Efektywność energetyczna w Polsce

Skutkiem niedoborów mogą być okresowe braki energii elektrycznej oraz drastyczny wzrost jej ceny. Ten ostatni związany będzie także z kosztami nabywania na aukcjach, począwszy od 2013 r., coraz większej liczby uprawnień do ponadlimitowej emisji CO2 [1, 2]. Budowa nowych bloków energetycznych jest bardzo kosztowna, niezależnie od tego, czy są to niskoemisyjne bloki węglowe na parametry nadkrytyczne, czy bloki jądrowe generacji III+, czy też znacznie droższe źródła odnawialne dużej mocy, np. farmy wiatrowe liczące tysiąc i więcej wiatraków.

Potencjał efektywności energetycznej

Z zarysowanej powyżej perspektywy niezwykle obiecująco wygląda możliwość wykorzystania istniejącego potencjału efektywności energetycznej, bardzo znacznego zwłaszcza w Polsce. Efektywność energetyczną (tj. sprawność energetyczną) dowolnego procesu produkcyjnego lub eksploatacyjnego definiuje się jako:

gdzie:

E – efekt, to jest wymierny wynik danego procesu, np. ilość wyprodukowanego cementu,
W – wkład, to jest ilość energii (elektrycznej, ciepła lub ton paliwa umownego) zużytej do osiągnięcia efektu E.

W ten sposób można oszacować także efektywność energetyczną całej gospodarki. Ocenia się (m.in. [3]), że energochłonność wytworzenia jednostki PKB jest w Polsce 2,5–3 krotnie większa niż w krajach tzw. piętnastki UE i 5,5 razy większa niż w Japonii. Realne jest jej zmniejszenie o 25–30% [4], a nawet – wg innych źródeł – o 40%.

Zmniejszenie energochłonności wszystkich procesów w całej gospodarce o 25–30% oznaczałoby zmniejszenie zużycia energii elektrycznej o 38–45 TWh/a, pozwalające na uniknięcie budowy nowych źródeł energii o mocy 6800–8200 MW albo racjonalne rozłożenie w czasie budowy nowych, wysokosprawnych i niskoemisyjnych źródeł z równoczesnym wycofaniem z eksploatacji źródeł najbardziej przestarzałych.

Potencjał efektywności energetycznej jest więc ważnym zasobem, który można pozyskiwać poprzez bardzo opłacalne i szybko rentujące się inwestycje i przedsięwzięcia modernizacyjne [5].

Wykorzystanie zasobów efektywności energetycznej w przemyśle, energetyce i gospodarce komunalnej

W opublikowanych niedawno artykułach [6, 7] zestawiono roczne oszczędności energii ?E [kWh/a] uzyskane dzięki modernizacji kilkunastu wybranych instalacji pompowych w energetyce, ciepłownictwie i w pompowniach wodociągowych oraz dodatkowo dzięki różnym modernizacjom w kilkunastu zakładach przemysłowych.

Modernizacje w układach pompowych polegały m.in. na:

• wymianie pomp zasilających tzw. 50-procentowych w blokach 200 MW na 100-procentowe o wyższej sprawności, zaopatrzone w przetwornice częstotliwości zamiast sprzęgieł hydrokinetycznych,
• lepszym dopasowaniu parametrowym pomp 50-proc. przez wytoczenie łopatek wirników,
• zmianie miejsca poboru wody zasilającej na wtryski regulacyjne do przegrzewaczy pary,??
• zamianie regulacji dławieniowej pomp sieciowych w niektórych elektrociepłowniach (EC) i ciepłowniach (CK) oraz pompowniach wodociągowych na regulację zmiennoobrotową,
• wymianie elementów przepływowych w dużych pompach, niedopasowanych parametrowo do warunków pracy w obiektach jw.,
• zmniejszeniu prędkości obrotowej (przez przezwojenie silników) pomp sieciowych o wysokościach podnoszenia przekraczających o blisko 80% wartości wymagane przez układy,
• wymianie wyeksploatowanych pomp na nowe, wysokosprawne i lepiej dobrane parametrowo,
• likwidacji strat dławienia w obiegach zimnego zmieszania w CK.

Inne modernizacje, w zakładach przemysłu chemicznego, spożywczego, kosmetycznego i chemii gospodarczej, dotyczyły m.in.: instalacji sprężonego powietrza, ogrzewania, oświetlenia, ciepła technologicznego i napędów. Oszczędności energii ΔE w instalacji pracującej przez T_a ≤ 8760 h w ciągu roku pozwalają obliczyć moc „unikniętą” P_un, to znaczy moc nowego źródła energii, którego budowy uniknięto dzięki modernizacji:

gdzie:

ε ≅ 1,1 – współczynnik strat przesyłu energii elektrycznej w sieci energetycznej; dla elektrowni i elektrociepłowni ε = 1.

Znając koszt K_m każdej modernizacji, oszacowano każdorazowe jednostkowe koszty uniknięcia kun budowy nowych źródeł:

Są one odpowiednikiem kosztów inwestycyjnych nowych źródeł energii. W tabeli 1 zestawiono uśrednione koszty uniknięte k_un, osobno dla modernizacji wysokonakładowych i niskonakładowych, oraz średnie wartości kun dla wszystkich modernizacji wymienionych w [6, 7, 8].

