Uwarunkowania budowy gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy

Celowość stosowania kogeneracji wynika przede wszystkim z przesłanek termodynamicznych, zmniejszenia zużycia paliw pierwotnych w porównaniu z rozdzieloną produkcją nośników energii. Redukcja zużycia paliw pierwotnych prowadzi równocześnie do zmniejszenia szkodliwych emisji do środowiska.

Stąd też jak najbardziej celowe jest wprowadzanie uregulowań prawnych zachęcających do inwestowania w technologie kogeneracyjne. W Polsce od wielu lat funkcjonuje na przykład system obrotu świadectwami wytworzenia energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji [3, 4].

Cechą charakterystyczną układów energetyki rozproszonej jest to, że bardzo często pracują one bezpośrednio na potrzeby obiektu, w którym zostały zainstalowane. Energia elektryczna może być w całości zużyta w obiekcie albo sprzedana do sieci lub odbiorcom końcowym. Dodatkowymi cechami wyróżniającymi mały układ skojarzony jest jego zwarta budowa umożliwiająca zazwyczaj dostarczenie kompletnego urządzenia, gotowego do instalacji i uruchomienia.

Za stosowaniem zasilanych paliwami gazowymi małych 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, turbiny gazowe, mikroturbiny gazowe),
• nieduże wymagania powierzchniowe,
• optymalne dopasowanie układu do potrzeb odbiorcy,
• możliwość spalania tanich gazów odpadowych (np. biogazów, gazów kopalnianych),
• możliwość zasilania odbiorcy końcowego wydzieloną linią elektryczną.
•  

Warto również podkreślić, że małe rozproszone układy CHP nie stanowią konkurencji dla energetyki zawodowej, ale przeciwnie, stają się bardzo pożądanym uzupełnieniem systemu elektroenergetycznego, zwiększając elastyczność jego pracy. Na przykład w zastosowaniach przemysłowych małe układy mogą pracować w celu pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną dla procesu technologicznego, pełniąc w istocie funkcję źródła szczytowego.

Wszystkie wymienione przesłanki przemawiają za rozwojem kogeneracji gazowej małych mocy. Należy jednak podkreślić, że o podjęciu ostatecznej decyzji inwestycyjnej i wyborze konkretnej konfiguracji układu musi zdecydować rachunek ekonomiczny.

Podstawowe urządzenia i technologie gazowych układów kogeneracyjnych

W praktyce buduje się już wiele różnych gazowych układów kogeneracyjnych. Najczęściej stosowane to:

• układy CHP z gazowymi silnikami tłokowymi,
• układy CHP z turbinami i mikroturbinami,
• elektrociepłownie gazowo-parowe,
• gazowe układy CHP zintegrowane z siłownią typu ORC (Organic Rankine Cycle) wykorzystującą niskotemperaturowe ciepło odpadowe do produkcji energii elektrycznej.
•  

Nowoczesne gazowe układy kogeneracyjne małych mocy budowane są w większości przypadków w oparciu o tłokowe silniki spalinowe, turbiny gazowe i mikroturbiny gazowe. Podstawowe parametry techniczne tych urządzeń przedstawiono w tabeli 1 [2].

Gazowe układy kogeneracyjne cechują się stosunkowo wysoką (i coraz wyższą) sprawnością procesu konwersji energii. Dotyczy to zarówno sprawności wytwarzania energii elektrycznej, jak i całkowitej sprawności układu. Nawet dla jednostek o stosunkowo małych mocach (poniżej 1 MW) sprawność wytwarzania energii elektrycznej dochodzić może do ponad 30% w przypadku turbin gazowych i ok. 40% dla gazowych silników tłokowych. W parowych siłowniach węglowych wartości takie osiągają dopiero bloki energetyczne o dużych mocach.

