Pobierz plik - Program Infrastruktura i Środowisko 2007-2013

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