Zastosowanie dodatkowych źródeł energii odnawialnej do współpracy z pompą ciepła solanka/woda
Application of the additional renewable energy sources cooperating with heat pump brine/water type on the example of single-family house
Fot. 1. Widok analizowanego budynku
Fot. arch. autorów
Przedstawiona w artykule analiza ma na celu sprawdzenie celowości zastosowania dodatkowego źródła energii odnawialnej, zwiększającego własności energetyczne oraz ograniczającego koszty eksploatacji w przypadku pracującej już instalacji pompy ciepła zasilającej budynek jednorodzinny. Dla wybranych wariantów określono wielkość pozyskanej energii odnawialnej, koszty eksploatacyjne oraz okres zwrotu poniesionych nakładów.
Zobacz także
Gaspol S.A. Układ hybrydowy: pompa ciepła i gaz płynny
Przy wyborze rozwiązań grzewczych wiele osób coraz częściej zwraca uwagę nie tylko na ich efektywność, ale i potencjalny wpływ na środowisko. Najbardziej poszukiwane są technologie zapewniające optymalne...
Przy wyborze rozwiązań grzewczych wiele osób coraz częściej zwraca uwagę nie tylko na ich efektywność, ale i potencjalny wpływ na środowisko. Najbardziej poszukiwane są technologie zapewniające optymalne ciepło, a jednocześnie gwarantujące minimalną lub zerową emisję CO2 czy szkodliwych substancji. Jednym z takich innowacyjnych rozwiązań jest połączenie pompy ciepła z instalacją gazową, które łączy w sobie zalety obu technologii, tworząc elastyczny, efektywny i zrównoważony system ogrzewania.
Barbara Jurek (Specjalista ds. techniczno-handlowych Caleffi Poland), Calefii Poland Sp. z o.o. Co warto wiedzieć o zaworze antyzamarzaniowym z serii 108 marki Caleffi
Wraz ze wzrastającą popularnością pomp ciepła, w tym pomp ciepła typu monoblok, dużym zainteresowaniem cieszy się również zawór antyzamarzaniowy Caleffi z serii 108. Jego zadaniem jest ochrona pompy ciepła...
Wraz ze wzrastającą popularnością pomp ciepła, w tym pomp ciepła typu monoblok, dużym zainteresowaniem cieszy się również zawór antyzamarzaniowy Caleffi z serii 108. Jego zadaniem jest ochrona pompy ciepła typu monoblok przed zamarznięciem w sytuacji wystąpienia awarii zasilania elektrycznego.
FRAPOL Sp. z o.o. Jak zaprojektować wydajny system grzewczy z pompą ciepła Frapol PRIME?
PRIME – monoblokowa pompa ciepła na R290 – powstała w odpowiedzi na potrzeby projektantów, instalatorów i inwestorów, zmieniające się wraz z dynamiką rozwoju europejskiego rynku HVACR. To rozwiązanie perspektywiczne,...
PRIME – monoblokowa pompa ciepła na R290 – powstała w odpowiedzi na potrzeby projektantów, instalatorów i inwestorów, zmieniające się wraz z dynamiką rozwoju europejskiego rynku HVACR. To rozwiązanie perspektywiczne, zgodne z coraz bardziej restrykcyjnym prawem europejskim i energooszczędne. Temperatura zasilania na poziomie ponad 60°C umożliwia stabilną produkcję ciepła technologicznego oraz ciepłej wody użytkowej w różnych warunkach otoczenia, a także współpracę z różnymi instalacjami grzewczymi....
Opis analizowanego budynku jednorodzinnego
Jest to budynek wolnostojący (fot. 1 - patrz: zdjęcie główne) wykonany w technologii tradycyjnej, wybudowany w 2010 roku, o powierzchni całkowitej 135,3 m2 i kubaturze 647,5 m3. Projektowe obciążenie cieplne budynku wynosi 9 kW. Obliczeniowe zapotrzebowanie na moc cieplną na cele ciepłej wody to 3,66 kW.
Budynek zamieszkują dwie osoby. Zastosowano w nim wentylację mechaniczną z rekuperacją i gruntowy wymiennik ciepła do wstępnego podgrzewu powietrza zewnętrznego.
Tabela 1. Parametry pracy kompaktowej pompy ciepła typu solanka/woda z zasobnikiem zainstalowanej w analizowanym budynku [11]
Budynek ogrzewany jest za pomocą pompy ciepła typu solanka/woda z zasobnikiem (z możliwością podłączenia kolektorów słonecznych), o zmierzonej średniej mocy grzewczej 9,53 kW i chłodniczej 7,8 kW.