Wszędzie tam, gdzie oprócz zapotrzebowania na moc elektryczną i ciepło występuje zapotrzebowanie na nośnik chłodu, celowa jest instalacja układu CHP połączonego z urządzeniem chłodniczym. W układach CHP instaluje się najczęściej chłodziarki absorpcyjne zasilane ciepłem odbieranym ze spalin i układu chłodzenia silnika. Dzięki zastosowaniu chłodziarek absorpcyjnych możliwe jest bardzo efektywne wykorzystanie ciepła generowanego w układzie (np. w sezonie grzewczym do produkcji ciepła, a w sezonie letnim do celów klimatyzacyjnych). Stosuje się również układy wyposażone w chłodziarki sprężarkowe, ale wtedy możliwość gospodarowania ciepłem z układu pozostaje zazwyczaj na niezmienionym poziomie.

Coraz częściej w układach CHP wykorzystuje się biogazy, a zwłaszcza gazy fermentacyjne z oczyszczalni ścieków, gaz wysypiskowy czy gaz syntezowy ze zgazowania biomasy. Układy CHP na biogaz fermentacyjny z oczyszczalni ścieków lub gaz wysypiskowy znalazły już w Polsce bardzo szerokie zastosowanie. Wpływają na to głównie względy ekonomiczne, związane przede wszystkim z niską ceną paliwa.

Cechy konstrukcyjne i eksploatacyjne gazowych układów kogeneracyjnych, a także szeroka oferta rynkowa w zakresie mocy i parametrów urządzeń umożliwiają bardzo precyzyjne dopasowanie mocy i konfiguracji układu do zadanego indywidualnego zapotrzebowania na nośniki energii. Ponadto silniki tłokowe i turbiny gazowe odznaczają się bardzo krótkimi czasami rozruchu i odstawienia od pracy, co pozwala na elastyczne dopasowanie do dużych zmian obciążenia. W rezultacie optymalizacja konfiguracji i trybu pracy układu może przynieść znaczące efekty ekonomiczne.

Gazowe układy CHP są zazwyczaj tak dobierane, aby mogły pracować przez jak największą liczbę godzin w roku. Poza planowanymi wyłączeniami (przeglądy serwisowe, planowe remonty) czas pracy układu uzależniony jest od jego niezawodności. Bezpośrednią konsekwencją nieprzewidzianych wyłączeń układu jest wzrost kosztów zasilania obiektu w energię, co pogarsza wskaźniki ekonomiczne. Gwarantowana przez producentów urządzeń dyspozycyjność układów CHP mieści się w zakresie 92–97%. Uwzględnia ona zarówno wyłączenia planowe, jak i nieprzewidziane (awarie).

Dzięki stosowaniu paliw gazowych możliwe jest ograniczenie emisji wszelkich substancji szkodliwych dla środowiska do niezwykle niskiego poziomu, który nie jest osiągalny dla paliw stałych nawet przy zastosowaniu najbardziej efektywnych (i bardzo kosztownych) technologii spalania paliw i oczyszczania spalin. Ponadto w układach gazowych emisja pyłów i sadzy, a także tlenków siarki i tlenku węgla jest w zasadzie śladowa. Z uwagi na skład paliwa mniejsza jest też emisja CO₂. Zmniejszeniu emisji sprzyja dodatkowo stosunkowo wysoka sprawność energetyczna układów gazowych.

W przeciwieństwie do układów na paliwa stałe nie występuje też problem składowania i utylizacji odpadów po procesie spalania (żużel, popiół), a także odprowadzania ścieków związanych z pracą kotłów parowych (odmuliny, odsoliny).

Czynniki warunkujące efektywność ekonomiczną układów kogeneracyjnych

Nawet najkorzystniejsze wskaźniki efektywności energetycznej i ekologicznej nie są czynnikiem przesądzającym o budowie układu kogeneracyjnego. Przesłanką dla takiej decyzji może być jedynie pozytywny efekt ekonomiczny. Zależy on jednak od wielu czynników, spośród których najważniejsze to: przebieg zmienności zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną, ceny paliwa, ciepła i energii elektrycznej, konfiguracja układu, charakterystyka techniczna instalowanych urządzeń (moc, sprawność, wskaźnik skojarzenia oraz ich możliwe zmiany w trakcie pracy), tryb pracy systemu, możliwość współpracy z siecią energetyczną i in. Najkorzystniejsze efekty uzyskuje się, gdy układ zostanie dobrany optymalnie dla danych warunków technicznych i ekonomicznych.

