Ciepło z OZE – projekt innowacyjnej elektrociepłowni w Końskich

Projekty złożone w ramach dwóch konkursów organizowanych przez NCBR wyraźnie pokazują, że technologie dekarbonizacji energetyki i ciepłownictwa są dostępne, a sukces zależy głównie od możliwości ich połączenia w określonych warunkach lokalnych. Wskazują na to także przeprowadzone analizy numeryczne i ekonomiczne proponowanych modeli oraz algorytmów inteligentnego systemu zarządzania produkcją energii i studia wykonalności.

Na terenie Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Końskich Sp. z o.o. zlokalizowany zostanie demonstrator technologii sfinansowany w ramach konkursu NCBR „Ciepłownia przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE”. Tematem niniejszego artykułu jest jednak projekt elektrociepłowni opracowany w ramach konkursu „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” przez konsorcjum, w skład którego weszły: Atende Industries Sp. z o.o., Energoprojekt Katowice S.A. i Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Końskich Sp. z o.o. Projekt ten zakłada zmodernizowanie części systemu ciepłowniczego i energetycznego w Końskich w taki sposób, żeby energia cieplna i elektryczna były dostarczane zarówno przez wybudowane na potrzeby projektu źródła odnawialne, jak i już dostępne. Wdrożenie ma zapewnić zieloną energię cieplną i elektryczną dla 600 lokali mieszkalnych, a dodatkowo posłużyć do aktywizacji prosumentów i stworzyć lokalny rynek energii dzięki powołaniu spółdzielni energetycznej.

Celem projektu było potwierdzenie hipotezy badawczej o rynkowej wykonalności systemu elektrociepłowniczego, który będzie dostarczać odbiorcom ciepło i energię elektryczną pozyskane w co najmniej 80% ze źródeł odnawialnych. Etap projektowy obejmuje weryfikację hipotez badawczych oraz opracowanie optymalnej technologii i konfiguracji urządzeń dla sytemu demonstracyjnego, a także potwierdzenie przyjętych założeń na podstawie analiz numerycznych, ekonomicznych oraz środowiskowych.

Innowacyjne rozwiązanie ma służyć przekształcaniu istniejących krajowych systemów ciepłowniczych bazujących na paliwach kopalnych w uniwersalny system wytwarzania i magazynowania energii do celów grzewczych w połączeniu z kogeneracją opartą na odnawialnych źródłach energii. Stworzony system ma ponadto zapewniać stabilizację oraz autobilansowanie lokalnego systemu elektroenergetycznego. Pozwoli upowszechnić technologie OZE w elektrociepłownictwie, sprzyjając ochronie powietrza i klimatu oraz dekarbonizacji i osiągnięciu neutralności klimatycznej do 2050 r. zgodnie z założeniami Europejskiego Zielonego Ładu.

Pełna nazwa opisywanego projektu to „Elektrociepłownia solarna z magazynowaniem energii w zbiorniku sezonowym typu PTES oraz w wodorze wraz z inteligentnym systemem zarządzania energią”. Ideą rozwiązania jest wykorzystanie energii słonecznej do zaspokajania zapotrzebowania odbiorców na ciepło do celów grzewczych oraz podgrzewu c.w.u., a także energię elektryczną, ze szczególnym naciskiem położonym na dostawę ciepła i c.w.u. w okresie zimowym. Zmienny potencjał energetyczny słońca w skali roku i doby oraz zmienne warunki atmosferyczne wymagają zastosowania magazynów energii – cieplnej i elektrycznej – które zgromadzą i przechowają energię w czasie nadprodukcji i uwolnią w okresie zwiększonego zapotrzebowania.

Instalacja ma się charakteryzować średnioroczną zdolnością generacji energii cieplnej w ilości co najmniej pokrywającej zapotrzebowanie cieplne odbiorców oraz straty ciepła (głównie z magazynu ciepła). Powinna mieć zdolność nie tylko do magazynowania energii cieplnej, ale także uwalniania jej w okresach wzmożonego zapotrzebowania i ograniczonej generacji, a także dostarczania oczekiwanej ilości energii bez względu na stopień naładowania i sposób działania magazynu ciepła. Inteligentny nadrzędny system sterowania powinien zapewnić optymalne wykorzystanie komponentów technologicznych, a także predykcję trendów cenowych zakupu/sprzedaży energii elektrycznej w celu intensyfikacji efektu ekonomicznego przedsięwzięcia. W okresie najwyższego zapotrzebowania na ciepło dopuszczalne jest wykorzystanie szczytowych źródeł nieodnawialnych.

Konsorcjum zdecydowało o budowie instalacji pilotażowej obsługującej 17 wielorodzinnych budynków mieszkalnych na osiedlu 3 Maja w Końskich. Na rys. 1 przedstawiono poglądowy schemat tej technologii.