Parametry zastosowanej pompy ciepła podano w tab. 1.
Dolne źródło dla pompy ciepła stanowi poziomy gruntowy wymiennik ciepła z 10 kolektorami spiralnymi o średnicy 1 m i długości 100 m każdy, wykonany z rur polietylenowych o średnicy 25 mm i ułożony poniżej strefy przemarzania – na głębokości 1,9 m. Pompa ciepła pracuje od lutego 2010 roku, w układzie monowalentnym na cele c.o. i c.w.u. realizując priorytet podgrzewu ciepłej wody [5].
Od 2014 roku w okresie letnim w budynku pracuje instalacja chłodzenia pasywnego „natural cooling”, wykorzystująca chłód pobierany z dolnego źródła ciepła, jednocześnie je regenerując.
Instalację c.o. stanowi ogrzewanie płaszczyznowe – podłogowe i ścienne – o parametrach 50/40°C.
Ogrzewanie ścienne znajduje się na poddaszu w ścianach kolankowych.
Instalacja c.o. wyposażona jest w indywidualne regulatory do ogrzewania podłogowego i zawory termostatyczne umożliwiające zdalną regulację temperatury w poszczególnych pomieszczeniach.
Budynek znajduje się w V strefie klimatycznej (tz = –24°C). Dane klimatyczne tej lokalizacji:
- średnia temp. 6,6°C;
- min. średnia temp. stycznia –4,2°C, lipca 17,8°C;
- liczba dni grzewczych 252;
- średnia dzienna wilgotność 69%;
- średnie usłonecznienie 1676 h;
- średnie zachmurzenie 5,4 oktany (kiedy 0 – niebo bez chmur, 8 – całkowicie pokryte chmurami).
Na terenie tym panuje duża wietrzność, latem dominują wiatry zachodnie oraz północno-zachodnie o prędkości 2,5–3 m/s, a zimą zachodnie i południowo-wschodnie o średniej prędkości 3–4,5 m/s. Liczba dni mroźnych to 50–65. Strefa przemarzania gruntu sięga 1,4 m [12].
Od 2010 roku w budynku prowadzono pomiary wybranych wielkości energetycznych i cieplnych oraz kosztów eksploatacyjnych.
Koszty energii elektrycznej rozliczane były początkowo wg taryfy G12, a od 2014 roku wg G12w (dwutaryfowo z tańszą energią w nocy i przed szczytem popołudniowym, G12 dodatkowo w weekendy).
Wyniki pomiarów z lat 2010–2015 przedstawiono w tab. 2.
Tabela 2. Wyniki pomiarów w latach 2010–2015 i koszt zużycia energii elektrycznej wg taryf G12 i G12w. Zmiana taryfy z G12 na G12w nastąpiła w listopadzie 2014 roku
W 2014 roku wprowadzono indywidualne sterowanie pracą pompy ciepła, które pozwoliło na obniżenie jej kosztów eksploatacyjnych [8].
W tab. 3 zestawiono ilości wyprodukowanej energii na cele c.w.u., zużycie c.w.u. i czas pracy pompy ciepła na cele c.w.u., a także zużycie energii elektrycznej przez PC do podgrzewu wyłącznie c.w.u. wraz z jej kosztami w poszczególnych miesiącach 2014 roku.
Na podstawie tych pomiarów obliczono średni miesięczny oraz średnioroczny wskaźnik sprawności pompy ciepła na cele ciepłej wody SPFcw wynoszący 2,166.
Roczny koszt podgrzewu 56,22 m3 ciepłej wody za pomocą pompy ciepła wyniósł w 2014 roku 351,75 zł, a średni miesięczny koszt 29,31 zł, przy średniej rocznej cenie zakupu energii elektrycznej w taryfach G12 i G12w wynoszącej w 2014 roku 0,392 zł/kWh.
Cena uzależniona jest od czasu pracy pompy ciepła w strefie z niższą i wyższą stawką taryfową. Po opracowaniu systemu monitorowania czasu pracy pompy ciepła [8] przez większość czasu pracowała ona w drugiej – tańszej taryfie elektrycznej. Udział zużycia energii w tańszej taryfie wynosił 81,68%.