Zgodnie z obowiązującymi standardami miarą opłacalności inwestycji są dyskontowe wskaźniki opłacalności. Głównym wskaźnikiem opłacalności jest wartość bieżąca netto po zakończeniu eksploatacji obiektu NPV, wewnętrzna stopa zwrotu kapitału inwestycyjnego IRR oraz zdyskontowany czas zwrotu poniesionych nakładów DPB. Inwestycja jest opłacalna, jeżeli spełniony zostaje warunek uzyskania dodatniego efektu ekonomicznego, tzn. NPV > 0. Oprócz tego inwestycja musi się cechować odpowiednio krótkim czasem zwrotu nakładów i dużą wartością stopy zwrotu IRR.

Ostateczny efekt ekonomiczny budowy układu kogeneracyjnego zależy od wielu czynników, które można podzielić na dwie zasadnicze grupy:

1.  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 energetycznymi),

- 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 prądu i ciepła),

- zapotrzebowanie na teren (nieduże 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 elektroenergetycznym), jak i cen zakupu energii elektrycznej (uniknięcie zakupu energii od dostawcy zewnętrznego),

- 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 (świadectwa „zielone”) w przypadku wykorzystywania np. biogazów czy biomasy,

- koszty korzystania 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 dobierać struktury układu energetycznego na poziomie studiów możliwości czy wykonalności. Wnioski z takich analiz mogą być też pomocne w procesie techniczno-ekonomicznej optymalizacji doboru układu i warunków jego eksploatacji.

Jako miarę opłacalności projektu inwestycyjnego można przyjąć podstawowy wskaźnik dyskontowy, którym jest NPV:

gdzie:

CF_t – 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 okresie 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 zmniejszania ogólności rozważań, że wartości CF_t są w poszczególnych latach podobne. Stąd warunek opłacalności można zapisać w postaci:

W skład przepływów finansowych wchodzą następujące podstawowe składniki:

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 CF_t > 0 może być spełniony tylko wtedy, gdy przychody S przewyższają sumę kosztów K (z uwzględnieniem korekty, jaką wprowadza wartość podatku dochodowego). Oznacza to, że projekt może być opłacalny tylko wtedy, gdy:

W skład strumieni przychodów i kosztów może wchodzić znaczna liczba składników, ale w praktyce (a zwłaszcza w przypadku układów energetycznych) zasadnicze znaczenie ma stosunkowo mała liczba pozycji. W przypadku gazowych układów kogeneracyjnych można tu wymienić przede wszystkim:

a)     przychody ze sprzedaży S:

• energii elektrycznej S_el,
• ciepła SQ,- 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) Ssp;

b)     koszty K:

• zakupu paliwa dla modułu kogeneracyjnego K_f,
•  zakupu świadectw pochodzenia wytwarzania energii elektrycznej „zielonych”, „żółtych”, „czerwonych” czy „fioletowych” w przypadku sprzedaży energii elektrycznej bezpośrednio odbiorcy końcowemu K_s,
• odpisy amortyzacyjne K_am,
• podatek akcyzowy od sprzedaży energii elektrycznej K_akc.

W przypadku najbardziej rozpowszechnionych gazowych układów kogeneracyjnych zasilanych gazem ziemnym kluczowe dla efektywności ekonomicznej są w zasadzie cztery składniki: S_el, S_Q, S_sp oraz K_f.

Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej Sel określa zależność:

gdzie:

E_els – ilość sprzedanej energii elektrycznej,

c_el – jednoskładnikowa (uśredniona) cena sprzedaży energii elektrycznej.

Przychody ze sprzedaży ciepła S_Q określa zależność:

gdzie:

Q – ilość sprzedanego ciepła,cQ – jednoskładnikowa (uśredniona) cena sprzedaży ciepła.