Porównanie z kosztami budowy nowych źródeł

W celach porównawczych w tabeli 2 zestawiono jednostkowe koszty budowy kilku wybranych rodzajów nowych źródeł energii elektrycznej dużych mocy (600–1000 MW). Poszczególne źródła energii mają różne produktywności T_a. Jest to czas, w którym dane źródło, pracując cały czas z pełną mocą równą mocy zainstalowanej, wyprodukowałoby tyle samo energii, ile w rzeczywistości (pracując z mniejszą mocą lub krócej) wyprodukuje w ciągu roku, tj. w ciągu 8760 h.

Aby źródło o małej produktywności (np. T_a = 2000 h) mogło wyprodukować tyle energii, co źródło o większej produktywności (np. T_a = 6000 h), jego moc zainstalowana Pinst powinna być większa, w danym przykładzie – trzykrotnie. Źródła o małej produktywności T_a będą więc relatywnie droższe niż źródła o dużej produktywności.

Można to uwzględnić poprzez współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej (capacity factor):

Porównując różne źródła energii, powinno się więc uwzględniać nie jednostkowy koszt inwestycyjny kinw mocy zainstalowanej, ale koszt efektywny (ekwiwalentny):

W takim ujęciu pozornie tanie farmy wiatrowe są o połowę droższe od elektrowni jądrowych. A jeśli uwzględnić koszt niezbędnych do współpracy z farmami wspomagających (brak wiatru) elektrowni gazowych i baterii akumulatorów [7] – ponad trzykrotnie droższe od uznanych za najdroższe elektrowni jądrowych. Z porównania wartości k_{un ef} (tab. 1) i k_{inw ef} (tab. 2) wynika, że nawet stosunkowo tanie elektrownie węglowe są o połowę droższe niż najdroższe modernizacje w energetyce i blisko trzykrotnie droższe niż uśrednione kosztowo modernizacje w całej gospodarce.

W przypadku modernizacji niskonakładowych, których jest bardzo dużo, stosunek ww. kosztów rośnie do 6–10. Nie jest to jedyna przewaga wykorzystania potencjału efektywności energetycznej nad budową nowych źródeł energii. Odpadają przecież dodatkowe, bardzo ważne składniki całkowitych kosztów wytwarzania energii elektrycznej, którymi są:

• koszty paliwa,
• koszty zatrudnienia personelu, obsługi i remontu urządzeń itp.,
• koszty strat energii w sieciach przesyłowych,
• koszty ponadlimitowej emisji CO2 – emisja ta w sposób oczywisty ulega zmniejszeniu, a nie zwiększeniu,
• koszty związane ze skutkami emisji szkodliwych odpadów (pyły, tlenki siarki i azotu, izotopy promieniotwórcze).

Odpadają także dodatkowe niezbędne koszty inwestycyjne związane z budową nowych źródeł, tj. koszty infrastruktury (teren, drogi dojazdowe, składowiska popiołu itp.) czy koszty podłączenia do sieci energetycznej. Inne ważne zalety wykorzystania efektywności energetycznej to:

• bardzo krótki czas wykonania modernizacji, w porównaniu do czasu budowy nowych źródeł,
• najkrótszy okres zwrotu kosztów realizacji, wynoszący zwykle 1–2 lata, ale często krótszy niż 1 rok.

Przykład liczbowy

Przypuśćmy, że w ciągu kilku najbliższych lat zabraknie nam realnie (w czasie T_a = 8760 h) P = 1000 MW w systemie energetycznym. Możemy:

zbudować elektrownię na węgiel brunatny o mocy zainstalowanej Pinst = αP = 1460 MW, dla Ta = 6000 h,

wykonać w całej gospodarce modernizacje skutkujące mocą „unikniętą” Pun o takiej samej wartości.

W przypadku a):

koszt budowy wyniesie K_inw = 1500×1460 = 2190×1000 = 2,19 mld €, nie licząc kosztów związanych z infrastrukturą, podłączeniem do sieci oraz kosztami obsługi kredytu. Do tego dojdą koszty eksploatacyjne [9] Kekspl = 41 €/MWh×1460×6000 ≅ 0,360 mld €/a oraz koszty wykupienia na aukcjach limitów emisji ok. 1,08×1460×6000 = 9,46 mln ton CO2; przyjmując koszt pozwolenia w latach 2014–2020 rzędu 35 €/t CO2 [9], otrzyma się koszty emisji wynoszące 0,33 mld €/a. Koszt budowy i koszty eksploatacji tylko dla 5 lat pracy elektrowni wyniosą więc co najmniej 2,19+5 (0,36+0,33) = 5,64 mld €.