Opis analizowanych rozwiązań technicznych
Analizie techniczno-ekonomicznej poddano dwa rozwiązania wykorzystujące odnawialne źródła energii:
- Wariant I zakłada włączenie do istniejącego układu technologicznego kolektorów słonecznych (wariantowo: 1 lub 2 szt.) produkujących energię cieplną na potrzeby c.w.u. W okresie niewystarczającego nasłonecznienia instalacja c.w.u. będzie wspomagana tak jak dotychczas pompą ciepła, która zaspokaja także potrzeby grzewcze budynku.
- Wariant II zakłada włączenie do istniejącego układu technologicznego ogniw fotowoltaicznych do wspomagania pracy istniejącej pompy ciepła typu solanka/woda pracującej na potrzeby grzewcze budynku i potrzeby c.w.u.
Tabela 3. Zestawienie zapotrzebowania na energię cieplną oraz kosztów produkcji c.w.u. przez pompę ciepła w 2014 roku (stan istniejący rzeczywisty)
Wariant I: pompa ciepła i kolektory słoneczne
Rys. 1. Schemat technologiczny układu pompy ciepła typu solanka/woda z propozycją zastosowania w instalacji kolektorów słonecznych; źródło: oprac. własne
Zastosowane rozwiązanie to współpraca pompy ciepła z kolektorami słonecznymi. Przyjęto wariantowo do analizy instalację z jednym kolektorem słonecznym oraz z dwoma. Powierzchnia czynna absorbera pojedynczego kolektora płaskiego wynosi 2,53 m2. Zlokalizowane one będą pod kątem 45° w kierunku południowym [9]. Kolektory słoneczne z pompą ciepła połączone zostaną poprzez specjalne przyłącze do instalacji solarnych, które jest na wyposażeniu pompy ciepła. Schemat technologiczny instalacji z pompą ciepła typu solanka/woda z zastosowaniem kolektorów słonecznych przedstawiono na rys. 1.
Po zastosowaniu dodatkowego źródła energii odnawialnej, jakim są kolektory słoneczne współpracujące z pompą ciepła, zwiększy się ilość zużywanej energii pomocniczej w budynku, co wpłynie na jego koszty eksploatacyjne.
Średni czas pracy zastosowanej pompy obiegu solarnego wynosi ok. 1415 h/rok.
Pobór prądu przez pompę to 65 W, co w ciągu roku daje ok. 92 kWh.
Pobór prądu przez regulator solarny to 5 W, w ciągu roku 43,8 kWh.
Ilość pozyskanej „darmowej” energii przez kolektory o powierzchni 2,53 m2 lub 5,06 m2 ustawionych pod kątem 45° i skierowanych na południe pozwoli na zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną zużywaną przez pompę ciepła do podgrzewu c.w.u.
Przy braku promieniowania słonecznego podgrzew c.w.u. będzie realizowany w dotychczasowy sposób, tj. przez pompę ciepła.
W tab. 4 zestawiono prognozowaną ilość wyprodukowanej energii na cele c.w.u. w poszczególnych miesiącach za pomocą instalacji solarnej przy dwóch i jednym kolektorze słonecznym. Widoczne są zarówno okresy nadprodukcji energii w kolektorach, jak i jej niedoborów.
Przy zastosowaniu w budynku dwóch kolektorów słonecznych o powierzchni absorbera p = 5,06 m2 pokrycie zapotrzebowania na energię cieplną do podgrzewu c.w.u. realizowane jest w 150,12%. Pompa ciepła musiałaby dogrzewać c.w.u. tylko w styczniu, listopadzie i grudniu, przy utrzymanym zużyciu wody, jakie miało miejsce w 2014 roku (zmierzone roczne zużycie c.w.u. 56,22 m3). Natomiast w pozostałych miesiącach występowałby przegrzew w instalacji solarnej.
Przy tak małym zużyciu c.w.u. w budynku zasadne jest przyjęcie jednego kolektora słonecznego o powierzchni absorbera p = 2,53 m2, który zapewni w 75,06% pokrycie zapotrzebowania na energię cieplną na cele podgrzewu c.w.u.
Tabela 4. Zestawienie energii produkowanej na potrzeby podgrzewu c.w.u. za pomocą instalacji solarnej (prognoza)
Wariant II: pompa ciepła i instalacja fotowoltaiczna
Zastosowane rozwiązanie to współpraca pompy ciepła z instalacją fotowoltaiczną.
