek kogeneracyjnych wyniesie ok. 4600 MW. Przy założeniu średniego
rocznego czasu wykorzystania mocy na poziomie 5200 h, wielkość produkcji z kogeneracji
może osiągnąć ok. 24 TWh/a, a szacunkowa ilość certyfkatów - odpowiednio 20,8 TWh/a.
Zakłada się, że skojarzona produkcja 1/3 energii elektrycznej będzie odbywać się w
jednostkach węglowych, a 2/3 w jednostkach gazowych.
Dla
powyższych




wielkości
uzyskuje
się
następujące oszczędności w skali roku:
redukcja emisji CO2 o 16,4 mln Mg (49%),
oszczędność zużycia paliwa o 34,8 TWh (36%) = 6,3 mln Mg węgla (ok. 60% importu
za 2013 rok),
redukcja strat przesyłowych o 1,9 TWh (73%),
redukcja kosztów ochrony zdrowia – ok. 1,2 mld PLN4).
Roczne korzyści z tytułu produkcji energii w kogeneracji wynoszą ok. 4 mld PLN, przy czym
jej rozwój wymaga dofinansowania w wysokości ok. 3,7 mld PLN rocznie (jeżeli cena ciepła
utrzyma się na aktualnym poziomie i cena energii elektrycznej będzie oscylować wokół 200 210 PLN/MWh). Wciąż jednak nie przewyższa to korzyści, co więcej, przy zakładanej nowej
mocy (4600 MW), wartość możliwych inwestycji przekroczy 20 mld PLN, co może okazać
się znaczącym stymulatorem rozwoju gospodarczego kraju.
Tymczasem 31 marca 2013 r. przestały obowiązywać tzw. żółte i czerwone certyfikaty,
stanowiące zasadniczy element systemu wsparcia dla kogeneracji. Certyfikaty żółte
przeznaczone były dla jednostek o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej źródła do 1 MW
lub opalanych paliwami gazowymi, natomiast czerwone certyfikaty dotyczyły jednostek o
mocy przekraczającej 1 MW nieopalanych paliwami gazowymi, metanem i gazem
pochodzącym z przetwarzania biomasy. Z kolei do końca marca 2019 roku obowiązywać
będą certyfikaty fioletowe - dla jednostek opalanych gazem uzyskiwanym z przetwarzania
biomasy lub metanem uwalnianym i przechwytywanym podczas dołowych robót górniczych
w kopalniach węgla kamiennego (czynnych, likwidowanych i zlikwidowanych)5).
Nowością miał być zaproponowany przez Ministerstwo Gospodarki system pomarańczowych
certyfikatów, czyli wsparcie dla źródeł produkcyjnych uruchomionych po 2012 roku,
niezależnie od ich mocy oraz wykorzystywanego paliwa. Jego celem było osiągnięcie
22-procentowego udziału kogeneracji w wytwarzanej w Polsce energii elektrycznej w 2030
roku. Certyfikaty te obowiązywać miały do marca 2031 roku. Łączny przychód ze sprzedanej
energii oraz świadectw pochodzenia wynosić miał 400 zł/MWh.
24 stycznia 2014 roku Sejm uchwalił przedłużenie wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji
do końca 2018 roku. 20 lutego projekt wrócił do Izby z dwiema poprawkami senackimi.
Jedna z nich obniża minimalny poziom opłaty zastępczej dla kogeneracji węglowej z 15% do
5%. Jej wysokość określa prezes URE, przy czym maksymalnie może ona wynosić 40%
średniej ceny energii elektrycznej na rynku konkurencyjnych. Ustawa weszła w życie z
końcem kwietnia 2014 r. (Dz. U. 2014, poz. 490. 13 maja 2014 r.). Prezes URE ogłosił
wysokość opłat zastępczych dla kogeneracji, odpowiednio Ozg = 110 PLN/MWh, Ozk = 11
PLN/MWh. Aktualna cena certyfikatów notowania na TGE oscyluje wokół 104 PLN/MWh.