W przypadku b):
należy ponieść tylko koszty modernizacji, które dla bardzo różnych, w tym także bardzo drogich modernizacji w gospodarce nie powinny przekroczyć:

Należy dodać, że w przypadku a) czas inwestycji, łącznie z przygotowaniem projektu, wynosi co najmniej 6–8 lat, a okres zwrotu kosztów 10–12 lat. W przypadku b) czas wykonania modernizacji, łącznie z czasem wykonania projektów dla dużych modernizacji, nie przekroczy 2–3 lat, a okres zwrotu to najczęściej 1–2 lata. Stąd dodatkowe znaczne korzyści nieujęte w powyższym rachunku. Przewaga inwestowania w modernizacje dotyczące oszczędzania energii jest więc ogromna.

Podsumowanie i wnioski końcowe

Rezerwy ukryte w możliwości podwyższenia efektywności energetycznej procesów produkcyjnych i eksploatacyjnych, w tym m.in. transportu cieczy, sprężonego powietrza oraz ciepła, należy uznać za bardzo poważny zasób energetyczny i dążyć do znacznego zwiększenia jego wykorzystania. Sięgnięcie do powyższego zasobu pociąga za sobą dwu-, a w wielu przypadkach dziesięciokrotnie niższe nakłady inwestycyjne niż budowa najtańszego z porównywanych źródeł energii. Liczne dodatkowe korzyści pogłębiają jeszcze te dysproporcje.

Wykorzystanie potencjału efektywności energetycznej w skali całej gospodarki pozwoliłoby uniknąć budowy nowych źródeł energii o mocy min. 6800–8200 MW lub racjonalne rozłożenie w czasie budowy nowych, wysokosprawnych i niskoemisyjnych źródeł energii z równoczesnym stopniowym wycofywaniem z eksploatacji źródeł najgorszych pod tym względem.

Dodatkową korzyścią byłoby zmniejszenie emisji CO2 o 34–41 mln ton rocznie, to jest więcej, niż wynika z wymagań pakietu energetyczno-klimatycznego UE do 2020 r.

Użytkownicy energii mają wciąż zbyt słabą motywację do jej oszczędzania, mimo realnych korzyści ekonomicznych. Ze względu na ogromne korzyści dla całej gospodarki wykorzystanie potencjału efektywności energetycznej powinno stać się priorytetem państwa, które może stworzyć motywacje znacznie silniejsze niż wynikające z obecnej ustawy o efektywności energetycznej. Taką zachętą mogłyby być premie analogiczne do dopłat za produkcję energii zielonej, powodujących, że tak chętnie buduje się coraz większe farmy wiatrowe lub spala się – jako biomasę – dobre drewno w kotłach energetycznych.

Nowe źródła energii są niezbędne. Biorąc pod uwagę wszystkie koszty, warto inwestować w źródła odnawialne, lecz o stosunkowo małych mocach: rozproszone lub rozsiane. Duże moce należy pozostawić dla wysokosprawnych niskoemisyjnych bloków węglowych (ale bez instalacji CCS), co będzie nie tylko najtańsze, ale i najbardziej ekologiczne.

Literatura

1. Jędral W., Technologie CCS i ochrona klimatu – za i przeciw, „Rynek Energii” nr 3/2010.
2. Żmijewski K., Analiza gospodarczych i technicznych skutków skokowego wprowadzenia do sektora energetycznego (100%) systemu aukcyjnego dla emisji CO2, w: „Pakiet energetyczno-klimatyczny. Analityczna ocena propozycji Komisji Europejskiej”, Urząd Komitetu Integracji Europejskiej, Warszawa 2008.
3. Skoczkowski T., Rola KAPE S.A. we wspieraniu poprawy efektywności energetycznej u przemysłowych odbiorców energii, materiały III Konferencji „Efektywność energetyczna. Niższe koszty energii w przemyśle”, Warszawa, listopad 2008, Ministerstwo Gospodarki.
4. Skoczkowski T., Potencjał efektywności energetycznej gospodarki Polski i sposób jego wykorzystania, „Wiadomości Elektrotechniczne” nr 8/2007.
5. Surówka J., Audyty energetyczne w zakładach przemysłowych, materiały seminaryjne XVIII Spotkania Zespołu Merytorycznego Forum Energia-Efekt-Środowisko, Warszawa, marzec 2011, NFOŚiGW.
6. Jędral W., Efektywność energetyczna jako ważny zasób energetyczny – porównanie z wybranymi źródłami energii, „Rynek Energii” nr 4/2011.
7. Jędral W., Comparison between the costs of utilization of energy efficiency reserves in thermal power plants and heating plants and the costs of construction of new energy sources, „Journal of Power Technologies” nr 1/2012.
8. Łaziński A., Ograniczanie energochłonności typowych instalacji i urządzeń przemysłowych – wnioski z audytów oraz prezentacja projektu CARE plus, materiały seminaryjne XVIII Spotkania Zespołu Merytorycznego Forum Energia-Efekt-Środowisko, Warszawa, marzec 2011, NFOŚiGW.
9. Suwała W., Kudełko M., Janusz-Pawletta B., Analiza problemu: relokacja źródeł energii elektrycznej dla polskiego systemu elektroenergetycznego w wyniku polityki klimatycznej UE, w: „Pakiet energetyczno-klimatyczny. Analityczna ocena propozycji Komisji Europejskiej”, Urząd Komitetu Integracji Europejskiej, Warszawa 2008.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!