Na podstawie pomiarów maksymalnej mocy pompy ciepła niezbędnej do pracy przy podgrzewie c.w.u. do temperatury ok. 55°C oraz uwzględniając potrzeby własne pompy ciepła, dobrano instalację fotowoltaiczną o mocy nominalnej 4,14 kWp.
W skład dobranego zestawu wchodzi:
- moduł fotowoltaiczny Inventux X3 o mocy 115 Wp – 36 szt.,
- inwerter trójfazowy 4,2 kW typ Convest 4 I – 1 szt.,
- dodatkowe elementy okablowania – kpl.,
- szafki DC i AC – 2 szt.
Rys. 2. Schemat technologiczny z pompą ciepła typu solanka/woda z propozycją zastosowania paneli fotowoltaicznych o mocy 4,14 kWp
Sprawność zastosowanych paneli fotowoltaicznych wykonanych w technologii micromorph (połączenie technologii amorficznej i krystalicznej) wynosi 8% i jest dużo niższa niż modułów wykonanych w technologii krystalicznej. Natomiast niewątpliwą zaletą tych paneli jest dużo wyższa sprawność przy nasłonecznieniu poniżej 700 W/m2 w porównaniu z krystalicznymi oraz ich cena – 179 zł/szt., a także 10-letnia gwarancja na 90% i 25-letnia na 80% mocy maksymalnej [13].
Schemat technologiczny instalacji pompy ciepła typu solanka/woda z zastosowaniem paneli fotowoltaicznych przedstawiono na rys. 2.
Instalacja PV z 36 modułów o mocy 115 W każdy (łącznie 4,14 kWp, pow. brutto 50 m2) została zamontowana na dachu wiaty o powierzchni zabudowy 24,5 m2 (maksymalna powierzchnia niewymagająca pozwolenia na budowę), pod kątem 18° (fot. 2).
Energia z instalacji PV w pierwszej kolejności zasila budynek jednorodzinny i jest wykorzystywana m.in. do podgrzewu c.w.u. i zasilania pompy ciepła, a ewentualna nadwyżka kierowana jest do sieci dystrybucyjnej PGE.
W tab. 5 zestawiono ilość wyprodukowanej przez instalację PV energii elektrycznej w poszczególnych miesiącach na potrzeby pracy pompy ciepła (c.o., c.w.u. i energii pomocniczej) oraz na potrzeby własne budynku. Widoczne są zarówno okresy nadprodukcji energii, jak i niepełnego udziału instalacji PV w zasilaniu PC w energię elektryczną.
Wyniki zużycia energii elektrycznej przez pompę ciepła (EPC), w rozbiciu na energię elektryczną zużywaną na potrzeby centralnego ogrzewania (Ec.o.) i potrzeby podgrzewu ciepłej wody (Ec.w.u.), z uwzględnieniem zużycia energii elektrycznej wynikającego ze strat (Estraty) oraz czasu pracy PC podano w tab. 5. Uzyskano je na podstawie pomiarów za pomocą ciepłomierza na cele c.o. i c.w.u. oraz z liczników energii elektrycznej pobieranej przez PC i jej układ sterowania. Pomiary prowadzone były przez cały rok, ze szczegółowym rozbiciem i określeniem czasu oraz rodzaju poboru energii.
Tabela 5. Zestawienie zużycia energii elektrycznej na potrzeby pracy pompy ciepła PC oraz energii elektrycznej produkowanej z instalacji fotowoltaicznejo mocy 4,14 kWp (wartości zmierzone)
Roczne zużycie energii elektrycznej przez pompę ciepła w 2014 roku wynosiło 6020 kWh (tab. 2 i tab. 5). Instalacja fotowoltaiczna uruchomiona została w październiku 2014 roku i do końca roku wyprodukowała 292,5 kWh energii elektrycznej.
W tym samym okresie w 2015 roku wyprodukowała porównywalną ilość energii elektrycznej. Roczna ilość energii uzyskana z instalacji PV o mocy 4,14 kWp w 2015 roku wyniosła 4086,7 kWh.
Wyniki pomiarów wskazują, że instalacja PV w okresie luty–październik jest w stanie zapewnić w 100% podgrzew c.w.u. W pozostałych miesiącach potrzebne jest dogrzewanie za pomocą pompy ciepła.
Koszty inwestycyjne i eksploatacyjne zastosowania dodatkowego OZE dla pompy ciepła
Nakłady inwestycyjne
W celu porównania aspektów ekonomicznych zastosowania instalacji OZE do współpracy z pompą ciepła określono koszty zakupu i podłączenia instalacji do systemu grzewczego. Dane te uzyskano na podstawie kosztorysu (instalacja PV) i oferty cenowej producenta (kolektory słoneczne).