Główne elementy technologii

Podstawowym źródłem energii jest energia słoneczna pozyskiwana jako ciepło przez kolektory słoneczne oraz jako energia elektryczna przez panele fotowoltaiczne. Obok istniejącej ciepłowni miejskiej zaprojektowano farmę solarną (termiczną) i zagłębiony w gruncie sezonowy magazyn ciepła typu PTES ( Pit Thermal Energy Storage). Farma solarna ma być podstawowym źródłem energii do podgrzewania czynnika grzewczego w zbiorniku. Na jej instalację składają się wielkopowierzchniowe, płaskie kolektory słoneczne, orurowanie, pompy obiegu glikolu oraz wymienniki ciepła woda/glikol. Farma fotowoltaiczna pokrywać będzie w pierwszej kolejności zasilanie energią elektryczną urządzeń w ramach opisywanej instalacji. Ma się składać z monokrystalicznych modułów fotowoltaicznych, falowników DC/AC, stacji transformatorowych, okablowania DC i AC, systemu monitoringu i aparatury sterującej. Magazyn sezonowy ciepła typu PTES to zbiornik gruntowy o dużej pojemności do zakumulowania energii ze źródeł odnawialnych – głównie z farmy słonecznej, nadwyżek energii elektrycznej konwertowanej w ciepło przez kocioł elektrodowy oraz nadwyżek energii cieplnej z jednostek kogeneracji zasilanych wodorem, wyprodukowanej w sezonie letnim. Kocioł elektrodowy to drugorzędne źródło ciepła do magazynu PTES. Będzie pracował w okresie nadprodukcji energii elektrycznej w farmie PV. Jednostka kogeneracyjna – silnik gazowy CHP spalający wodór – będzie źródłem energii elektrycznej, gdy farma PV nie pracuje (np. nocą), i ciepła odpadowego, które zasili magazyn ciepła. Wodór dostarczy stacja elektrolizy wodoru wraz ze sprężarką i magazynem wodoru. To swego rodzaju magazyn energii dla źródła kogeneracyjnego – silnika CHP.

Ciepło z magazynu sezonowego zasili układ ciepłowniczy na osiedlu mieszkaniowym. Instalacja dostarczania ciepła do odbiorców zewnętrznych odpowiedzialna jest za regulację temperatury i przepływu wody grzewczej. W zależności od stopnia naładowania magazynu ciepła PTES, do tego celu wykorzystywany będzie: płytowy wymiennik ciepła (I stopień) typu woda/woda, gdy temperatura medium w PTES przewyższa temperaturę wymaganą przez sieć, lub pompy ciepła (II stopień), gdy temperatura medium w PTES utrzymuje się poniżej wartości wymaganej przez sieć. Od lipca do połowy listopada ciepło dostarczane będzie do odbiorców bezpośrednio za pomocą wymiennika, na co pozwala stan naładowania zbiornika PTES, a w pozostałym okresie temperaturę zasilania będą podnosić pompy ciepła. W miesiącach grudzień–marzec będzie to ok. 400–430 MWh, w kwietniu ilość ta spadnie do ok. 216 MWh, w maju i czerwcu do ok. 80–110 MWh. Pompy ciepła poza sezonem grzewczym zapewnią wymaganą temperaturę c.w.u., gdyż magazyn będzie jeszcze do lipca wychłodzony. Zasilane będą energią elektryczną z farmy PV lub z silników kogeneracyjnych spalających zmagazynowany zielony wodór. Zimą, w okresie najwyższego zapotrzebowania na ciepło, dopuszczalne będzie wykorzystanie źródeł nieodnawialnych w charakterze źródeł szczytowych – zapewnią to dwa istniejące kotły gazowe, już funkcjonujące w systemie ciepłowniczym. W razie niedoboru dopuszcza się zakup certyfikowanej energii elektrycznej pochodzącej z OZE od lokalnych wytwórców, z którymi nawiązana zostanie współpraca. Zakłada się powiązanie projektowanego systemu z lokalnym systemem energetycznym, czyli włączenie do lokalnej spółdzielni energetycznej oraz sprzedaż mieszkańcom nadwyżek energii elektrycznej z farmy PV. Nad funkcjonowaniem całości przepływu energii i sterowaniem instalacją czuwać będzie autorski system informatyczny besmart.energy, który zapewni m.in.: pomiary, kontrolę i sterowanie poszczególnymi komponentami systemu EC; efektywne zarządzanie (predictive maintenance) dla kluczowych komponentów; prognozowanie produkcji energii OZE i bilansowanie energii; predykcję zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną; autobilansowanie i rozliczanie spółdzielni energetycznej oraz bezpieczeństwo fizyczne i cybernetyczne. W przyszłości – po odpowiednich zmianach legislacyjnych – system będzie wykorzystywał również dynamiczne taryfy energii elektrycznej, dzięki czemu opłacalne może się okazać np. produkowanie wodoru lub podgrzewanie czynnika w magazynie sezonowym ze źródeł odnawialnych i zasilanie odbiorców z krajowego systemu energetycznego. Zadaniem systemu informatycznego będzie rozwiązanie problemu optymalizacji i podjęcie właściwej decyzji.