Relację pomiędzy ilością sprzedanej energii elektrycznej Eels a ilością ciepła użytecznego Q określa eksploatacyjny (rzeczywisty) wskaźnik skojarzenia σ:

Stąd:

Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia Ssp (tylko z wysokosprawnej kogeneracji) wynikają z następującej zależności:

gdzie:

E_elCHP [MWh] – ilość energii elektrycznej zakwalifikowanej jako wytworzona w wysokosprawnej kogeneracji.

W warunkach polskiego ustawodawstwa ilość energii elektrycznej, którą można zakwalifikować jako wytworzoną w wysokosprawnej kogeneracji, wynika z ogólnej zależności:

gdzie:

E_el – oznacza całkowitą (brutto) ilość energii elektrycznej wytworzonej w module kogeneracyjnym. Wartość parametru b może się zmieniać od 0 do 1 i zależy przede wszystkim od tzw. sprawności ogólnej układu kogeneracyjnego h_CHP oraz wskaźnika oszczędności energii chemicznej paliwa PES. Uzyskanie odpowiedniej wartości wskaźnika PES (PES > 10% lub PES > 0) jest warunkiem koniecznym do uzyskania świadectw pochodzenia z wysokosprawnej kogeneracji.

W przypadku uzyskania wymaganej wartości wskaźnika PES o wartości parametru h decyduje przede wszystkim wartość sprawności ogólnej η_CHP:

gdzie:

E_chf – 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 K_f:

gdzie:

c_chf – cena jednostki energii chemicznej paliwa (np. zł/GJ).

Ilość zużytej energii chemicznej paliwa E_chf i ilość energii elektrycznej E_el wyprodukowanej w module kogeneracyjnym (brutto) wiąże ze sobą bardzo istotny parametr techniczny modułu CHP, jakim jest sprawność elektryczna η_el:

Ilość energii elektrycznej sprzedanej Eels  jest mniejsza niż ilość energii elektrycznej wyprodukowanej w module CHP E_el z uwagi na konieczność pokrycia potrzeb własnych układu CHP:

przy czym wskaźnik potrzeb własnych elektrycznych e_w przybiera zazwyczaj wartość z przedziału 0,03–0,07.

Analizując strukturę zależności określających wartości wybranych składników przepływów finansowych, można wydzielić te parametry, które mają najistotniejszy wpływ na wskaźniki opłacalności gazowego układu kogeneracyjnego:

1. parametr techniczny:

   - sprawność elektryczna gazowego modułu kogeneracyjnego h_el;

2. parametr eksploatacyjny:

   - rzeczywisty wskaźnik skojarzenia s;

3. parametry cenowe:

   - cena zakupu energii chemicznej paliwa c_chf,

   - cena energii elektrycznej c_el (sprzedaż lub uniknięcie zakupu),

   - cena świadectw pochodzenia c_sp.

Ustalenie nawet szacunkowych, ale ogólnych relacji określających wpływ tych parametrów na wskaźniki opłacalności jest niezwykle trudne i wymagałoby zebrania i opracowania bardzo dużej liczby danych o istotnej wiarygodności statystycznej. Dla węższych grup projektów jest to jednak możliwe przynajmniej w wymiarze jakościowym.

Analiza przykładowego projektu budowy gazowego układu kogeneracyjnego

Szacunkową ocenę wpływu najistotniejszych parametrów technicznych, eksploatacyjnych i cenowych na opłacalność inwestycji przeprowadzono na przykładzie budowy układu kogeneracyjnego małej mocy (ok. 6 MW ciepła) z silnikiem gazowym (rys. 1) lub turbiną gazową (rys. 2). Urządzenia te różnią się przede wszystkim sprawnością wytwarzania energii elektrycznej.

