Wymagania energetyczne dla budynków wielorodzinnych a energia ze źródeł odnawialnych

Tematem poprzedniego artykułu (RI 10/2021 [8]) była analiza różnych rozwiązań grzewczych budynku wielorodzinnego o sześciu kondygnacjach nadziemnych, podpiwniczonego, o powierzchni ogrzewanej 6000 m², z 70 mieszkaniami, wentylacją naturalną i centralnym ogrzewaniem (zlokalizowanego w Warszawie), pod kątem możliwości osiągnięcia określonego w WT 2021 wskaźnika EP ≤ 65 kWh/m². Wzięto pod uwagę sześć wariantów usprawnień: 1 – poprawa izolacyjności cieplnej przegród, 2 – poprawa izolacyjności cieplnej okien, 3 – zastosowanie odzysku ciepła z powietrza wentylacyjnego oraz obniżenie strumienia powietrza w nocy, 4 – poprawa sprawności instalacji c.o. i c.w.u. poprzez zastosowanie ogrzewania mieszkaniowego, 5 – poprawa sprawności instalacji c.w.u. poprzez zastosowanie miejscowych podgrzewaczy przepływowych, 6 – połączenie rozwiązań z wariantów 1–5.

Przepisy dotyczące efektywności energetycznej budynków są skonstruowane w taki sposób, że pomimo poniesienia znaczących nakładów inwestycyjnych spełnienie ich wymagań za pomocą rozwiązań konwencjonalnych może być bardzo trudne, a czasami wręcz niemożliwe – co wykazano w analizie. Jest to celowy zabieg mający zachęcić inwestorów do wykorzystania w budynkach energii odnawialnej, pomp ciepła oraz skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła.

Zobacz czy fotowoltaika się opłaca >>

Charakterystyka zapotrzebowania na energię analizowanego budynku wskazuje, że dominującą rolę odgrywa w nim zapotrzebowanie na c.w.u., wynoszące niemal 60% bilansu energetycznego. Osiągnięcie w tym przypadku wymaganego poziomu EP bez doboru odnawialnego źródła ciepła jest w zasadzie niewykonalne. W obliczu ograniczonych możliwości rozwiązań konwencjonalnych warto sprawdzić, czy uznawane dotąd często za kosztowne wykorzystanie alternatywnych źródeł energii umożliwi osiągnięcie korzystniejszego bilansu ekonomicznego. Żeby odpowiedzieć na to pytanie, poniżej przedstawiono analizę pięciu wariantów zaopatrzenia budynku w energię ze źródeł odnawialnych i ich porównanie na podstawie dwóch kryteriów ekonomicznych: minimalizacji nakładów inwestycyjnych i minimalizacji kosztów w cyklu życia obiektu.

Wariant 1: z kotłem na biomasę

W wariancie tym zaproponowano zastąpienie niskotemperaturowego kotła gazowego o mocy 150 kW automatycznym kotłem na biomasę zasilanym pelletem, o tej samej mocy. Ze względu na niski współczynnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej (dla biomasy w_i = 0,2) zastąpienie kotła gazowego (w_i = 1,1) jednostką opalaną biomasą powinno przynieść znaczną redukcję wskaźnika EP. Kocioł tego typu charakteryzuje się jednak niższą średniosezonową sprawnością wytwarzania ciepła, powodując obniżenie sprawności systemu grzewczego z poziomu η_c.o. = 0,80 do η_c.o. = 0,72 oraz systemu przygotowania c.w.u. z poziomu η_c.w.u. = 0,52 do η_c.w.u. = 0,38 (tabela 1)

W wyniku wprowadzonych ulepszeń współczynnik zapotrzebowania na energię pierwotną obniżył się do poziomu 28,2 kWh/(m²K) (tabela 2), co jest wartością przeszło dwukrotnie niższą niż wartość EP wymagana zgodnie z WT 2021. Zastosowanie tego rodzaju źródła ciepła praktycznie gwarantuje osiągnięcie wymaganego przepisami poziomu EP.

W przypadku budynku nowo wznoszonego różnica w nakładach inwestycyjnych wynika z kosztów wykonania poszczególnych systemów grzewczych. W analizowanym przypadku ze względu na brak istotnej ingerencji w pozostałe elementy systemu kosztem tym jest różnica w cenie zakupu i instalacji kotła gazowego oraz opalanego biomasą szacowana na 38 000 zł.

