P. Urbański

Zalety kogeneracji
w kontekście efektywności energetycznej oraz możliwości
budowy układów kogeneracyjnych na bazie ciepłowni lokalnych
w gminach województwa lubuskiego
Sulechów, listopad 2011 r.
W prezentacji oprócz materiałów i opracowań własnych Inven Group wykorzystano informacje
zawarte w opracowaniach:
• Studium Rozwoju Systemów Energetycznych w Województwie Lubuskim do roku 2025 Energoekspert, Katowice
• Koszty wytwarzania energii elektrycznej i ciepła - prof. J. Lewandowski, ITC
Autorom źródeł dziękujemy
IDEA KOGENERACJI
Strata
Paliwo
83
55
53
Wytwarzanie
rozdzielone
Elektrownia
42%
Ciepłownia
90%
Strata
Energia
elektryczna
35
50
Ciepło
15
Kogeneracja
Paliwo
35%
Elektrociepłownia
100
50%
Całość
100
Całość
138
Sprawność ogólna:
η elektrownia kondensacyjna = 42%
η ciepłownia = 90%
η elektrociepłownia = 85%
3
CIEPŁOWNICTWO, SKALA ZAGADNIENIA
Zbiorcze (scentralizowane) systemy ciepłownicze zapewniają ciepło znacznej
części polskiego społeczeństwa.
Są ważnym elementem systemu
bezpieczeństwa energetycznego gmin.
Miejskie Systemy Ciepłownicze
wg dostaw ciepła do miejskich systemów ciepłowniczych
Elektrociepłownie
zawodowe
45%
Moc:
59 800
MWt
Produkcja:
Ciepłownie
komunalne
Wielkość rynku docelowego:
32%
• Około 100 PEC-ów gminnych
(niesprywatyzowanych) o mocy
50-150 MWt
Elektrociepłownie
systemowe
13%
• Wartość rynku - około 10-20 mld zł
398 000
TJ
Elektrociepłownie
przemysłowe
Źródło: URE, IGCP, Analizy własne
10%
0%
20%
40%
60%
4
WIĘKSZE WYSPOWE SYSTEMY CIEPŁOWNICZE
W WOJEWÓDZTWIE LUBUSKIM














Świebodzin
Lubsko
Żary
Kożuchów
Nowa Sól
Szprotawa
Żagań
Słubice
Sulęcin
Gubin
Sulechów
Międzyrzecz
Skwierzyna
Strzelce Krajeńskie
TEZA: Z energii paliw wykorzystywanych dziś w systemach centralnego ogrzewania
powinno się produkować nie tylko ciepło ale również prąd. (Kogeneracja)
Pojawiają się szczególnie korzystne ku temu okoliczności.
5
POKRYCIE ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO
W WOJEWÓDZTWIE LUBUSKIM
21%
Gaz sieciowy
4%
Centralny system ciepłowniczy
31%
Wyspowe systemy ciepłownicze
8%
Energia elektryczna
Kotłownie lokalne węglowe
21%
10%
Inne paliwa
Odnawialne źrodła energii
Indywidualne ogrzewanie węglowe
1%
4%
KOTŁOWNIE
przedział mocy
Węgiel
Gaz
sieciowy
Biomasa,
biogaz
Inne
RAZEM
Moc kotłowni
łącznie [MW]
0,1 - 5 MW
346
480
27
166
1019
551
5 - 20 MW
15
6
2
2
25
246
> 20 MW
7
1
1
0
9
456
ilość kotłowni
368
487
30
168
1053
1253
łączna moc
zainstalowana [MW]
710
289
151
102
1253
6
LUBUSKIE CIEPŁOWNICTWO
Zapotrzebowanie na moc
cieplną
4 300 MW
Produkcja ciepła
27 000 000 GJ
Teoretyczny potencjał
produkcji energii
elektrycznej w skojarzeniu
3 280 000 MWh
7
ZAPOTRZEBOWANIE NA MOC I ZUŻYCIE
ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Ponad 30% energii elektrycznej zużywanej w województwie lubuskim
dostarczane jest spoza jego obszaru.