Przeprowadzone symulacje wskazują, że udział OZE w instalacji z opisywanymi elementami i rozwiązaniami technologicznymi wyniesie ok. 92%. Energia będzie czerpana z promieniowania słonecznego. Na terenie Polski nasłonecznienie wynosi 900–1200 kWh/rok/m², w Końskich – 1070 kWh/rok/m². Ważne są warunki lokalne – możliwie płaski teren z ewentualnym niewielkim pochyleniem. W zależności od planu zasilania urządzeń (np. pomp) oraz wyprowadzenia mocy z farmy PV konieczna jest analiza istniejącej sieci przesyłowej i/lub rozważenie dodatkowych kosztów wykonania przyłącza. Z kolei dla sezonowego magazynu ciepła ograniczeniem jest dostępność gruntów umożliwiających przygotowanie wykopu o wymaganej wielkości, w którym będzie składowany czynnik akumulujący ciepło. Stosunek pojemności cieplnej do objętości magazynu jest stały.

Lokalizacja osiedla i opis istniejących instalacji

Obecnie 100% energii cieplnej dla opisywanego osiedla pochodzi ze spalania paliw kopalnych – gazu ziemnego GZ-50. Budynki mieszkalne zasilane są w ciepło i c.w.u. z dwóch lokalnych osiedlowych kotłowni gazowych K1 oraz K3 o łącznej mocy nominalnej 3150 kW. Projektowany system dostarczy ciepło do lokali o łącznej powierzchni użytkowej 31 576 m², zlokalizowanych w 17 budynkach oddanych do eksploatacji w latach 80. Instalacje c.o. zostały zaprojektowane do zasilania 90/70°C. W latach 2009–2012 budynki poddane zostały termomodernizacji – docieplono ściany zewnętrzne i stropodachy wentylowane i wymieniono większość stolarki okiennej oraz drzwi wejściowych do budynków. W efekcie ograniczono współczynniki przenikania ciepła przez przegrody: dla ścian zewnętrznych z 0,694–0,749 do 0,225–0,231 W/(m²K), dla stropodachów wentylowanych z 1,456 do 0,213 W/(m²K), dla okien z 2,6 do 1,6 W/(m²K), a dla drzwi zewnętrznych z 5,2 do 2,6 W/(m²K). W ramach modernizacji instalacji c.o. zlikwidowano centralny układ odpowietrzenia, zastępując go odpowietrznikami automatycznymi na pionach instalacyjnych, zainstalowano regulacyjne zawory podpionowe i przygrzejnikowe zawory regulacyjne z głowicami termostatycznymi. Zapotrzebowanie budynków na ciepło ograniczone zostało o niemal 35%. Nie dokonano wymiany instalacji c.o., tak aby można było obniżyć parametry zasilania, dlatego na potrzeby demonstratora technologii przyjęto obniżenie obliczeniowych parametrów zasilania instalacji c.o. tylko o 10°C, czyli z 90/70 do 80/60°C. Temperatura c.w.u. w punktach czerpalnych będzie wynosiła 55°C.

Obecnie osiedle zapatrywane jest w ciepło przez dwie kotłownie gazowe. W K-1 pracują trzy kotły gazowe: dwa Vitoplex 200 SX-2A o mocy 700 kW każdy, które pełnią funkcję kotłów głównych działających w okresie sezonu grzewczego i zaopatrujących w ciepło na potrzeby c.o. i c.w.u. Trzeci kocioł to Vitoplex 200 SX-2A o mocy 350 kW, który pracuje w okresie letnim, zapewniając c.w.u. Łączna moc zainstalowana w obiekcie wynosi 1750 kW, a moc zamówiona 1780 kW. Kotłownia K-3 obejmuje dwa kotły Vitoplex 200 SX-2A o mocy 700 kW każdy w układzie kaskadowym, wytwarzające ciepło na potrzeby c.o. i c.w.u. Moc zamówiona wynosi 1120 kW. Obliczeniowe parametry czynnika grzewczego w lokalnych kotłowniach gazowych to: temperatura dopuszczalna: 95°C, ciśnienie dopuszczalne: 0,40 MPa.