Czytaj też: Ogrzewanie budynków wielkopowierzchniowych o różnym przeznaczeniu >>

W przypadku wymiany źródła ciepła nie można ponadto zapominać o jego wpływie na wysokość nakładów eksploatacyjnych wynikających z kosztów samego paliwa oraz serwisowania i obsługi poszczególnych rozwiązań. Przyjmując cenę pelletu na poziomie 1400 zł/t, cena paliwa w odniesieniu do jednostki energii (tj. ok. 0,260 zł/kWh) jest zbliżona do ceny gazu  (ok. 0,265 zł/kWh). Biorąc zatem pod uwagę wyższe zużycie energii końcowej, przekłada się to w istotny sposób na wysokość nakładów eksploatacyjnych – w analizowanym przypadku skutkuje wzrostem o 27 779 zł/rok.

Wariant 2: z pompą ciepła

W wariancie tym zaproponowano zastąpienie niskotemperaturowego kotła gazowego o mocy 150 kW gruntową pompą ciepła (tzn. typu solanka/woda). Ze względu na wysoką wydajność grzewczą pompy ciepła (SPF rzędu 3,0–4,0) zastąpienie nią kotła gazowego (sprawność 0,88–0,94) powinno przynieść znaczną redukcję wskaźnika zapotrzebowania na energię końcową. W celu uzyskania tak wysokiej efektywności pompa ciepła wymaga jednak współpracy z niskotemperaturową instalacją grzewczą charakteryzującą się wyższymi nakładami inwestycyjnymi. W analizowanym wariancie zastosowanie pompy ciepła charakteryzującej się SPF = 4,0 przy pracy na cele grzewcze pozwoliło na zwiększenie sprawności systemu grzewczego z poziomu η_c.o. = 0,80 do η_c.o. = 3,40. W przypadku systemu przygotowania c.w.u. SPF = 3,0 pozwoliło na zwiększenie sprawności systemu z η_c.w.u. = 0,52 do η_c.w.u. = 1,77 (tabela 3).

W wyniku wprowadzonych ulepszeń współczynnik zapotrzebowania na energię pierwotną obniżył się do poziomu 67,7 W/(m²K) (tabela 4), czyli o 18,1 kWh/(m²K), co jest niewystarczające do spełnienia wymagań WT 2021. Zastosowanie tego rodzaju źródła ciepła nie gwarantuje zatem osiągnięcia wymaganego poziomu EP. Znaczna redukcja zapotrzebowania na energię pierwotną w stosunku do wariantu bazowego pozwala jednak przypuszczać, że jego osiągnięcie będzie możliwe dzięki dodatkowym niezbyt kosztownym działaniom konwencjonalnym (np. dociepleniu przegród).

Koszt zastosowania pompy ciepła, podobnie jak w przypadku kotła opalanego biomasą, wyrazić można jako różnicę w nakładach inwestycyjnych w stosunku do systemu opartego na kotle gazowym. W analizowanym przypadku koszt ten, obejmujący różnicę w cenie zakupu i instalacji kotła gazowego oraz pompy ciepła (z uwzględnieniem kosztu wykonania wymiennika gruntowego oraz ogrzewania podłogowego), oszacowano na 400 000 zł.

Wpływ wymiany źródła ciepła na wysokość nakładów eksploatacyjnych wynikających z kosztów samego paliwa oraz serwisowania i obsługi poszczególnych rozwiązań określono, przyjmując cenę energii elektrycznej do zasilania pompy ciepła na poziomie 0,705 zł/kWh oraz cenę gazu 0,265 zł/kWh. Biorąc pod uwagę znacznie niższe zużycie energii końcowej, przekłada się to w istotny sposób na wysokość nakładów eksploatacyjnych – w analizowanym przypadku daje spadek o 18 922 zł/rok.

Wariant 3: z kolektorami słonecznymi

W wariancie tym zaproponowano zastosowanie cieczowych kolektorów słonecznych do przygotowania c.w.u. Zastosowanie 265 m² kolektorów umożliwia pokrycie 45% zapotrzebowania na ciepło do przygotowania c.w.u., wiąże się jednak z większym zużyciem energii pomocniczej wymaganej do napędu pomp obiegowych. W wyniku wprowadzonych ulepszeń współczynnik zapotrzebowania na energię pierwotną obniżył się do poziomu 65,0 W/(m²K) (tabela 5), a zatem o 20,8 kWh/(m²K), co jest wystarczające do spełnienia wymagań WT 2021. Ze względu na duży udział c.w.u. w bilansie energetycznym budynku zastosowanie kolektorów słonecznych praktycznie gwarantuje osiągnięcie wymaganego poziomu EP, należy się jednak liczyć z tym, że może to wymagać zastosowania instalacji pokrywającej w odpowiednio dużym stopniu zapotrzebowanie na ciepło, co będzie w znaczący sposób wpływało na efektywność ekonomiczną inwestycji.

