Kogeneracja – czy i komu się opłaca?

Ochrona środowiska i zwrot w kierunku źródeł rozproszonych

Energia stanowi podstawowy i nieodłączny czynnik zarówno ludzkiej egzystencji, jak i prowadzonej przez człowieka działalności gospodarczej. Ambitne cele nakreślone w Europejskim Zielonym Ładzie [4], zobowiązujące państwa Unii Europejskiej do osiągnięcia neutralności klimatycznej w ciągu najbliższych 30 lat, wymuszają działania prowadzące do stopniowego odchodzenia od paliw kopalnych na rzecz odnawialnych źródeł energii. Jednocześnie podejmowane są działania mające na celu poprawę lokalnej jakości powietrza zanieczyszczonego produktami spalania paliw stałych, co przekłada się na zmianę cen energii.

Mając na uwadze wciąż zaostrzające się normy ochrony środowiska, przedsiębiorcy coraz częściej decydują się na budowanie proekologicznego wizerunku poprzez ograniczenie emisji dwutlenku węgla. Popularnym wskaźnikiem oceny przedsiębiorstw oraz dostarczanych przez nich towarów i usług staje się tzw. ślad węglowy (ang. carbon footprint). Ślad węglowy towarzyszący wytworzeniu danego produktu jest sumą gazów cieplarnianych wyemitowanych na każdym etapie produkcji i transportu danego wyrobu. Zwiększa się liczba przedsiębiorców, którzy wymagają od swoich partnerów biznesowych i kontrahentów przedstawienia udokumentowanej wielkości śladu węglowego, a w razie potrzeby również jego redukcji. Ze względu na fakt, że energetyka zawodowa jest w dalszym ciągu oparta w znacznym stopniu na paliwach stałych, polskie przedsiębiorstwa już na starcie wypadają gorzej w rywalizacji z konkurentami z większości krajów Unii.

Emisyjność energii elektrycznej pobranej z sieci krajowej wynosi ok. 765 kg CO₂/MWh, co stanowi w przybliżeniu dwukrotność emisji w większości państw UE.

Alternatywą dla dużej, wysokoemisyjnej energetyki zawodowej są mniejsze, niskoemisyjne źródła rozproszone. Przedsiębiorcy świadomi nadchodzących wyzwań coraz częściej decydują się na montaż instalacji fotowoltaicznych. Instalacje takie są wprawdzie bezemisyjne, jednak ich zdolność do pokrycia zapotrzebowania na energię nie przekracza zwykle 10%. Zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych kształtuje się na tym samym poziomie co pokrycie zapotrzebowania na energię.

Uzupełnieniem niesterowalnych źródeł odnawialnych są stabilne źródła wytwórcze oparte na spalaniu paliw o niższej emisyjności, takich jak gaz ziemny, biogaz, biopaliwa, propan-butan oraz gazy odpadowe. Ważne jest, żeby źródła takie były źródłami kogeneracyjnymi, tzn. produkowały zarówno energię elektryczną, jak i ciepło. Energia produkowana w skojarzeniu ma zwykle emisyjność niższą niż 450 kg CO₂/MWh, czyli znacznie mniejszą niż emisyjność systemu krajowego.

Inwestycje w małe kogeneracyjne źródła wytwórcze oparte na gazie ziemnym i biogazie wpisują się w krajową oraz unijną politykę energetyczną. Już obecnie stanowią one znaczącą pozycję w polityce energetycznej wielu przedsiębiorstw na kilka najbliższych lat.

Ceny energii nadchodzące wyzwania

Równie ważnym motorem napędowym rozwoju energetyki rozproszonej jest niemal dwukrotny wzrost cen energii w ciągu ostatnich kilku lat. Analitycy są zgodni co do utrzymania trendu wzrostowego w przyszłości. Warto dodać, że ze względu na przeważający w Polsce model zakupu energii elektrycznej (stała cena przez cały okres obowiązywania umowy) nawet spadki cen giełdowych nie przyczyniają się do zmniejszenia rachunków za energię. Średnia cena energii elektrycznej dla większości odbiorców przekroczyła 300 zł/MWh, dla niektórych nawet 400 zł/MWh netto. Proporcjonalnie rosną również koszty zmienne dystrybucji energii elektrycznej, które obecnie w zależności od taryfy wynoszą od 40 do 90 zł/MWh netto. Przy tak wysokich cenach energii sieciowej rosną także koszty produkcji lub świadczenia usług, a inwestycja we własne źródło wytwórcze staje się wysoce opłacalna. Wzrost cen energii elektrycznej w przypadku sprzedaży nadmiaru energii wyprodukowanej we własnym źródle stanowi dodatkową korzyść.