Produkcja w źródłach lokalnych
Deficyt / Źródła zewnętrzne
Dostawa spoza obszaru województwa lubuskiego
Zapotrzebowanie/ zużycie w województwie
lubuskim
Moc osiągalna [MW]
Produkcja [MWh]
446,5
2 195 235
253,5
- 1 001 627
700
3 196 862
Konieczność importu energii elektrycznej oznacza większe koszty
(przesyłu) i większe ryzyko zakłócenia dostaw
Lubuskie potrzebuje nowych, lokalnych źródeł energii elektrycznej, najlepiej
aby były to źródła rozproszone, skojarzone i odnawialne
8
SKUTKI ZAOSTRZONYCH REGULACJI
ŚRODOWISKOWYCH
Nowe wymagania unijne, głównie wynikające z dyrektyw ETS i IED, poza zmniejszeniem
zanieczyszczenia, spowodują wzrost cen ciepła centralnego. Dotyczy to zwłaszcza
systemów bazujących na technologii węglowych kotłów wodnych.
Dyrektywa ETS w sprawie emisji CO2
zł/GJ
120
• Uprawnienia darmowe zostaną przydzielone
metodą benchmarkową, opartą o standard
10% najlepszych instalacji w Europie.
• Liczba darmowych uprawnień będzie się
corocznie zmniejszać, z 80% w roku 2013 do
30% w roku 2020 i 0% w roku 2027.
• Możliwe są derogacje, ale to jedynie odsuwa
a nie rozwiązuje problem
Dyrektywa IED w sprawie emisji
Cena ciepła dla mieszkańców
bez zmiany technologii*
Efekt dostosowania
do dyrektywy IED
(2023)
100
80
Efekt nowego systemu
rozliczania CO2 (2013)
60
• Wzrost rachunków
za ciepło bez
uwzględnienia
inflacji wyniesie
35-50%
przemysłowych
• Redukcja SO2
40
• Redukcja NOx
• Redukcja Pyłu
• Nie jest jeszcze znany ostateczny termin
wejścia w życie obowiązku redukcji SO2 i
NOx – 2016 lub 2023 rok.
20
*Analiza wykonana dla systemu
ciepłowniczego 70-tysięcznego miasta
0
• Nominalny wzrost
kosztów
wytwarzania ciepła
wyniesie 50-75%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
9
ZAOPATRZENIE W GAZ WOJEWÓDZTWA
LUBUSKIEGO
•
Ziemia Lubuska jest bogata we
własne zasoby gazu ziemnego, ale
poza głównymi miastami i kilkoma
gminami jest słabo zgazyfikiwana.
•
Zużycie gazu (przemysł i odbiorcy
komunalni )
ok. 1 mld. m3/a
10
STRATEGIE MODERNIZACJI POLSKICH
CIEPŁOWNI
Wymierne korzyści można osiągnąć zastępując węgiel gazem lub biomasą i
wprowadzając produkcję energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu.
Zalety
Strategia A
Budowa układów
kogeneracyjnych
na węglu
Strategia B
Budowa układów
kogeneracyjnych
na gazie
Strategia C
Budowa układów
kondensacyjnokogeneracyjnych
na biomasie
Strategia D
Układy hybrydowe
– łączące
powyższe
strategie
•
•
Dobrze rozpoznana technologia
Dostępność paliwa
Wady
•
•
•
•
•
Dobrze rozpoznana technologia
Dostępność paliwa
Redukcja emisji
•
•
Atrakcyjna stopa zwrotu na niektórych paliwach (np.
słoma)
W zasadzie nie wrażliwy na zmienny poziom
odbioru ciepła
Szansa na poprawę ekonomii wraz z zaostrzaniem
wymagań ochrony środowiska
•
Możliwość zoptymalizowania elektrociepłowni pod
względem ekonomii i ryzyk do specyficznych cech
indywidualnych rynków ciepła.
Dywersyfikacja ryzyka paliwowego i maksymalne
wykorzystanie konkretnych możliwości oferowanych
przez lokalny rynek biomasowy.
•
•
•
•
•
•
•
•
Wysoki koszt, niska opłacalność realizacji
inwestycji przy obecnym systemie wsparcia
bez dotacji UE dla małych jednostek
Duże ryzyko kolejnego zaostrzania wymagań
środowiskowych (węgiel napiętnowany)
Niepewny stan regulacyjny w zakresie
obowiązywania „żółtych” certyfikatów
Duża wrażliwość na wahania indeksów cen
ropy (czasowo)
Duże ryzyko rynku paliwowego, zwłaszcza
przy silnej konkurencji ze strony
„współspalania” i dużych kotłów
dedykowanych
Droga i wymagająca precyzyjnego
dopasowania do paliwa technologia
Przedsięwzięcie skomplikowane od strony
inżynierskiej i organizacyjnej.