Koszt instalacji kolektorów słonecznych, obejmujący same kolektory, zasobniki solarne (o łącznej objętości 10 m³), pompy obiegowe oraz pozostały wymagany osprzęt, oszacowano na 530 000 zł. Korzyścią będzie tu ograniczenie kosztów związanych z zakupem gazu do przygotowania c.w.u., co przy założonej cenie energii (0,265 zł/kWh) umożliwi obniżenie kosztów eksploatacyjnych o 59 466 zł/rok.

Czytaj też: Wybór źródła grzewczego dla budynku jednorodzinnego w kontekście obowiązujących w Polsce przepisów >>

Wariant 4: z ogniwami PV

W wariancie tym zaproponowano zastosowanie ogniw fotowoltaicznych do produkcji energii elektrycznej w budynku. Problemem przy wykorzystaniu ogniw PV jest wykazanie ograniczenia zużycia energii pierwotnej w charakterystyce energetycznej budynku. Metodologia obliczania świadectw charakterystyki energetycznej określa wprawdzie wartość współczynnika nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej dla energii słonecznej w_i = 0, jednak w przypadku budynków mieszkalnych zużycie energii elektrycznej na cele bytowe (m.in. oświetlenie) nie wchodzi w skład bilansu zapotrzebowania na energię w budynku. Oznacza to, że w przypadku produkcji energii elektrycznej za pomocą ogniw fotowoltaicznych maksymalna możliwa do wykazania korzyść z zastosowania ogniw wynika z wartości zapotrzebowania na energię elektryczną wykorzystywaną do realizacji zapotrzebowania na ciepło (energia pomocnicza lub systemy ogrzewania elektrycznego).

Wykorzystanie energii elektrycznej do ogrzewania (np. przygotowania c.w.u.) w sytuacji, gdy dysponujemy kotłem gazowym, jest mało efektywne ekonomicznie ze względu na stosunkowo niski koszt gazu. Z tego względu w analizowanym przypadku zdecydowano się na wzięcie pod uwagę instalacji PV umożliwiającej wyprodukowanie energii elektrycznej pozwalającej na pokrycie w 100% zapotrzebowania na energię elektryczną do napędu urządzeń pomocniczych w instalacji c.o. i c.w.u. (czyli 22,2 MWh/rok).

Żeby wyprodukować taką ilość energii elektrycznej, w lokalizacji, w której ma powstać analizowany budynek (tj. w Warszawie), powinniśmy dysponować instalacją PV o mocy 27 kWp. Ze względu na charakterystykę produkcji energii elektrycznej, nieodpowiadającą charakterystyce występowania zapotrzebowania na energię do napędu urządzeń pomocniczych, nie będzie oczywiście możliwe zużycie wyprodukowanej energii w 100% w założonym celu. Jednak biorąc pod uwagę całkowity bilans energetyczny analizowanego budynku (którego zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie wielokrotnie przewyższało produkcję z ogniw fotowoltaicznych), energia ta będzie mogła być wykorzystana na bieżąco do realizacji pozostałych potrzeb, a w razie potrzeby sprzedana do sieci elektroenergetycznej. Rozwiązanie takie pozwoli na wykorzystanie wyprodukowanej energii elektrycznej w 100%.

Zgodnie z przyjętymi założeniami w wyniku wykorzystania energii elektrycznej wyprodukowanej za pomocą ogniw współczynnik zapotrzebowania na energię pierwotną obniżył się do poziomu 70,9 W/(m²K) (tabela 6), a zatem o 10,7 kWh/(m²K), co jest niewystarczające do spełnienia wymagań WT 2021.