Warto zwrócić uwagę na sytuację, która miała miejsce w czerwcu 2020 r. Splot kilku wydarzeń związanych z warunkami atmosferycznymi (silne opady), awariami instalacji oczyszczania spalin oraz dostarczeniem do elektrowni paliwa o wysokiej wilgotności sprawił, że z systemu wypadło kilka bloków pracujących w podstawie [1]. Na skutek braku odpowiedniej ilości mocy do pokrycia zapotrzebowania cena energii elektrycznej na giełdzie zaliczyła historyczny wzrost – do prawie 1300 zł/MWh. Sytuacja ta, była trudna do przewidzenia i przedsiębiorcy nie byli w stanie podjąć odpowiednio szybko środków zaradczych. Odpowiedzią na tego typu problemy jest autoprodukcja i autokonsumpcja energii z własnego źródła.

Również ceny ciepła sieciowego w ciągu ostatnich kilku lat wzrosły o ok. 20–30% i nic nie wskazuje na ich spadek w kolejnych latach. Przestarzałe ciepłownictwo zawodowe stoi obecnie przed olbrzymimi wyzwaniami związanymi z prowadzeniem koniecznych inwestycji w celu spełnienia coraz bardziej restrykcyjnych norm ochrony środowiska i konkluzji BAT (ang. Best Available Technology). W przeciwieństwie do sektora produkcji energii elektrycznej w ciepłownictwie nie ma obecnie praktycznych możliwości stosowania na szeroką skalę rozwiązań OZE. Transformacja tego sektora planowana jest na wiele lat i raczej nie należy się spodziewać rychłego spadku cen ciepła.

Kogeneracja oparta na paliwie gazowym

Najpopularniejszą technologią wykorzystywaną do wytwarzania energii elektrycznej w małych jednostkach kogeneracyjnych są rozwiązania oparte na silnikach tłokowych zasilanych gazem (ziemnym lub biogazem). Pojedyncze jednostki osiągają moc elektryczną w przedziale 50 kWe – 5 MWe. Istnieje możliwość łączenia kilku jednostek w większe układy, tak aby zwiększyć ich moc oraz elastyczność pracy. Na rys. 1 przedstawiono uproszczony schemat modułu kogeneracyjnego wykorzystującego silnik tłokowy.

W skład tego układu, poza silnikiem tłokowym podłączonym do generatora energii elektrycznej, wchodzą dwa systemy odbioru ciepła. Pierwszy system odzyskuje ciepło z chłodzenia korpusu silnika (chłodnicy oleju), a drugi z ciepła spalin wylotowych. W większości rozwiązań parametry odzyskanego ciepła wynoszą 90/70°C. Ciepło spalin może być wykorzystane bezpośrednio, np. w procesie suszenia lub produkcji pary wodnej.

Zastosowanie silników tłokowych w układach kogeneracyjnych ma szereg zalet, są nimi:

• wysoka sprawność produkcji energii elektrycznej w szerokim zakresie mocy, tzn. także podczas prac z niepełnym obciążeniem,
• możliwość szybkiego uruchomienia i uzyskania mocy nominalnej,
• możliwość zastosowania w miejscach oddalonych od sieci,
• duża różnorodność paliw,
• stosunkowo niskie nakłady inwestycyjne.

Przykładowe parametry modułu o mocy elektrycznej 1 MWe zestawiono w tabeli 1.

W układach o mocy elektrycznej 1 MWe i większych stosunek produkcji energii elektrycznej do ciepła wynosi blisko 1. W mniejszych układach produkcja energii elektrycznej jest więcej niż produkcja ciepła.

Wspomniany stosunek produkcji energii elektrycznej do ciepła, zwany również stopniem skojarzenia, w dużym stopniu determinuje opłacalność zastosowania kogeneracji w przedsiębiorstwie. Podstawowymi parametrami, od których zależy opłacalność inwestycji, są roczny stopień autokonsumpcji energii elektrycznej oraz stopień wykorzystania ciepła. Obydwa te parametry są powiązane stopniem skojarzenia produkcji.

Małe układy kogeneracyjne dobiera się tak, aby wykorzystanie produkowanego ciepła było jak najwyższe. Żeby zagwarantować odbiór ciepła, moc cieplna układu powinna być zbliżona do minimalnego rocznego zapotrzebowania na to medium.