Wariant I
W tab. 6 przedstawiono nakłady inwestycyjne zastosowania do współpracy z pompą ciepła kolektorów słonecznych o powierzchni absorbera p = 5,06 m2 (2 szt.) i p = 2,53 m2 (1 szt.). Koszt wykonania instalacji z dwoma kolektorami słonecznymi wynosi ok. 18 635 zł, natomiast z jednym kolektorem słonecznym 13 794 zł. Na podstawie pomiaru zużycia c.w.u. i symulacji wyprodukowanej ilości energii cieplnej z kolektorów słonecznych do podgrzewu c.w.u. (tab. 4) zaleca się montaż jednego kolektora o powierzchni absorbera p = 2,53 m2.
Tabela 6. Koszty inwestycyjne zastosowania kolektorów słonecznych do współpracy z pompą ciepła typu solanka/woda zainstalowaną w budynku [9]
Wariant II
W tab. 7 przedstawiono nakłady inwestycyjne zastosowania do współpracy z pompą ciepła instalacji PV o mocy 4,14 kWp, pokazanej na rys. 2. Koszty poniesione na budowę i podłączenie instalacji PV o mocy 4,14 kWp wyniosły 18 446 zł.
Tabela 7. Koszty inwestycyjne zastosowania instalacji fotowoltaicznej do współpracy z pompą ciepła typu solanka/woda zainstalowaną w budynku
Koszty eksploatacyjne
Wariant I
W przypadku zastosowania dwóch kolektorów słonecznych do wspomagania pracy pompy ciepła musiałaby ona dodatkowo wyprodukować 367,9 kWh energii cieplnej na dogrzew c.w.u., na co zużyłaby ok. 166,85 kWh energii elektrycznej. Natomiast w przypadku zastosowania jednego kolektora potrzeba by 694 kWh energii cieplnej na dogrzew c.w.u., przy zużyciu 299,82 kWh energii elektrycznej (tab. 4).
Tabela 8. Zestawienie kosztów eksploatacyjnych wspomagania pompy ciepła za pomocą kolektorów słonecznych [9]
Koszty eksploatacyjne dla wariantu z 1 i 2 kolektorami przedstawiono w tab. 8.
Koszt energii elektrycznej niezbędnej do podgrzewu c.w.u. w stanie istniejącym przez pompę ciepła wynosi 351,75 zł/rok.
Przy wykorzystaniu kolektorów słonecznych do współpracy z pompą ciepła prognozowane koszty dogrzewu c.w.u. wynosić będą 146,89 zł/rok (2 kolektory słoneczne) oraz 199,01 zł/rok (1 kolektor słoneczny), przy rocznym zużyciu ciepłej wody 56,22 m3.
Większe zużycie ciepłej wody i cena 1 kWh energii elektrycznej w innej taryfie generowałyby wyższe koszty jej podgrzewu. Oszczędności z tego tytułu, jakie możemy uzyskać, wynosiłyby odpowiednio: 204,9 zł (przy 2 kolektorach) i 152,7 zł (przy 1 kolektorze).
Zastosowanie instalacji kolektorów słonecznych do podgrzewu c.w.u. jest tym samym nieekonomiczne z uwagi na dodatkowe koszty energii elektrycznej koniecznej do zasilania pompy solarnej i regulatora, szacowane na 81,5 zł/rok, przy kosztach pracy PC wynoszących 106,5 zł (kwiecień–wrzesień). Należy również się liczyć z przegrzewem instalacji solarnej w przypadku małego rozbioru i dużego nasłonecznienia.
Czas zwrotu poniesionych nakładów (SPBT) na budowę instalacji z kolektorami słonecznymi przy kosztach inwestycyjnych 18 635 zł (2 kolektory) i oszczędnościach 204,9 zł/rok wyniesie ok. 91 lat, a przy kosztach 13 794 zł (1 kolektor) i oszczędnościach 152,7 zł/rok 90 lat. Inwestycja taka jest nieopłacalna, dlatego w budynku zastosowano wspomaganie pompy ciepła tylko za pomocą instalacji fotowoltaicznej.