PEC w Końskich prowadzi również koncesjonowaną działalność w zakresie dystrybucji i obrotu energią elektryczną. Dysponuje sieciami SN o napięciu 6 kV oraz nN o napięciu 0,4 kV, a w obrębie terenów przemysłowych siecią SN o napięciu 15 kV oraz siecią nN o napięciu 0,4 kV. Rezerwę mocy dla sieci dystrybucyjnych PEC zapewniają dwie stacje transformatorowe: stacja 110/6/15 kV z dwoma transformatorami – 2×16 MVA = 32 MVA oraz stacja 15/0,4 kV, z transformatorem 0,630 kVA. Moc zamówiona dla dystrybucji w PGE wynosi 7,0 MW. Łączna moc zamówiona w PEC przez wszystkich odbiorców to 0,353 MW.

Plan realizacji przedsięwzięcia

Zaplanowano podział zadań inwestycyjnych w czterech niezależnych lokalizacjach na cztery odrębne procesy projektowe i postępowania administracyjne, wymagające niezbędnych wystąpień do organów administracji i gestorów, oraz cztery realizacje. Takie rozwiązanie ogranicza ryzyko wpływu procesu formalno-prawnego na realizację harmonogramu inwestycji. Zadania 1, 2 i 4 są jasne pod względem formalno-prawnym, natomiast zadanie 3, czyli inwestycje liniowe, wymagają wielu uzgodnień w zakresie prowadzonej infrastruktury z konkretnymi gestorami, właścicielami terenów lub ich zarządcami.

1. Budowa magazynu i farmy kolektorów słonecznych. Magazyn ciepła wraz z farmą solarną będzie zbudowany na północ od centrum miasta, na terenie wykorzystywanym wcześniej jako poletka w oczyszczalni ścieków. Istotny element uwarunkowań lokalizacji sezonowego magazynu ciepła stanowią uwarunkowania gruntowe, w szczególności poziom wód gruntowych oraz cieków wodnych. Magazyn powinien być lokalizowany w bezpośrednim sąsiedztwie farmy solarnej z uwagi na wysoki koszt glikolu stosowanego w mieszance czynnika grzewczego oraz straty ciepła w instalacji na odcinku kolektory–magazyn.

2. Budowa infrastruktury kogeneracyjnej wraz z instalacją do wytwarzania i magazynowania wodoru planowana jest na terenie PEC. Teren inwestycji sąsiaduje bezpośrednio z zabudowaniami wytwórczymi PEC i rozdzielnią 110 kV oraz terenem przeznaczonym pod zabudowę produkcyjną, magazynową i usługową.

3. Przebudowa kotłowni i sieci osiedlowych z przystosowaniem do zasilania z sezonowego magazynu ciepła rurociągiem preizolowanym. Przebieg trasy ciepłociągu przedstawia rys. 2.

4. Budowa farmy fotowoltaicznej – zlokalizowana zostanie na północ od miasta, na terenach łąkowych, dawniej eksploatowanych przez oczyszczalnię ścieków jako poletka i kwatery filtracyjne. Przyłączenie farmy fotowoltaicznej do sieci energetycznej obejmuje wykorzystanie kilku punktów infrastruktury technicznej. Projektowane jest złącze kablowe ZK-SN TPM-W-4 15 kV w obrębie sąsiedniej miejscowości Kornica.

Projektowanie technologii i modelowanie

Do zamodelowania instalacji elektrociepłowni wykorzystano oprogramowanie symulacyjne TRNSYS. Symulacje przeprowadzane były w okresie trzyletnim (od 1 stycznia 2024 do 31 stycznia 2026) z dziesięciominutowym krokiem czasowym. Tworzenie modelu elektrociepłowni przebiegało w dwóch etapach: pierwszy rozpoczął się od opracowania wstępnego projektu układu, a drugi polegał na zastosowaniu algorytmów optymalizacyjnych. Dzięki temu możliwy był optymalny dobór wielkości najważniejszych urządzeń oraz zwiększenie efektywności energetycznej i ekonomicznej instalacji przy jednoczesnym zachowaniu wysokiego poziomu udziału energii z OZE. Korzyści wynikające ze stworzenia modelu elektrociepłowni w oprogramowaniu symulacyjnym są następujące:

1. Potwierdzenie rynkowej wykonalności elektrociepłowni, która wytwarzałaby ciepło i energię elektryczną w ponad 92% z odnawialnych źródeł energii.

2. Ograniczenie ryzyka przewymiarowania instalacji oraz ustalenie optymalnych wielkości zastosowanych urządzeń, co pozwala ograniczyć koszty inwestycyjne.

3. Sprawdzenie poprawności przyjętej koncepcji i zasad sterowania elektrociepłownią oraz elastyczność w testowaniu różnych rozwiązań.

4. Możliwość przetestowania działania układu w różnych warunkach pogodowych, aby zapobiegać problemom, które mogą wystąpić w rzeczywistym układzie.