Układ produkuje energię elektryczną sprzedawaną odbiorcy końcowemu (poprzez wydzieloną linię kablową) oraz ciepło grzewcze w postaci gorącej wody sprzedawanej do lokalnej sieci ciepłowniczej. Ciepło w postaci gorącej wody służy do pokrycia zapotrzebowania na moc cieplną (centralne ogrzewanie i ciepła woda użytkowa) u grupy odbiorców zgodnie z uporządkowanym wykresem przedstawionym na rys. 3.

Układ jest wyposażony w gazowy kocioł rezerwowo-szczytowy. Maksymalne zapotrzebowanie na moc cieplną wynosi ok. 9,5 MWTh. Przyjęto, że 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).

Do analizy przyjęto także, że układy CHP mogą być zasilane dwoma paliwami, różniącymi się przede wszystkim ceną zakupu:

1. gazem ziemnym wysokometanowym (cena jednoskładnikowa c_chf = 40 zł/GJ),

2. metanowym gazem kopalnianym (cena jednoskładnikowa cchf = 5 zł/GJ).

Z punktu widzenia eksploatacji układu najistotniejsza jest tu znacząca różnica w cenie paliwa. W przypadku metanowego gazu kopalnianego cena ta jest ośmiokrotnie niższa, co oczywiście znacząco obniża udział kosztu paliwa w całkowitych kosztach eksploatacji układu.

W celu możliwie wiarygodnego porównania efektywności ekonomicznej układów CHP przyjęto, że ich parametry techniczne wynikać będą z dopasowania po stronie mocy cieplnej. Ze wstępnej analizy przebiegu zapotrzebowania na moc cieplną (rys. 3) oraz oferty rynkowej silników tłokowych i turbin gazowych określono nominalną moc cieplną modułów CHP na poziomie 6–7 MWTh.

Podstawowe parametry techniczne i eksploatacyjne analizowanych modułów CHP przedstawia tabela 2.

Z analizy nominalnych parametrów technicznych wynika, że przy porównywalnej nominalnej mocy cieplnej gazowe silniki tłokowe charakteryzują się zdecydowania wyższą sprawnością elektryczną i nominalnym wskaźnikiem skojarzenia.

W oparciu o dane techniczne urządzeń i przebieg zapotrzebowania na moc cieplną wyznaczono roczne eksploatacyjne wielkości techniczne charakteryzujące pracę analizowanych układów CHP (tab. 3). Przyjęto, że roczny czas pracy modułów CHP wynosi 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 głównie wynikiem małej sprawności elektrycznej turbiny gazowej;
• stopień wykorzystania nominalnej mocy cieplnej modułów CHP z silnikami tłokowymi i turbiną gazową jest bardzo podobny;
• sprawność ogólna modułu CHP z silnikiem tłokowym jest o ok. 20% wyższa niż modułu z turbiną gazową (przy podobnym wykorzystaniu mocy cieplnej silnik tłokowy produkuje znacznie więcej energii elektrycznej);
• wskaźnik oszczędności energii chemicznej paliwa PES w przypadku modułu z turbiną gazową wynosi 8,3% (a więc jest niższy od granicznej wartości PESgr = 10%). Oznacza to, że pomimo dość wysokiej sprawności ogólnej układu nie będzie możliwe pozyskanie świadectw pochodzenia z wytworzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji);
• udział paliwa gazowego zużywanego w kotłach rezerwowo-szczytowych jest bardzo mały (na poziomie 1%).

W oparciu o wskaźniki techniczne przeprowadzono wstępną analizę opłacalności budowy układu CHP dla czterech wariantów techniczno-eksploatacyjnych (silniki tłokowe, turbina gazowa, gaz ziemny, gaz kopalniany) w celu wyznaczenia podstawowych wskaźników opłacalności (NPV, NPVR, IRR DPB). Do analizy opłacalności przyjęto następujące założenia i dane finansowe (ceny netto):

• stopa dyskonta dla projektu: 8,9%,
• czas eksploatacji układu CHP: 12 lat,
• cena zakupu gazu ziemnego (średnia jednoskładnikowa): 40 zł/GJ,
• cena zakupu gazu kopalnianego: 5 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,
• cena sprzedaży świadectw pochodzenia „fioletowych”: 55 zł/MWh.