Zastosowanie wymaganej mocy ogniw fotowoltaicznych będzie się wiązało z koniecznością poniesienia nakładów inwestycyjnych związanych z instalacją samych ogniw oraz pozostałych elementów systemu (tj. układ sterowania i regulacji napięcia, inwerter). W analizowanym przypadku koszt ten oszacowano na 110 000 zł. Korzyścią będzie ograniczenie kosztów związanych z zakupem energii elektrycznej, co przy założonej cenie energii (0,705 zł/kWh) i przyjęciu prosumenckiego systemu rozliczania pozwoli na obniżenie kosztów eksploatacyjnych o 13 705 zł/rok.

Wariant 5: z układem CHP

W wariancie tym zaproponowano rozwiązanie polegające na zastosowaniu układu skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (CHP) – mikrobloku kogeneracyjnego z gazowym silnikiem tłokowym. Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej pozwala na ograniczenie zużycia energii pierwotnej dzięki ograniczeniu jej strat związanych z rozdzieloną produkcją energii elektrycznej w konwencjonalnych elektrowniach. Korzyści z wyższej sprawności wykorzystania energii zawartej w paliwie w przypadku źródeł skojarzonych przypisywane są w całości wyprodukowanemu ciepłu – w postaci niższego współczynnika nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej dla wyprodukowanego ciepła. Współczynnik ten, w przypadku ciepła wytwarzanego w układzie skojarzonym zasilanym paliwem gazowym, można obliczyć na podstawie zależności:

gdzie:
w_gaz – współczynnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej dla gazu;
Q_gaz – zużycie gazu, kWh;
w_el – współczynnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej dla energii elektrycznej;
E – ilość wyprodukowanej energii elektrycznej, kWh;
Q – ilość wyprodukowanej energii cieplnej, kWh.

Żeby system tego typu działał z optymalną efektywnością, potrzebne jest możliwie stałe zapotrzebowanie na ciepło. Ze względu na zmienną charakterystykę zapotrzebowania na moc grzewczą do ogrzewania pomieszczeń w ciągu roku wielkość jednostki kogeneracyjnej określa się zwykle na podstawie minimalnego dobowego zapotrzebowania na ciepło – odpowiadającego zazwyczaj zapotrzebowaniu na c.w.u. Pozostała część zapotrzebowania na ciepło oraz moc grzewczą realizowana jest wówczas za pośrednictwem źródła konwencjonalnego. Ponadto ze względu na wymagane okresy serwisowania urządzeń oraz możliwość wystąpienia przerw w produkcji ciepła spowodowanych awarią przyjmuje się, że szczytowe źródło ciepła powinno pokryć całkowite zapotrzebowanie na obliczeniową moc grzewczą.

W analizowanym przypadku przyjęto zastosowanie układu kogeneracyjnego opartego na gazowym silniku tłokowym o mocy elektrycznej 20 kWe oraz odpowiadającej jej mocy cieplnej 36 kWt. Nominalna sprawność wytwarzania bloku kogeneracyjnego wynosi odpowiednio 32% w przypadku wytwarzania energii elektrycznej oraz 58% przy produkcji ciepła. Jako szczytowe źródło przyjęto zastosowanie kotła gazowego z wariantu podstawowego.

Zaproponowany układ pozwala na wyprodukowanie 201 MWh/rok ciepła oraz 111 MWh/rok energii elektrycznej w skojarzeniu, pozostałe 51 MWh/rok ciepła dostarczane jest przez szczytowy kocioł gazowy, a zatem współczynnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej będzie wynosił:

Uwzględniając tę wielkość, współczynnik zapotrzebowania na energię pierwotną obniżył się do poziomu 56,4 W/(m²K) (tabela 7), a zatem o 29,4 kWh/(m²K), co jest wystarczające do spełnienia wymagań WT 2021. Oznacza to, że przy znaczącym udziale zapotrzebowania na ciepło na potrzeby przygotowania c.w.u. zastosowanie układu CHP praktycznie gwarantuje osiągnięcie wymaganego poziomu EP.

W analizowanym przypadku wariant bazowy z kotłem gazowym został uzupełniony o mikroblok kogeneracyjny o mocy 20 kWe. Instalacja samego układu kogeneracyjnego, jak również pozostałych elementów systemu, takich jak układ sterowania oraz regulacji napięcia, oznacza dodatkowe nakłady inwestycyjne. Koszt ten został oszacowany na 300 000 zł.