Innymi słowy, jeżeli ciepło zużywane jest w przedsiębiorstwie w głównej mierze na cele grzewcze, to produkcja modułu powinna być zbliżona do zapotrzebowania na ciepło w miesiącach letnich. Wynika to z ograniczonych możliwości sprzedaży nadmiaru produkowanego ciepła. Układy kogeneracji oparte na silniku tłokowym są w stanie zapewnić także produkcję pary o praktycznie dowolnych parametrach. Ilość pary możliwa do wyprodukowania zależy od wymaganego ciśnienia pary oraz ilości ciepła przenoszonego przez gazy spalinowe. W uproszczeniu można przyjąć, że dla układów o mocy elektrycznej powyżej 1 MWe moc możliwa do odzyskania w parze stanowi od 30 do 50% mocy cieplnej układu. Pozostała część może zostać odzyskana w postaci gorącej wody.

Inaczej przedstawia się sytuacja w przypadku energii elektrycznej, której nadmiar można wprowadzić do sieci elektroenergetycznej i sprzedać. Należy jednak pamiętać, że cena, jaką można otrzymać za wprowadzoną energię, będzie niższa od ceny energii kupowanej z sieci. Istotne jest zatem, aby jak najwięcej energii elektrycznej zużywane było na miejscu. Dodatkowym plusem autokonsumpcji energii wytworzonej w przedsiębiorstwie jest oszczędność kosztów dystrybucji, które ponosi się, pobierając energię z sieci. Przy koszcie zakupu energii elektrycznej 350 zł/MWh netto oraz koszcie dystrybucji 60 zł/MWh netto łączny koszt poboru energii z sieci wynosi ponad 500 zł/MWh brutto.

Przedsiębiorstwa, w których można uzyskać wysoką autokonsumpcję energii elektrycznej, cechują się stosunkowo płaskim profilem zużycia energii elektrycznej, tzn. niewielką różnicą pomiędzy doliną a szczytem zapotrzebowania. Obiektami, w których system kogeneracji sprawdza się najlepiej, są m.in. przedsiębiorstwa produkcyjne pracujące w systemie trzyzmianowym, hotele, baseny i centra SPA, kampusy uniwersyteckie, zakłady z branży spożywczej i hodowlanej oraz przemysłowe czy szpitale.

Produkcja chłodu z ciepła

Jak wspomniano powyżej, moduły kogeneracyjne dobiera się zazwyczaj na zużycie ciepła w miesiącach letnich. W okresie tym ciepło zużywane jest zwykle jedynie w procesach technologicznych oraz do przygotowania ciepłej wody użytkowej.

Równocześnie wiele typów obiektów wykazuje w miesiącach letnich zapotrzebowanie na chłód na potrzeby klimatyzacji lub do celów produkcyjnych. Rozwiązaniem zwiększającym zapotrzebowanie na ciepło z układu oraz obniżającym zapotrzebowanie na energię elektryczną latem jest zastosowanie agregatów absorpcyjnych. Agregaty absorpcyjne produkują chłód, zużywając do jego produkcji ciepło w postaci ciepłej wody lub pary. Produkowane w agregatach kogeneracyjnych ciepło o parametrach 90/70°C idealnie nadaje się do wykorzystania w agregatach absorpcyjnych produkujących chłód na cele klimatyzacji. Ciepło to można również wykorzystać w pewnym zakresie do chłodzenia technologicznego. Sprawność klimatyzacyjnych agregatów absorpcyjnych zasilanych ciepłą wodą mieści się w przedziale 0,65–0,85. Zastosowanie ciepła do produkcji chłodu pozwala na lepsze wykorzystanie modułów kogeneracyjnych, a także ich optymalne dopasowanie. Układ kogeneracyjny wyposażony w agregat absorpcyjny nazywamy trigeneracją. Jej zastosowanie jest dość powszechne w obiektach przemysłowych, hotelach, basenach czy szpitalach.

Dobór układu kogeneracyjnego – studium przypadku

Aby zobrazować ideę doboru układu kogeneracji gazowej, przedstawiono studium przypadku na przykładzie małego przedsiębiorstwa produkcyjnego. Obecnie zakład zasilany jest w energię elektryczną z sieci elektroenergetycznej, a w ciepło z kotłów gazowych. Uporządkowany wykres rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną przedstawiono na rys. 2. Maksymalny pobór energii elektrycznej w analizowanym obiekcie wynosi ok. 200 kW, a minimalny poniżej 50 kW. Profil zapotrzebowania, nie licząc kilkuset godzin w ciągu roku, jest płaski i mieści się w zakresie od 75 do 150 kW.