Wysokie nakłady
11
BUDOWA NOWEJ ELEKTROCIEPŁOWNI PRZEZ
INWESTORA ZEWNĘTRZNEGO
• Nowa elektrociepłownia jest budowana na terenie istniejącego żródła ciepła.
• Finansowanie organizowane jest przez inwestora zewnętrznego w formule
’Project Finance’ bez konieczności angażowania środków PEC-u.
• Kluczowa jest umowa sprzedaży ciepła i umowa dzierżawy z opcją wykupu
gruntu.
• Umowa sprzedaży
ciepła:
Spółka
inwestycyjna
(celowa)
•
20 lat
•
Gwarantowany
odbiór minimalny
•
Uzgodniona formuła
cenowa
PEC
• Potencjalny udział kapitałowy
10-15%:
• Aport majątku
• Wkład gotówkowy
• Umowa dzierżawy/kupna
gruntu
• Umowa usługi
eksploatacyjnej
12
KORZYŚCI DLA MIASTA I PEC-U
WYNIKAJĄCE ZE WSPÓŁPRACY
Główną korzyścią jest szansa na niższe ceny ciepła dla mieszkańców i
skierowanie dostępnych środków PEC na inwestycje w system dystrybucji ciepła.
Ilustracja ścieżek cenowych ciepła dla
mieszkańców (łącznie z dystrybucją) [zł/GJ]
Prognoza cen w
przypadku
kontynuowania
działalności PEC
bez nowego bloku
Prognoza cen dla
mieszkańców w
przypadku
wybudowania
nowego bloku
Ilustracja
Korzyści dla PEC-u:
• Poprawa konkurencyjności PEC
wobec alternatywnych nośników
energii
• Uniknięcie przez PEC części
własnych wydatków inwestycyjnych
na majątek wytwórczy
• Możliwość zwiększenie inwestycji w
dystrybucji
Prognoza cen wg wzrostu
inflacyjnego
13
GŁÓWNE KORZYŚCI PRZY BUDOWIE
ELEKTROCIEPŁOWNI WE WSPÓŁPRACY Z
INWESTOREM ZEWNTRZNYM
1
Niższe ceny ciepła - budowa nowego bloku kogeneracyjnego pozwala na obniżenie kosztów wytwarzania ciepła w
stosunku do istniejących kotłów węglowych. Dodatkowym czynnikiem sprzyjającym redukcji cen jest uniknięcie
inwestycji przez PEC i działania optymalizacyjne po stronie własnego majątku.
2
Uniknięcie własnych inwestycji – Wymagany udział własny w całości lub w przeważającej części pokryje
inwestor zewnętrzny. Dodatkowo możliwe będą oszczędności na modernizacji istniejącej ciepłowni.
3
Ograniczenie niskiej emisji i emisji przemysłowych – utrzymanie niższych, a tym samym bardziej
konkurencyjnych cen ciepła oraz uniknięcie potrzeby inwestowania w działalność wytwórczą, stwarzają możliwości
dla większego rozwoju działalności sieciowej. Przyłączanie nowych odbiorców do centralnej sieci cieplnej redukuje
problem niskiej emisji (zanieczyszczeń emitowanych przez mieszkańców ze spalania węgla i odpadów we własnych
piecach). Nowy blok z powodu zastosowanej technologii i wysokich standardów nakładanych na nowe instalację
będzie emitował wielokrotnie mniej zanieczyszczeń w porównaniu do kotłów węglowych, a w przypadku niektórych
związków (pył) emisja może być zerowa.
Zwiększenie wpływów do budżetu gmin – budowa elektrociepłowni zwiększy wpływy do budżetu gminy w
wysokości 1-3 mln zł. Będą to przede wszystkim dochody z trzech źródeł:
4
5
•
•
•
Udział w dywidendzie (w przypadku zaangażowania kapitałowego PEC-u w projekt).
Podatek od nieruchomości
Udział gmin w CIT
Utrzymanie kontroli nad rynkiem ciepła – w przeciwieństwie do prywatyzacji, miasta nadal utrzymają kontrolę
nad majątkiem dystrybucyjnym i sprzedażą ciepła w mieście.
14
NOWOCZESNE UKŁADY KOGENERACYJNE
Nowe instalacje kogeneracyjne współpracują z istniejącymi źródłami (kotłami
wodnymi). Z reguły nowy blok pokrywa 70-80% potrzeb cieplnych systemu, a
kotły wodne pełnią funkcje rezerwowo-szczytowe.