Czytaj też: Pilotażowa instalacja ogrzewania i ciepłej wody wspomagana przez OZE w budynku zabytkowym >>

Jak widać na podstawie przeprowadzonych obliczeń, ze względu na produkcję energii elektrycznej wyraźnie wzrośnie zużycie energii końcowej (tj. gazu). Koszty większego zużycia gazu powinny być jednak zrekompensowane niższymi kosztami związanymi z zakupem energii elektrycznej i/lub przychodami ze sprzedaży tej energii do sieci elektroenergetycznej oraz ewentualną premią kogeneracyjną [9]. Dla celów niniejszej analizy założono średnią cenę sprzedaży energii elektrycznej wraz z premią kogeneracyjną (0,525 zł/kWh). Przy takich założeniach roczny przychód ze sprzedaży energii elektrycznej wynosi 58 275 zł/rok, podczas gdy koszt dodatkowego zużycia gazu to 45 006 zł/rok, co oznacza roczny zysk na poziomie 13 269 zł/rok.

Porównanie rozwiązań konwencjonalnych i alternatywnych źródeł energii

W ramach podsumowania analizy porównano efektywność zaprezentowanych rozwiązań wykorzystujących alternatywne źródła energii oraz przedstawionych w poprzednim artykule rozwiązań konwencjonalnych. Porównania dokonano na podstawie dwóch kryteriów ekonomicznych: minimalizacji nakładów inwestycyjnych i minimalizacji kosztów w cyklu życia ­obiektu.

Minimalizacja nakładów inwestycyjnych odzwierciedla tzw. podejście deweloperskie, w którym dąży się do zrealizowania inwestycji spełniającej wymagania formalne jak najniższym kosztem, co pozwala na zaoferowanie mieszkań w konkurencyjnej cenie. Minimalizacja kosztów w cyklu życia (suma nakładów inwestycyjnych oraz zdyskontowanych kosztów eksploatacyjnych w okresie użytkowania) odzwierciedla z kolei podejście użytkownika końcowego, dążącego do nabycia w atrakcyjnej cenie mieszkania o stosunkowo niskich kosztach utrzymania.

Zgodnie z wynikami analizy dotyczącej rozwiązań konwencjonalnych, wymagany od 1 stycznia 2021 r. poziom EP można osiągnąć najniższym kosztem poprzez modyfikację systemu przygotowania c.w.u. (zastosowanie podgrzewaczy przepływowych) połączoną z poprawą izolacyjności cieplnej przegród zewnętrznych (tabela 8). Jak widać, wybrany jako optymalny zakres działań konwencjonalnych pozwolił na redukcję wskaźnika EP o 4,2 kWh/m² poniżej wartości wymaganej przepisami. Oznacza to, że cel ten można by osiągnąć niższym kosztem przy zastosowaniu mniejszej grubości izolacji. Z tego względu w niniejszej analizie jako optymalny zakres działań konwencjonalnych przyjęto wariant, w którym dodatkowa grubość zastosowanej izolacji (oraz odpowiadające jej nakłady inwestycyjne) została zmniejszona tak, aby osiągnąć EP = 65 kWh/m² jak najniższym kosztem. Ostatecznie koszt zastosowania dodatkowej izolacji (tabela 9) został oszacowany na 45 000 zł.

Pozostałe założenia, tj. zastąpienie centralnego systemu przygotowania ciepłej wody miejscowymi gazowymi podgrzewaczami przepływowymi bezpośrednio przy punktach poboru pozwalające na zwiększenie sprawności systemu przygotowania c.w.u. z poziomu η_c.w.u. = 0,52 do η_c.w.u. = 0,85, pozostały bez zmian. Łączny koszt usprawnień został oszacowany na 386 654 zł. Przy zastosowaniu podgrzewaczy gazowych należy pamiętać o konieczności wykonywania ich okresowych przeglądów, a także kominiarskich – z tego względu, pomimo znacznych oszczędności w zapotrzebowaniu na energię końcową, oszczędności oszacowano na 9938 zł/rok.