Na rys. 3 zobrazowano miesięczne zapotrzebowanie na gaz ziemny na potrzeby produkcji ciepłej wody użytkowej i centralnego ogrzewania. Profil ten jest charakterystyczny dla zużycia gazu na cele grzewcze oraz do przygotowania ciepłej wody użytkowej. Zużycie gazu jest wyższe od zużycia energii elektrycznej. Średnia moc pobierana w miesiącach letnich wynosi ok. 100 kWh/h.

Przy doborze układu kogeneracyjnego zakłada się, że planowane przestoje serwisowe będą miały miejsce w miesiącach letnich, kiedy występuje najmniejsze zapotrzebowania na ciepło. Do powyższych profili dobrano agregat kogeneracyjny zasilany gazem ziemnym o mocy elektrycznej 104 kWe oraz mocy cieplnej 142 kWth. Sprawność całkowita układu wynosi 87%, a zużycie gazu przy pełnym obciążeniu 282 kWh/h. Przy zakładanym dla takich układów rocznym czasie pracy równym 8000 h produkcja energii elektrycznej wynosi 832 MWh, z czego ok. 800 MWh zostanie zużyte na miejscu, a 32 MWh sprzedane do sieci. Roczna produkcja ciepła wyniesie 1136 MWh, z czego 1022 MWh zostaną wykorzystane, a reszta stanowi stratę związaną z niedopasowaniem produkcji do zużycia. Zużycie gazu wyniesie 2256 MWh. Biorąc pod uwagę stopień autokonsumpcji energii elektrycznej (96%) oraz wykorzystania ciepła (90%), układ został dobrany prawidłowo.

Przykład realizacji – czy to się opłaca?

Podejmując decyzję o inwestycji w agregat kogeneracyjny o mocy odpowiedniej dla analizowanego przypadku, trzeba się liczyć z wydatkiem rzędu 625 tys. zł. Nakłady inwestycyjne w tej kwocie obejmują dostawę i montaż silnika i wymienników ciepła oraz wszystkie niezbędne prace budowlane. Koszty związane z eksploatacją układu będą obejmować zakup paliwa oraz bieżący serwis i okresowe remonty. Eksploatacja własnego źródła wiąże się z koniecznością wnoszenia opłat środowiskowych, w szczególności za emisję gazów cieplarnianych. Koszty niezwiązane bezpośrednio z eksploatacją, które trzeba będzie ponieść, to ubezpieczenie oraz podatek od nieruchomości.

Korzyściami płynącymi z eksploatacji agregatu są brak konieczności zakupu pewnej ilości energii elektrycznej i ciepła oraz sprzedaż nadwyżki energii elektrycznej poprzez sieć elektroenergetyczną. Dodatkową korzyścią może być również uzyskanie wsparcia finansowego, które omówiono w dalszej części opracowania.

Analizę przeprowadzono w dwóch wariantach. W pierwszym założono brak wsparcia, w drugim natomiast uwzględniono premię gwarantowaną w wysokości 149,99 zł/MWh. Przyjęto cenę energii elektrycznej na poziomie 450 zł/MWh (zakup) oraz 240 zł/MWh (sprzedaż). Założona cena gazu to 140 zł/MWh. Finansowanie inwestycji odbywa się z udziałem wkładu własnego oraz kredytu. Stopa dyskonta równa jest średnioważonemu kosztowi kapitału i wynosi 9%. Założono roczną inflację na poziomie 2,5%. Okres budowy wynosi 2 lata, a eksploatacji 15 lat. W połowie okresu eksploatacji przeprowadzany jest remont kapitalny. Wyniki analizy zestawiono w tabeli 2.

W obydwu analizowanych przypadkach wskaźniki rentowności wskazują, że inwestycja jest opłacalna. Wartość bieżąca netto jest dodatnia, natomiast wewnętrzna stopa zwrotu wyższa od założonej stopy dyskonta. W wariancie bez mechanizmu wsparcia zdyskontowany okres zwrotu wynosi nieco ponad 6 lat, natomiast z premią gwarantowaną skraca się do ok. 4,5 roku. Analizy prowadzone przez autorów wskazują również, że inwestycje w układy o wyższych mocach charakteryzują się krótszymi czasami zwrotu, co wynika z efektu skali – zmniejszenia jednostkowych nakładów inwestycyjnych oraz jednostkowych kosztów eksploatacji.