Zastosowanie kolektorów słonecznych jako dodatkowego źródła energii OZE jest uzasadnione ekonomicznie tylko w przypadku instalacji o wysokich kosztach eksploatacyjnych, jakie mamy np. w kotłowniach gazowych na gaz propan-butan czy kotłowniach olejowych, gdzie oszczędności z tytułu wspomagania podgrzewu za pomocą kolektorów słonecznych sięgają 800–1100 zł/rok [10].
W przypadku pracy instalacji solarnej z pompą ciepła realne oszczędności są niestety znacznie mniejsze, co wynika z bardzo niskich kosztów wytwarzania 1 kWh energii cieplnej przy taryfie G12 i G12w, jakie inwestor uzyskał po opracowaniu systemu monitowania i sterowania indywidualnie parametrami pracy pompy ciepła [8], która przez większą część okresu pracowała w drugiej, tańszej taryfie.
Wariant II
Analizując pracę instalacji PV zestawioną w tab. 5, można zauważyć, że w 2015 roku wyprodukowała ona 4086,7 kWh.
W tym czasie do sieci energetycznej sprzedano 2399,9 kWh energii elektrycznej, z której przy cenie 0,13475 zł/kWh uzyskano przychód równy 320,66 zł, a po opłaceniu podatku akcyzowego 60,99 zł zysk wyniósł 259,67 zł.
Na potrzeby własne obiektu zużyte zostało 1686,8 kWh energii wyprodukowanej z instalacji PV.
W porównaniu do kolektorów słonecznych w okresie dużego nasłonecznienia instalacja fotowoltaiczna ma tę zaletę, że nie będzie powodowała przegrzewu c.w.u.
Występująca w miesiącach letnich duża nadprodukcja energii elektrycznej może być wykorzystywana na potrzeby własne budynku lub do sieci energetycznej.
Zastosowanie instalacji PV o mocy 4,14 kWp w okresie luty–październik umożliwia zaspokojenie potrzeb energetycznych wspomagania pracy PC na cele przygotowania c.w.u. (przy zużyciu rocznym c.w.u. 56,22 m3), natomiast w okresie kwiecień–wrzesień może pokryć energetyczne zapotrzebowanie pompy ciepła na cele c.o. i c.w.u.
Analizowana instalacja PV wyprodukuje ok. 4086,7 kWh/rok i zapewni pokrycie ok. 68% rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną pompy ciepła na cele grzewcze i podgrzew c.w.u.
Czas zwrotu poniesionych nakładów (SPBT) na budowę instalacji PV przy kosztach 18 466 zł i wyprodukowaniu przez nią w ciągu roku średnio 4000 kWh (tab. 5) wyniesie ok. 16,36 roku.
Z uwagi na rozbieżne okresy zapotrzebowania na energię przez pompę ciepła oraz dostępności energii odnawialnej z instalacji PV [8], co pokazano na rys. 3, konieczne jest jej gromadzenie np. w sieci krajowej (net-metering) [14] lub FIT (Feed-in-Tariff), w innym przypadku czas zwrotu instalacji PV będzie dużo dłuższy.
Na podstawie przeprowadzonych badań zaobserwowano bardzo dużą rozbieżność pomiędzy chwilową dostępną mocą produkowaną z instalacji PV a okresem zapotrzebowania na moc przez pracującą pompę ciepła [8].
Na rys. 3 przedstawiono pobór energii i czas pracy pompy ciepła w zależności od różnicy temperatury wewnątrz budynku i temperatury zewnętrznej.
Rys. 3. Zależność poboru energii elektrycznej i czasu pracy pompy ciepła PC od różnicy temperatury na podstawie pomiarów w 2014 roku
Podsumowanie
Na podstawie przeprowadzonej analizy technicznej i ekonomicznej wysunięto następujące wnioski:
1. Koszty eksploatacyjne instalacji pompy ciepła związane z kosztami zakupu energii elektrycznej (w analizowanym budynku wyniosły one w 2014 roku 2361,3 zł) są niższe w porównaniu z tradycyjnymi kotłowniami (ok. 5500 zł/rok) i decydują o atrakcyjności tego systemu.
Wadą jest wysoki koszt zakupu pompy ciepła, rzędu 30–50 tys. zł (w zależności od rodzaju pompy ciepła i wybranego producenta), oraz budowy dolnego źródła ciepła.
Czas zwrotu nakładów inwestycyjnych na kotłownię z pompą ciepła wynosi niejednokrotnie kilkadziesiąt lat. Zależy on w dużej mierze od rodzaju i ceny paliwa, do którego odnosimy się podczas analizy. Im droższe paliwo konwencjonalne, tym bardziej konkurencyjna jest pompa ciepła i krótszy ma okres zwrotu.