Analizując wysokość nakładów inwestycyjnych dla poszczególnych wariantów (tabela 10), zauważymy, że wymagany poziom EP = 65 kWh/(m² rok) można osiągnąć najniższym kosztem dzięki zastosowaniu kotła na biomasę. Dla analizowanego budynku wysokość dodatkowych nakładów inwestycyjnych związanych z zastąpieniem kotła gazowego jednostką na pellet wynosi 31 000 zł, co jest wielkością przeszło dziesięciokrotnie niższą niż przy zastosowaniu rozwiązań konwencjonalnych. Należy jednak zwrócić uwagę na fakt, że rozwiązanie to skutkuje wyraźnym wzrostem kosztów eksploatacyjnych (13 150 zł/rok). Ponadto zastosowanie źródła ciepła zasilanego paliwem stałym, jakim jest pellet, wymaga wygospodarowania w budynku przestrzeni do składowania paliwa, a sam kocioł mimo automatyzacji procesu podawania paliwa może wymagać okresowych prac obsługowych oraz serwisowych zwiększających dodatkowo koszty eks­ploatacyjne. Dodatkową wadą kotła zasilanego biomasą jest emisja pyłów (PM10 i PM 2,5), wynosząca nawet w przypadku spełnienia restrykcyjnych wymagań klasy 5 ok. 80 g/GJ, co jest wartością blisko 40 razy wyższą w stosunku do kotłów gazowych [7].

Spośród zaprezentowanych rozwiązań alternatywnych wymagany poziom EP pozwoliło osiągnąć jedynie zastosowanie kogeneracji oraz kolektorów słonecznych. W przypadku układu CHP należy jednak pamiętać o występujących okresowo kosztach serwisowych związanych z przeglądami oraz remontami bloku kogeneracyjnego. Trwałość silników spalinowych wynosi zwykle ok. 50 000 h, co odpowiada okresowi 5–6 lat eksploatacji, po tym czasie silnik powinien zostać wymieniony lub poddany generalnemu remontowi. Koszt ten wynosi zazwyczaj od 30 do ok. 50% ceny nowego bloku.

W przypadku kolektorów słonecznych wysokość nakładów inwestycyjnych (530 000 zł) znacznie przewyższa nakłady związane z zastosowaniem rozwiązań konwencjonalnych, pozwala jednak na osiągnięcie wyższych oszczędności.

Pomimo że zastosowanie pompy ciepła nie pozwoliło na spełnienie wymagań WT, rozwiązanie to jest dość interesujące, gdyż osiągnięcie wymaganego EP będzie najprawdopodobniej możliwe stosunkowo niewielkim kosztem, np. poprzez docieplenie przegród zewnętrznych lub zastosowanie ogniw PV. Podstawowym problemem może być tu jednak dostępność terenu na potrzeby gruntowego wymiennika ciepła. Coraz popularniejsze stają się obecnie również pompy ciepła wykorzystujące jako źródło ciepła powietrze zewnętrzne (lub/i powietrze usuwane z budynku). Urządzenia te oferują wprawdzie niższy współczynnik sezonowej efektywności grzewczej, pozwalają jednak na znaczne ograniczenie wysokości nakładów inwestycyjnych.

W przypadku analizowanego budynku osiągnięcie wymaganego poziomu EP jedynie poprzez zastosowanie ogniw PV nie jest możliwe. Dzięki dużej elastyczności przy określaniu mocy zainstalowanych urządzeń mogą one jednak stanowić element uzupełniający przy zastosowaniu innych rozwiązań. Może to być szczególnie korzystne rozwiązanie w przypadku wykorzystania pompy ciepła, umożliwiając zarówno obniżenie kosztów eksploatacyjnych, jak i zwiększenie możliwej do wykazania redukcji wskaźnika EP.

Czytaj też: Nietypowe grzejniki płaszczyznowe >>

W celu obliczenia kosztów w cyklu życia na potrzeby niniejszej analizy przyjęto 15-letni okres życia oraz stopę dyskonta na poziomie 3% w skali roku. Ponadto dane dotyczące nakładów inwestycyjnych oraz rocznych kosztów eksploatacyjnych zostały uzupełnione o występujące okresowo w przypadku niektórych źródeł koszty związane z serwisowaniem urządzeń. W ramach kosztów okresowych uwzględniono:

• koszt wymiany podajnika ślimakowego w kotle na pellet – 5000 zł co 2 lata,
• koszt wymiany glikolu w instalacji kolektorów słonecznych – 10 000 zł co 5 lat,
• koszt remontu kapitalnego silnika w układzie CHP – 90 000 zł co 5 lat.

Analizując wysokość kosztów w cyklu życia dla poszczególnych rozwiązań, można zauważyć, że niższy poziom nakładów inwestycyjnych nie gwarantuje osiągnięcia korzystniejszego bilansu ekonomicznego w dłuższym okresie. Znamienne jest, że najtańsze inwestycyjnie rozwiązanie polegające na zastosowaniu kotła opalanego biomasą charakteryzuje się jednym z najwyższych LCC spośród analizowanych wariantów (rys. 1). Przeprowadzona analiza potwierdziła ponadto, że osiągnięcie określonego w WT 2021 wskaźnika EP dzięki wykorzystaniu alternatywnych źródeł energii może być bardziej efektywne ekonomicznie niż przy zastosowaniu rozwiązań konwencjonalnych.