Inwestycja jest wysoce opłacalna przy przyjętych wyżej założeniach. Nie jest natomiast wolna od ryzyka zmian, które mogą wystąpić w trakcie eksploatacji lub budowy układu. Z tego względu analiza ekonomiczna wariantu z premią gwarantowaną została uzupełniona o analizę wrażliwości inwestycji na cztery parametry: cenę energii elektrycznej, cenę gazu, wielkość nakładów inwestycyjnych oraz cenę ciepła. Parametry te zmieniano w zakresie od –25% do +25% zakładanej wartości. W każdym przypadku wartość bieżąca netto (NPV) była dodatnia, a wewnętrzna stopa zwrotu wyższa niż zakładana stopa dyskonta. Okres zwrotu (DPBT) zawierał się w przedziale 3,5–5,5 roku. Wskaźniki rentowności są najbardziej wrażliwe na zmiany cen energii elektrycznej i gazu, a najmniej na wielkość nakładów inwestycyjnych i cenę ciepła. Na rys. 4 przedstawiono przebieg zmian tych wskaźników w zależności od zmiany ceny energii elektrycznej.

Dodatkowo wykonano obliczenia pokazujące, w jaki sposób kształtowała się emisja CO2 w okresie przed oraz po wybudowaniu i eksploatacji układu kogeneracyjnego. W obliczeniach uwzględniono zużycie gazu przez układ, wyprodukowaną energię elektryczną oraz ciepło sieciowe, którego kupna uniknięto. Przyjęto emisyjność energii elektrycznej z sieci na poziomie 765 kg CO₂/MWh oraz ciepła sieciowego 94,96 kg CO₂/GJ. Przy podanych założeniach emisja CO₂ została zmniejszona o więcej niż połowę, co oznacza znaczącą redukcję śladu węglowego przedsiębiorstwa. Wyniki zestawiono w tabeli 3.

Jakie wsparcie można otrzymać?

Podejmując inwestycję w wysokosprawną kogenerację, można liczyć na wsparcie z dostępnych mechanizmów systemowych. Obejmuje ono zarówno dotację dla poniesionych nakładów inwestycyjnych, jak i dopłatę do wytworzonej albo sprzedanej energii elektrycznej.

Aktualnie trwa nabór w konkursie „Energia odnawialna, efektywność energetyczna, bezpieczeństwo energetyczne. Rozwój wysokosprawnej kogeneracji przemysłowej” prowadzonym przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Poziom dofinansowania obejmuje 45% kosztów kwalifikowanych. Minimalna kwota dofinansowania wynosi 1 mln euro, a maksymalna 7 mln euro. Konkurs skierowany jest do małych, średnich i dużych przedsiębiorstw. Wnioski można składać do 31 sierpnia 2020 r.

Wsparcie w postaci premii gwarantowanej, kogeneracyjnej lub kogeneracyjnej indywidualnej zapewnia ustawa z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysoko­sprawnej kogeneracji [2]. Mogą je otrzymać jednostki, których emisyjność jest niższa niż 450 kg CO₂/MWh. W przypadku jednostek o mocy elektrycznej niższej niż 1 MWe premia gwarantowana wynosi 144,99 zł dla każdej wyprodukowanej megawatogodziny energii elektrycznej. Dla jednostek od 1 do 50 MWe premia kogeneracyjna ustalana jest w wyniku aukcji. Zgodnie z wynikami ostatnich aukcji zawiera się ona w przedziale 60–100 zł/MWh. Jednostki o mocy powyżej 50 MWe mogą liczyć na wsparcie w postaci premii kogeneracyjnej indywidualnej, której wysokość ustalana jest indywidualnie, w drodze naboru. Wsparcie w tym przypadku obejmuje energię elektryczną wyprodukowaną, wprowadzoną do sieci i sprzedaną. Udziela się go na 15 lat.

W przypadku jednostek o mocy powyżej 1 MWe funkcjonuje dodatkowo jeden warunek uzyskania wsparcia: ciepło produkowane w jednostce kogeneracyjnej musi być w 70% wprowadzane do miejskiej sieci ciepłowniczej. Wsparcie obejmuje wówczas 100% wyprodukowanej energii elektrycznej – w przeciwnym wypadku proporcjonalnie mniej.

Literatura

1. Derski Bartłomiej, Zasuń Rafał, Zalało elektrownię. Prąd po 1300 zł/MWh, www.wysokienapiecie.pl (dostęp: czerwiec 2020).
2. Ustawa z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (DzU 2019, poz. 42).
3. Gurgacz Sebastian, Grudzień Anna, Wsparcie dla małych i średnich ciepłowni. Efektywne systemy ciepłownicze i walka ze smogiem, „Rynek Instalacyjny” 4/2019, rynekinstalacyjny.pl.
4. https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal_pl (dostęp: 8.07.2020).

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!