Korzyści te zależą jednak od poprawnego zbudowania modelu i właściwych symulacji. A przeszkodą mogą tu być: brak dostatecznej znajomości używanych narzędzi, konieczność dokładnej analizy działania modelowanego urządzenia, jego parametrów oraz ich odwzorowania, a także problemy z pozyskiwaniem wiarygodnych danych wsadowych do tych procesów.

Wyniki modelowania numerycznego wskazują, że średnioroczna sprawność układu wyniesie 77%, średnioroczna energia cieplna wyprodukowana z OZE na potrzeby systemu ciepłowniczego: 3239 MWh, średnioroczna energia elektryczna wyprodukowana z OZE: 4950 MWh, w tym na potrzeby własne: 519 MWh, energia elektryczna sprzedana do KSE: 2696 MWh, redukcja emisji CO2 ze spalania gazu ziemnego: 86,58%, a średnioroczna redukcja zużycia gazu ziemnego: 298 184 m³. Najwięcej energii uzyskiwane będzie z farmy kolektorów słonecznych w maju (ok. 316 MWh), a najmniej w listopadzie (ok. 16 MWh). Kocioł elektrodowy zasilany energią elektryczną z farmy PV w miesiącach letnich (maj–sierpień) generuje ciepło na poziomie 180–190 MWh. Zimą produkcja energii spada do ok. 60 MWh, ale to wciąż więcej niż z farmy kolektorów słonecznych w tym samym czasie, gdyż produkcja energii elektrycznej przez farmę PV nie jest tak wrażliwa na temperatury otoczenia jak przez kolektory słoneczne. Jednostka kogeneracyjna (CHP) jest uruchamiana tylko wtedy, gdy w magazynie wodoru zgromadzona zostanie dostatecznie duża ilość paliwa do zasilania silnika oraz gdy potrzeby własne dotyczące energii elektrycznej są wyższe niż ilość energii wyprodukowanej przez farmę PV i jednocześnie na tyle wysokie, że przewyższają minimum pracy CHP. Konieczność spełnienia tych wszystkich warunków powoduje, że udział energii generowanej przez CHP jest znikomy w całkowitej produkcji ciepła w instalacji.

Skalowalność i replikowalność technologii

Wybrane urządzenia należą do technologii dających się łatwo skalować. Możliwe jest zwiększenie mocy układu zarówno poprzez zwiększanie liczby i parametrów urządzeń, jak i kaskadową rozbudowę układów, w tym pojemności sezonowego magazynu energii. Ograniczeniem w skalowalności może być dostępność terenu pod budowę farmy PV i solarnej oraz magazynu energii cieplnej, a także lokalne warunki gruntowe dla posadowienia zbiornika – zwłaszcza poziom wód gruntowych. W farmie PV panele oraz falowniki umożliwiają skalowanie poprzez dodawanie kolejnych urządzeń, a ich producenci to firmy o globalnym zasięgu i wysokiej stabilności. Zmiana skali przedsięwzięcia nie powoduje zmiany w technologii, a jedynie w wielkości lub liczbie stosowanych urządzeń – to samo dotyczy farmy słonecznej. Cena MWp zmniejsza się wraz ze zwiększeniem instalacji. Sezonowy magazyn ciepła PTES jest zbiornikiem projektowanym indywidualnie i wykonywanym dla danego przedsięwzięcia, jest to jednak rozwiązanie skalowalne i replikowalne. Decyzja o zastosowaniu danego rodzaju magazynu sezonowego powinna być każdorazowo poprzedzona wnikliwą analizą opłacalności projektu w połączeniu z pracą całego zespołu urządzeń, którymi dysponuje przedsiębiorstwo ciepłownicze. Na wyniki analiz wpływa w dużym stopniu sprawność energetyczna zbiornika oraz jego wielkość determinująca jednostkowe koszty budowy. Sprawność energetyczna zbiorników ciepła może sięgać 90%. Przewidziane do zastosowania elektrolizery (z membraną typu PEM), sprężarki wodoru, magazyny wodoru, agregaty kogeneracyjne, pompy ciepła, kocioł elektrodowy są skalowane zarówno w poziomie (dodawanie kolejnych elementów), jak i w pionie (wyższe parametry pracy). 

Replikowalność rozumiana jest jako możliwość wykorzystania projektu w innych elektrociepłowniach. System korzysta z powszechnie dostępnych technologii i urządzeń i może być wdrażany w innych elektrociepłowniach w Polsce. Głównym utrudnieniem dla replikowalności jest konieczność posiadania koncesji, gruntów pod farmy i magazyn ciepła oraz dostępność unikalnego systemu sterowania.