W świetle przeprowadzonych przez EPK analiz, poziom ten może okazać się
niewystarczający dla realizowanych w przyszłości inwestycji kogeneracyjnych.
Trwająca ponad rok przerwa we wsparciu kogeneracji, spowodowana została przekonaniem,
że do czasu wygaśnięcia systemu kolorowych certyfikatów wdrożony zostanie trójpak
energetyczny regulujący również kwestie wsparcia dla kogeneracji. Prace legislacyjne jednak
się przeciągnęły, w związku z czym na początku 2013 roku Rząd przedstawił nowelizację
Prawa energetycznego zakładającą przedłużenie okresu obowiązywania czerwonych i żółtych
certyfikatów do końca 2015 roku. Problemem okazało się prawo unijne, zabraniające tego
typu wsparcia dla przemysłu. KE miała zaopiniować nowy projekt, postanowiła jednak
przyjrzeć się całemu, funkcjonującemu w Polsce od 2007 roku, systemowi wspierania
kogeneracji. Polski Rząd postanowił zatem nie czekać na zielone światło z Brukseli
dodatkowo przedłużając okres obowiązywania certyfikatów. Może się jednak okazać, że
elektrociepłownie zostaną zmuszone do zwrotu już otrzymanego wsparcia. Rząd przekonuje
jednak, że certyfikaty nie zostaną uznane za niedozwolone wsparcie publiczne, zawsze też
można argumentować, że to konsumenci, a nie elektrociepłownie są beneficjentami systemu.
Ministerstwo Gospodarki zapowiedziało, że proponowane obecnie przedłużenie wsparcia jest
jedynie rozwiązaniem pomostowym kierowanym głównie do istniejących instalacji i prowadzone są już prace nad jego dalszą ekstensją i formułą. Jest to ważne zapewnienie, gdyż
przedłużenie wsparcia jedynie do 2018 roku nie stanowi wystarczającej zachęty do
podejmowania decyzji inwestycyjnych.
W dążeniu do minimalizacji kosztów wsparcia dla Państwa przy jednoczesnym zapewnieniu
satysfakcjonującego zwrotu z inwestycji dobrym rozwiązaniem może okazać się tzw. model
dynamiczny wsparcia kogeneracji, uzależniający wysokość wsparcia od aktualnych cen
energii elektrycznej, ciepła, paliwa oraz uprawnień do emisji CO2 w danym okresie.
Jeżeli w przyszłości relacje cenowe będą zapewniały rentowność inwestycji – wsparcie nie
będzie konieczne. Trwały system wsparcia kogeneracji pozwoli również na ograniczenie
ryzyka inwestycyjnego i tym samym obniżenie zwrotu z kapitału do IRR ~ 8%.
Podsumowując, nawet przy konieczności wsparcia kogeneracji, korzyści płynące z produkcji
ciepła i energii elektrycznej w skojarzeniu są znaczne, czyniąc to rozwiązanie jednym z najlepszych sposobów oszczędzania energii pierwotnej oraz redukcji szkodliwych emisji.
Przypisy:
1)
Analizy ekonomiczne zostały sporządzone dla założeń makroekonomicznych oraz ścieżek cenowych paliw i
CO2 wyliczonych w toku modelowania cen energii elektrycznej z użyciem programu PLEXOS dla scenariusza
pośredniego (kryterium były ceny, CO2) – wrzesień 2013 r.
2)
Materiał Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej nt. zasadności wsparcia kogeneracji w Polsce, s. 5.
3)
Jest to średnioważona cena wolumenem certyfkatów z przeanalizowanych projektów.
4)
Raport „Działanie teraz dla lepszego zdrowia – cel 30% dla polityki klimatycznej” („Acting now for better
health: A 30% target for EU climate policy”) Health and Environment Alliance oraz Health Care Without Harm.
5)
P. Kosiński, System wsparcia kogeneracji w Polsce, Warszawa 2013, s. 2-3.