Przykładowy układ
kogeneracyjny z
wykorzystaniem silników
tłokowych na gaz ziemny
MWt
Ilustracja
35
Zapotrzebowanie systemu
na ciepło
32,0
30
12
665
89,5
376
11
665
mieszanka
73,39 MW
paliwowo-powietrzna
12
665
chłodzenie
mieszanki
2,69
MW
89,5
376
8,28 MW
Produkcja z istniejących
instalacji
105
441
25
12,04 MW
Produkcja w kogeneracji
z nowego źródła
20
CM
Moc cieplna silników
27,08 MWt
Moc generatora
34,20 MWe
Silniki gazowe
15,6
15
G
14,6
12,4
11,2
10
chłodzenie
płaszcza
7,3
4,07 MW
5
chłodzenie oleju
3,1
2,69 MW
19
0,00
89,5
376
13
665
Strata chłodzenia
0,00 MW
78,8
331
15
665
73,5
309
CM
16
665
16
6,65
2,8
2,6
0
0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 h
15
PRZYKŁADOWY SCHEMAT ELEKTROCIEPŁOWNI
GAZOWO-BIOMASOWEJ Z WYKORZYSTANIEM TURBINY
GAZOWEJ
Straty w chłodnicy
0,00
MW
Moc generatora
21,8
MW
CH
Stata w spalinach
2,9 MW
Sprawność kotła odzysknicowego
Moc w paliwie
Turbina Parowa
90,0%
Sprawność kotła biomasowego:
114,3 MW
Moc kotła odzysknicowego:
39,7 MW
moc cieplna przekazana w spalinach do KO
44,12 MW
G
87%
Moc kotła biomasowego:
20,28 MW
Moc w paliwie
23,3
MW
PSW
KB
KO
WC
Straty na odsalaniu
0,14
PWC
WCP
MW
Moc na kondensatorze
42,96 MW
Sprężarka
Komora
Spalania
G
Turbina Gazowa
WS
moc generatora
47,2
Moc na wym. szczytowym
MW
0,00
MW
WP
Energia w wodzie
PK
0,09 MW
Energia w powietrzu
37,5 MW
PS
SC
Moc do sieci
42,96 MW
SUW
Moc elektryczna:
69,0
MW
PZ
Sprawność elektryczna:
50,13%
Wykaz oznaczeń:
Sprawność ogólna:
CH
chłodnie
WC
wymiennik ciepłowniczy
G
generator
WCP
wymiennik chłodzący pośredni
81,34%
PK
pompa kondensatu
WP
wymiennik regeneracyjny wysokociśnieniowy
Nazwa projekEOD
PS
pompa sieciowa
WS
wymiennik szczytowy
Elektrociepłownia Odolany
PSW
pompa sieciowa wstępna
ZZ
zbiornik zasilajacy z odgazowywaczem
etap: Wstępna koncepcja
PWC
pompa wody chłodzącej
PZ
pompa wody zasilającej
SC
obieg ciepłowniczy
SUW
stacja uzupełniania i uzdatniania wody
Nazwa rysunku:
Inwestor:
INVEN Group
Bilans cieplno-masowy, Wariant: B
Wersja:
0.1
Wykonał:
Michał Kalbarczyk; Justyna Bartosiewicz
Sprawdził:
Jacek Sawicki
Nr rysunku:
EOD/T/1.1/0.1/11
16
PODSUMOWANIE
Jednym z istotnych obowiązków władz samorządowych jest zapewnienie bezpieczeństwa
energetycznego swoim mieszkańcom.
Nowe wymagania związane z ochroną środowiska, głównie ETS i IED, spowodują wzrost
cen ciepła (centralnego). Dotyczy to zwłaszcza systemów bazujących na technologii
węglowych kotłów wodnych.
Ograniczenie tego wzrostu jest możliwe przez całkowite lub częściowe zastąpienie
istniejących instalacji nowymi układami kogeneracyjnymi opalanymi gazem lub/i
biomasą.
Inwestycje w budowę nowych jednostek kogeneracyjnych można zrealizować przy
wykorzystaniu inwestorów zewnętrznych bez konieczności, choć przy możliwym udziale,
finansowania samorządowego.
Wsparcie dla kogeneracji na gazie upływa w 2012 r. Wzorem innych krajów konieczna
jest kontynuacja lub wdrożenie nowego systemu wsparcia dla tej technologii, w
szczególności gwarantującego rynkową opłacalność inwestycji dla średniej wielkości
systemów miejskich.
Układy biomasowe, o ile zostaną uznane podwójne świadectwa lub pojawi się nowy
rodzaj świadectw, mogą stać się dość atrakcyjne. Problemem pozostanie dostępność
biomasy i skala obiektu.