Omawiany projekt ma też potencjał dostosowywania się do zmian na rynku ciepła i energii elektrycznej. Jeśli zapotrzebowanie na ciepło spadnie (powszechna termomodernizacja budynków), system zgodnie z jego architekturą zrealizuje sprzedaż energii elektrycznej – wykorzystywanej również na cele ciepłownicze – do spółdzielni energetycznej, co spowoduje lokalną obniżkę cen energii. Możliwa jest też sprzedaż operatorowi sieci dystrybucyjnej. Nadmiar energii może być wykorzystany do produkcji zielonego wodoru dla transportu.

Kogeneracja

Zastosowanie kogeneracji skutkuje wyższą sprawnością oraz mniejszym zużyciem paliwa niż w przypadku procesów rozdzielnych. Silnik kogeneracyjny zapewnia energię elektryczną na potrzeby własne elektrociepłowni w przypadkach niedoboru energii z farmy PV – w nocy oraz w miesiącach zimowych. W ramach projektu nie zakładano sprzedaży energii elektrycznej wyprodukowanej przez jednostkę kogeneracji do KSE. Z tego powodu w okresach, gdy nie działa pompa ciepła (głównie latem), zapotrzebowanie na moc elektryczną jest mniejsze, niż wynosi minimum pracy jednostki kogeneracji, i nie jest ona uruchamiana. Moc CHP została narzucona przez kryteria projektu, zmniejszenie mocy urządzenia zwiększyłoby stopień jego wykorzystania i korzystnie wpłynęło na jednostkową cenę końcową ciepła. Budowa linii wodorowej stanowi 1/3 budżetu, a CHP działa przez 155 h w roku (1,8%). Stopień wykorzystania urządzeń linii wodorowej wynika z założeń przyjętych na etapie optymalizacji układu. Układ w zaproponowanej konfiguracji wykazuje potencjał do zwiększenia udziału produkowanej w nim energii elektrycznej w skali całego roku.

Analiza kosztów ciepła

Przy wyliczaniu jednostkowego kosztu wytwarzania ciepła w [zł/GJ] zastosowano dyskontowy uśredniony koszt (Levelized Cost of Heat, LCOH). Wskaźnik LCOH rozumiany jest jako możliwa dla nabywcy cena ciepła równoważąca koszty jego wytworzenia, z uwzględnieniem wymaganej stopy zwrotu z zainwestowanego kapitału (inaczej: wartość bieżąca netto kosztu wytworzenia 1 GJ ciepła w perspektywie całego okresu obliczeniowego).

Arkusz kalkulacyjny dołączony był do materiałów konkursowych. Wydatki inwestycyjne objęły początkowe nakłady na wybudowanie instalacji oraz wydatki odtworzeniowe w założonym horyzoncie czasowym, niezbędne do poprawnego działania i przyjęte w odniesieniu do poziomu cen z lipca 2021 r. Strukturę wydatków inwestycyjnych ilustruje rys. 3. Koszty eksploatacyjne objęły: paliwo (gaz), zużycie energii, koszty stałe wyliczone według przyjętych w modelu wskaźników odniesionych do początkowych wydatków inwestycyjnych – są to głównie koszty utrzymania ruchu i niezbędnych konserwacji instalacji. Pozostałe założenia (domyślnie zamieszczone w modelu) są następujące: realna stopa dyskonta – 3%, okres obliczeniowy demonstratora – 25 lat, wydatki początkowe ponoszone w roku „zerowym”, rachunek w ujęciu realnym (bez inflacji) do poziomu cen obowiązujących w lipcu 2021 r.

Jednostkowy koszt ciepła wg przyjętych założeń wyniósł 232,47 zł/MWh, czyli 64, 58 zł/GJ. Dla zaprezentowanej metodologii przeprowadzono równolegle rachunek uwzględniający skorygowane założenia kosztowe i makroekonomiczne uwzględniające tendencje zmian poziomu cen rynkowych. Zmieniono m.in.: cenę wyjściową gazu ziemnego na 220 zł/MWh (dane wg kontraktów terminowych TGE), ceny zakupu energii w poszczególnych porach dnia – wzrost ceny wyjściowej średnio o 20% przy niezmiennym trendzie wzrostowym w latach kolejnych, wzrost nakładów inwestycyjnych o 25% (wg stanu na dzień zakończenia prac koncepcyjnych szacowany wzrost nakładów inwestycyjnych przekroczył 50% w stosunku do danych bazowych), wzrost kosztów stałych obsługi farmy – wg szacunków koszty takie wahają się od 50 do 80 tys. zł/1 MWp. Po przyjęciu powyższych założeń wartość wskaźnika LCOH wzrosła do poziomu 80,3 zł/GJ, jest to zatem przyrost o ok. 24% w stosunku do wyliczeń bazowych.