Podsumowanie i wnioski

Charakterystyka zapotrzebowania na energię w analizowanym budynku mieszkalnym, w którym dominującą rolę odgrywa zapotrzebowanie na c.w.u., wynoszące niemal 60% bilansu energetycznego, sprawia, że osiągnięcie wymaganego poziomu EP bez modyfikacji źródła ciepła jest praktycznie niewykonalne. Jak widać na podstawie przeprowadzonej analizy, zastosowanie alternatywnych źródeł energii może być korzystniejsze od rozwiązań konwencjonalnych zarówno pod względem wysokości nakładów inwestycyjnych, jak i kosztów w cyklu życia. Potwierdza to zatem, że poziom wymagań określony w WT 2021 może sprzyjać rozpowszechnieniu wykorzystania alternatywnych źródeł energii w budynkach. Sytuacja taka wymaga jednak od projektanta rzetelnej wiedzy inżynierskiej obejmującej znajomość dostępnych technologii, z uwzględnieniem zarówno korzyści, jak i kosztów wynikających z ich wykorzystania. Nie bez znaczenia są tutaj ponadto aspekty trudne do wyrażenia w rachunku ekonomicznym. Wiele z omawianych rozwiązań wiąże się nierozerwalnie ze stratą przestrzeni użytkowej, którą należy przeznaczyć np. na dodatkowe urządzenia, zarówno w przypadku rozwiązań konwencjonalnych, jak i tych opartych na alternatywnych źródłach energii.

Dodatkowym impulsem do wykorzystania odnawialnych źródeł energii może być również nowelizacja ustawy o OZE [5], której celem jest wsparcie prosumenckiego rynku wytwarzania energii elektrycznej, także w przypadku przedsiębiorców oraz spółdzielni. W kontekście prognozowanych podwyżek cen prądu szczególnie obiecująco prezentują się inwestycje polegające na wykorzystaniu paneli PV. Nieustanny spadek wysokości nakładów inwestycyjnych dla tego typu inwestycji sprawił, że przy wykorzystaniu modelu prosumenckiego możliwe jest osiągnięcie zwrotu poniesionych kosztów w okresie poniżej 8 lat. W kontekście spełnienia warunku EP brakuje jednak jednoznacznych zapisów pozwalających na uwzględnienie w bilansie energetycznym energii sprzedawanej do sieci elektroenergetycznej.

Literatura

1. Rozporządzenie Ministra Transportu, Budownictwa i Gospodarki Morskiej z dnia 5 lipca 2013 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (DzU 2013, poz. 926)
2. Żurawski Jerzy, Panek Aleksander, Analiza wymagań energetycznych w projekcie zmiany rozporządzenia w sprawie warunków technicznych, Konferencja „Izolacje”, Warszawa 2013
3. Rozporządzenie Ministra Infrastruktury i Rozwoju z dnia 3 czerwca 2014 r. w sprawie metodologii obliczania charakterystyki energetycznej budynku i lokalu mieszkalnego lub części budynku stanowiącej samodzielną całość techniczno-użytkową oraz sposobu sporządzania i wzorów świadectw charakterystyki energetycznej (DzU 2014, poz. 888)
4. Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane (DzU 1994, nr 89, poz. 414, z późn. zm.)
5. Ustawa z dnia 19 lipca 2019 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (DzU 2019, poz. 1524)
6. PN-EN ISO 13790:2009 Energetyczne właściwości użytkowe budynków. Obliczanie zużycia energii do ogrzewania i chłodzenia
7. Trząski Adrian, Wiszniewski Andrzej, Aspekty ekonomiczne i środowiskowe ogrzewania elektrycznego w nowo wznoszonych budynkach jednorodzinnych, „Rynek Instalacyjny” 10/2017
8. Trząski Adrian, Wymagania energetyczne dla budynków wielorodzinnych – rozwiązania konwencjonalne, „Rynek Instalacyjny” 10/2021
9. Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 24 października 2021 r. w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji objętej wsparciem oraz jednostkowych wysokości premii gwarantowanej w roku 2022 (DzU 2021, poz. 1966)