2. Obecnie szeroko stosuje się instalacje z kolektorami słonecznymi obniżające koszty eksploatacyjne podgrzewu c.w.u. poprzez wykorzystanie „darmowej” energii promieniowania słonecznego.
W okresie dużego nasłonecznienia kolektory słoneczne umożliwiają produkcję energii cieplnej do podgrzewania wody, natomiast przy braku jej rozbioru występuje problem z nadwyżką.
Inwestycja z kolektorami słonecznymi może być opłacalna tylko w przypadku dużego zużycia ciepłej wody w budynku lub wysokich kosztów jej podgrzewu (np. wykorzystanie jako paliwa oleju opałowego czy gazu propan-butan) [10].
W analizowanym przypadku czas zwrotu instalacji solarnej z jednym kolektorem słonecznym współpracującym z pompą ciepła przy produkcji ciepłej wody jest inwestycją nieopłacalną, z bardzo długim czasem zwrotu, przewyższającym żywotność kolektora podaną przez producenta urządzeń.
3. Pracująca instalacja fotowoltaiczna o mocy 4,14 kWp zapewnia pełne zbilansowanie zapotrzebowania na energię dla współpracującej pompy ciepła w okresie od kwietnia do września.
W skali roku energia produkowana z instalacji PV zapewnia pokrycie potrzeb zasilania PC w ok. 68%. W okresie zimowym (październik–marzec) instalacja PV zapewnia pokrycie energetyczne jedynie w granicach od 3,5 do 14,4%.
4. W analizowanym okresie nadprodukcja energii w ciągu dnia o dużym nasłonecznieniu i w miesiącach letnich jest oddawana do sieci PGE (cena sprzedaży ok. 0,13475 zł/kWh przy cenie zakupu w taryfie G12w dziennej 0,710 zł/kWh lub nocnej 0,332 zł/kWh).
W roku 2015 do sieci PGE sprzedano 1593,16 kWh w taryfie I i 806,76 kWh w taryfie II, co dało łącznie 2399,9 kWh/rok, za co uzyskano 320,66 zł.
Po opłaceniu podatku akcyzowego wynoszącego 60,99 zł zysk wyniósł 259,67 zł. Odpowiadałoby to ponownemu zakupowi energii od dystrybutora za łączną kwotę ok. 1399 zł, czyli 0,583 zł/kWh (średnia cena zakupu energii w analizowanym okresie), stanowiącą jedynie 22,92% przychodu za oddaną energię.
Niestety nie jest to dla właścicieli mikroinstalacji duży zarobek, tym samym wydaje się bardzo słabą promocją OZE.
5. Nadmiar energii z paneli fotowoltaicznych można przekazać do sieci energetycznej po podłączeniu instalacji do on-grid (zysk finansowy FIT – obecna nowelizacja nie przewiduje tego sposobu rozliczeń lub odbiór energii – net-metering), czego nie można zrobić z energią wyprodukowaną z kolektorów słonecznych.
Racjonalne wydaje się więc magazynowanie energii w sieci w okresie jej nadprodukcji i ponowna jej konsumpcja w czasie niedoboru. Możliwe i opłacalne byłoby gromadzenie energii wyprodukowanej w instalacji fotowoltaicznej w przypadku zastosowania tzw. net-metering (opomiarowanie netto) lub FIT (Feed-in Tariff) [14, 15].
6. Okres zwrotu nakładów inwestycyjnych poniesionych na instalację fotowoltaiczną o mocy 4,14 kWp, czyli 18 466 zł, biorąc pod uwagę oszczędności wynikające z tytułu zakupu energii elektrycznej, wynosi 16,36 roku.
Na dokładne obliczenie realnych przyszłych kosztów i zysków ze współpracy pompy ciepła z instalacją fotowoltaiczną PV ma wpływ nieokreślony obecnie stan prawny i niejasne przepisy. Prace nad ustawami trwały od kilku lat i pojawiło się kilka wariantów:
a) inwestycja (środki własne) – sprzedaż po 80% ceny zakupu, która jest zmienna, obliczana przez URE co kwartał i rok (np. w 2015 roku wynosiła 0,1399 zł/kWh);
b) inwestycja (środki własne) oparta na taryfie gwarantowanej FIT – 0,65 lub 0,75 zł/kWh;
c) EKOkredyt Prosument Banku Ochrony Środowiska lub 40-proc. dotacja z WFOŚiGW – taryf gwarantowanych nie można łączyć z programem dotacji Prosument.