Analiza efektywności ekonomicznej

Wyniki obliczeń efektywności dla trzech początkowych lat zawiera tabela 1. Są to dane przyjęte według metodologii obowiązującej w modelu zawartym w załączniku do regulaminu konkursu, gdzie od uzyskanej sumy wyniku operacyjnego (EBIT) odejmuje się 3/25 poniesionych początkowych nakładów inwestycyjnych. Wartość salda wyniku finansowego z trzech pierwszych lat eksploatacji jest ujemna i wynosi niemal –2 mln zł. Pomimo wysokiej nadwyżki w zastosowanej metodologii, zgodnie z którą odejmujemy proporcjonalnie część capexu początkowego, a cena jest pochodną kosztu (bez dodatkowej marży), nie jest możliwe uzyskanie dodatniego salda gotówki w tym czasie. Po zastosowaniu korekt opisanych w punkcie dotyczącym wskaźnika LCOH efektywność ekonomiczna spada do –2 669 880 zł, a zatem jest to spadek o ok. 730 tys. zł w stosunku do wyliczeń bazowych. Analiza przeprowadzona została przy założeniu pokrycia kosztów inwestycyjnych w pełnym zakresie ze środków własnych. Uzyskanie dotacji na inwestycję może w znaczącym stopniu wpłynąć na uzyskany wynik finansowy.

Projekt alternatywny wobec modelu podstawowego

W związku z dynamiczną zmianą sytuacji rynkowej w 2022 roku przeanalizowano dodatkowo alternatywny model – przyjęto zweryfikowane dane pogodowe, zaktualizowane ceny komponentów, mediów i paliw, zredukowano udział silników kogeneracyjnych, a także skorygowano układ technologiczny. Nowa prognoza pogody zakłada wzrost natężenia promieniowania słonecznego o ok. 25% w okresie 3 lat w stosunku do prognozy zaproponowanej przez NCBR i wykorzystanej w modelu podstawowym. Zmiana danych pogodowych oraz prognozowane większe natężenie promieniowania słonecznego pozwoliło na ograniczenie liczby kolektorów słonecznych z 384 (4608 kW) do 300 (3600 kW).

W modelu podstawowym użyto dwóch silników kogeneracyjnych o mocy 240 kW każdy, a w modelu alternatywnym wystarcza jedna jednostka o mocy 240 kW. Zaproponowano ponadto kaskadę trzech pomp ciepła o mocy 242,3 kW każda, zamiast jednej o mocy 627,4 kW. Zmieniono również mapę sprawności pomp, dopasowując ją do danych z karty katalogowej urządzenia. Takie rozwiązanie umożliwiło zmniejszenie ilości energii elektrycznej pobieranej przez urządzenie, redukując zapotrzebowanie własne elektrociepłowni na energię.

W alternatywnym modelu osiągnięto wyższy udział OZE w całkowitym bilansie – 93,22%. Wzrósł on głównie dzięki przyjęciu aktualnych danych dotyczących całkowitego natężenia promieniowania słonecznego oraz zmniejszeniu ilości energii elektrycznej zużywanej przez pompy ciepła. Schemat blokowy przepływu energii w alternatywnym rozwiązaniu ilustruje rys. 4.

Koszty

Wydatki inwestycyjne obejmują początkowe nakłady inwestycyjne na wybudowanie instalacji oraz wydatki odtworzeniowe w założonym horyzoncie czasowym, niezbędne do poprawnego działania, przyjęte w odniesieniu do poziomu cen obowiązujących w lipcu 2021 r.

Wyniki obliczeń LCOH dla rozwiązania alternatywnego wskazują, że jednostkowy koszt ciepła wg przyjętych założeń podstawowych (3% stopa dyskonta i niedyskontowana ilość ciepła) wynosi 72,47 zł/GJ. Dla stopy dyskonta w wysokości 5% wynik wynosi 65,50 zł/GJ.

Według danych URE w 2021 roku średnia cena sprzedaży ciepła wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesję jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji w przypadku opalania paliwami gazowymi wynosiła 72,02 zł/GJ – patrz rys. 6.

Po korekcie wzoru i uwzględnieniu dyskontowania składnika ilości ciepła, wyniki są następujące: dla stopy dyskonta r = 3% LCOH = 104,04 zł/GJ, a dla stopy r = 5% LCOH = 116,19 zł/GJ. Widać w tym znaczny wpływ korekty założeń makroekonomicznych oraz wysokości początkowych wydatków inwestycyjnych. Obniżenie capexu (nakład inwestycyjny) o 10% skutkuje LCOH niższym o ok. 7% w stosunku do wskaźnika bazowego.

Zobacz także: Fotowoltaika na rollercoasterze

Analiza wykazała, że spośród kosztów operacyjnych największy wpływ na wyniki mają:

1. koszty wytwarzania ciepła i energii elektrycznej (EC) – 68% sumy kosztów operacyjnych, gdzie koszt energii i gazu stanowi 46%, a pozostała część to koszty stałe (naprawy i konserwacje);

2. koszty wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu (E+C) – 20% kosztów operacyjnych, całość stanowią tutaj remonty i konserwacje;

3. koszty wytwarzania energii elektrycznej (panele PV) – 12% sumy kosztów operacyjnych, są to głównie koszty stałe, czyli utrzymania instalacji.