Wartości wyznaczonych wskaźników opłacalności przedstawia tabela 4. W tabeli 5 zestawiono udziały procentowe najważniejszych strumieni przychodów i kosztów dla poszczególnych wariantów. Dla uproszczenia odpisy amortyzacyjne rozłożono równomiernie na wszystkie 12 lat eksploatacji (niezależnie od rodzaju środka trwałego).

Z danych zawartych w tab. 4 i 5 wynika, że w przypadku stosowania drogiego paliwa (gaz ziemny) wskaźniki opłacalności są w miarę pozytywne tylko w przypadku układu z silnikami tłokowymi. Układ z turbiną gazową jest zupełnie nieopłacalny. 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 aż 80%).

Jednak nawet w przypadku silnika tłokowego stosunek rocznych przychodów do kosztów jest tylko nieznacznie większy od jedności (dla układu z turbiną gazową koszty są o ponad połowę wyższe od przychodów), co sprawia, że wskaźniki opłacalności są bardzo wrażliwe na niewielkie nawet zmiany podstawowych parametrów cenowych.

Opłacalność projektu radykalnie się poprawia w przypadku stosowania znacznie tańszego paliwa, jakim jest gaz kopalniany. Koszt zakupu spada kilkukrotnie, co sprawia też, ze 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 przypadku układu z turbiną gazową uzyskuje się niezwykle korzystne (jak na układy energetyczne) wskaźniki opłacalności.

Ze struktury przychodów ze sprzedaży wynika, że podstawową pozycję zajmuje energia elektryczna. Sprzedaż prądu oraz świadectw pochodzenia z wysokosprawnej kogeneracji stanowi od 68 aż do 85% całości przychodów.

Wnioski

Z przeprowadzonych analiz można wysnuć wiele wniosków dotyczących uwarunkowań techniczno-ekonomicznych budowy gazowych układów kogeneracyjnych w obszarze energetyki rozproszonej w Polsce:

1. Podstawowym parametrem technicznym mającym wpływ na wskaźniki opłacalności układu CHP jest sprawność elektryczna gazowego modułu kogeneracyjnego hel.
2. Podstawowym parametrem eksploatacyjnym mającym wpływ na wskaźniki opłacalności układu CHP jest rzeczywisty wskaźnik skojarzenia s.
3. Podstawowymi parametrami cenowymi mającymi wpływ na wskaźniki opłacalności układu CHP jest cena zakupu energii chemicznej paliwa cchf, cena energii elektrycznej c_el (sprzedaż lub uniknięty zakup) oraz cena świadectw pochodzenia c_sp (sprzedaż i ewentualny koszt zakupu).
4. W wypadku układów CHP zasilanych drogim paliwem (np. gazem ziemnym systemowym) kluczowe znaczenie dla uzyskania korzystnych wskaźników opłacalności (przy stałych parametrach cenowych) ma odpowiednio wysoka sprawność elektryczna modułu CHP, rzeczywisty wskaźnik skojarzenia oraz przede wszystkim odpowiednio wysoka cena sprzedaży energii elektrycznej. Stąd najbardziej celowa jest tu budowa układów produkujących prąd na potrzeby wydzielonych odbiorców końcowych lub pokrywających potrzeby własne (uniknięty koszt zakupu).
5. Dla układów CHP zasilanych stosunkowo tanim paliwem (np. metanowym gazem kopalnianym, a zwłaszcza biogazami fermentacyjnymi) korzystne wskaźniki opłacalności można uzyskać nawet w wypadku stosunkowo niskich sprawności elektrycznych modułu CHP i niezbyt wysokich rzeczywistych wskaźników skojarzenia.

Literatura

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 lipca 2011 r. 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 (DzU nr 185/2011, poz. 1314).

4. Ustawa z dnia 10 kwietnia 2007 r. Prawo energetyczne (DzU nr 54/1997, poz. 348, ze zm. – stan prawny na 3 maja 2012 r.).

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!