Analizę efektywności ekonomicznej alternatywnego demonstratora technologii zawiera tabela 3. Wartość salda wyniku finansowego z trzech pierwszych lat eksploatacji jest dodatnia i wynosi ok. 311 360 tys. zł dla stopy dyskonta r = 5%. W przypadku przyjęcia dyskonta bazowego na poziomie r = 3%, wartość ta jest porównywalna.

Wnioski

Działanie całego układu jest w dużym stopniu uzależnione od warunków pogodowych. W założeniach projektu przyjęto stosunkowo niekorzystne warunki klimatyczne i dane pogodowe, dlatego należy się spodziewać, że rzeczywiste pomiary uzyskane z eksploatacji mogą korzystnie odbiegać od wyników uzyskanych na podstawie symulacji numerycznej. Analiza ekonomiczna przy uwzględnieniu rynkowego poziomu cen komponentów, paliw i mediów wskazuje, że inwestycja w rozwiązania technologiczne jest efektywna ekonomicznie, nawet przy założeniu jej finansowania w pełnym zakresie, bez udziału mechanizmów wsparcia. Dofinasowanie ze środków unijnych planowanych w ramach perspektywy 2021–2027 dla inwestycji zgodnych z założeniami polityki klimatycznej zwiększy efektywność ekonomiczną. 

Technologia w minimalnym stopniu korzystać będzie z paliw konwencjonalnych i tym samym nie jest podatna na zmiany kosztów eksploatacyjnych z powodu ich wzrostu. Cechuje ją stałość i niezależność w stosunku do zmian sytuacji rynkowej. Łączne koszty zależą głównie od kosztów inwestycyjnych, które po uruchomieniu instalacji nie ulegają zmianie, gwarantując odbiorcom długoterminową stabilizację poziomu cen ciepła i podgrzewu ciepłej wody użytkowej. Uniwersalny charakter przyjętego rozwiązania zapewnia wysoki stopień skalowalności i replikowalności w ramach osiedlowych i powiatowych systemów ciepłowniczych oraz elektrociepłowniczych.

Bariery

Zespół projektowy wskazuje na następujące najistotniejsze bariery w realizacji podobnych zadań:

1. Brak opracowanych i wdrożonych planów zaopatrzenia w ciepło, pomimo takiego obowiązku wynikającego z art. 19 Prawa energetycznego. Strategia dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r. zakłada zwiększenie roli jednostek samorządu terytorialnego w sektorze ciepłowniczym, zwłaszcza na poziomie gminy, gdyż ciepłownictwo w dużej mierze zależy od uwarunkowań lokalnych.

2. Miejskie plany zagospodarowania przestrzennego niedostosowane do polityki klimatycznej opracowywanej przez Ministerstwo Klimatu, a zawartej w Strategii rozwoju ciepłownictwa – potrzebny będzie dłuższy czas na ich skorygowanie.

3. Od października 2020 r. notuje się znaczny wzrost cen uprawnień do emisji CO₂. Podlegające systemowi handlu uprawnieniami do emisji EU ETS ciepłownie i elektrociepłownie o mocy powyżej 20 MW opalane węglem kamiennym znajdują się pod presją gwałtownie rosnących cen uprawnień, a zwiększające się koszty nie są wystarczająco odzwierciedlane w taryfach. Powoduje to pogarszanie się kondycji finansowej przedsiębiorstw i braki środków na inwestycje.

4. Brakuje odpowiedniego krajowego wsparcia legislacyjnego i finansowego dla sektora ciepłowniczego, aby mógł on sprostać wyzwaniom związanym z transformacją.

5. Brak statusu efektywnego systemu ciepłowniczego według dyrektywy 2012/27/EU pozbawia podmiot możliwości wsparcia ze środków publicznych, a dodatkowo po 2025 roku konieczne będzie zagwarantowanie prawnej możliwości odłączania się od takich sieci.

6. W 2035 roku całkowicie skończy się wsparcie dla kogeneracji – systemy ciepłownicze będą musiały być zasilane energią odpadową i odnawialną, tak by w 2050 roku udział energii z OZE był nie mniejszy niż 60%.

Opracowano na podstawie materiałów złożonych 

w NCBR przez konsorcjum utworzone przez: 

Atende Industries Sp. z o.o., Energoprojekt Katowice S.A. i Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej 

w Końskich Sp. z o.o.

Pełny materiał dostępny na: 

https://www.gov.pl/web/ncbr/raporty-dobre-praktyki2