Obecnie za sprzedaż nadprodukcji liczonej w czasie rzeczywistym otrzymujemy 80% ceny hurtowej, czyli ok. 0,1375 zł/kWh, a kiedy nie ma produkcji z PV, ten sam prąd odkupuje się średnio po ok. 0,55 zł/kWh. Od stycznia 2016 r. funkcjonuje:
- bilansowanie sześciomiesięczne,
- w czasie nadmiaru energii produkowanej z instalacji PV prąd jest oddawany do sieci, a w chwili zwiększonego poboru można go odbierać z sieci z opłatą przesyłową (w dzień 0,3303 zł/kWh, a w nocy 0,0438 zł/kWh),
- po sześciu miesiącach następuje bilansowanie i sprawdzenie, czy prosument więcej pobrał, czy oddał.
Nieaktualna jest już ustawowa opcja uzyskania za nadwyżkę produkcji taryfy gwarantowanej, w zależności od mocy instalacji fotowoltaicznej PV wynoszącej 0,65–0,75 zł/kWh. Należy również pamiętać, że zgodnie z ustawą o OZE [15] na właściciela mikroinstalacji OZE nałożony jest obowiązek składania sprawozdań o ilości wyprodukowanej i sprzedawanej energii.
Z ustawy o OZE [14, 15] mają zniknąć taryfy gwarantowane, czyli stałe preferencyjne stawki za sprzedaż energii z domowych mikroinstalacji, natomiast w ich miejsce wprowadzony będzie system opustów, zgodnie z którym za każdą kilowatogodzinę energii wprowadzonej do sieci prosument będzie mógł otrzymać rabat na kupowaną energię. Właściciele mikroinstalacji o mocy do 10 kW będą korzystać z 80-proc. rabatu na kupno energii, a posiadaczom instalacji o mocy 10–40 kW przysługiwać będzie rabat w wysokości 70%.
Niewyjaśniona jest do końca kwestia podatkowa, akcyzy oraz kosztów sprzedaży nadwyżki ponad 80% energii dostarczonej do sieci przez prosumenta.
Wykonano w ramach pracy statutowej Politechniki Białostockiej S/WBiIŚ/4/2014
Literatura
- Oszczak W., Kolektory słoneczne i fotoogniwa w twoim domu, Wydawnictwo Komunikacji i Łączności, Warszawa 2012.
- Boczar T., Energetyka wiatrowa: aktualne możliwości wykorzystania, Wydawnictwo „Pomiary Automatyka Kontrola”, Warszawa 2007.
- Rubik M., Pompy ciepła – poradnik, Branżowy Ośrodek Informacji Naukowej, Technicznej i Ekonomicznej INSTAL, Warszawa 1996.
- Chwieduk D., Energetyka słoneczna budynku, Arkady, Warszawa 2011.
- Piotrowska-Woroniak J., Załuska W., Woroniak G., Analiza pracy poziomego gruntowego wymiennika ciepła współpracującego z pompą ciepła typu solanka–woda, „Instal” nr 10/2015, s. 26–32.
- Klubmann-Radziemska E., Fotowoltaika w teorii i praktyce, BTC, Legionowo 2010.
- Woroniak G., Piotrowska-Woroniak J., Application of the photovoltaic installation, as a renewable source of energy in the office building, II Międzynarodowa Konferencja „Odnawialne źródła energii, techniki, technologie, innowacje”, Krynica-Zdrój, 26–29 maja 2015.
- Załuska W., Tomaszewicz-Załuska D., Piotrowska-Woroniak J., Opracowanie systemu monitorowania i oceny wskaźników energetycznych, stopnia konsumpcji i wytwarzania energii OZE dla budynków w regionie północno-wschodniej Polski, PPI/GB/2013/07-II grant badawczy w ramach projektu „Podlaski Program Innowacyjny w branży budownictwa i zielonych technologii” realizowany w ramach Priorytetu VIII Regionalne kadry gospodarki, Suwałki 2014.
- Tomaszewicz R., Analiza techniczno-ekonomiczna zastosowania dodatkowych źródeł energii odnawialnej w układzie technologicznym pracy pompy ciepła typu solanka/woda w budynku jednorodzinnym, praca dyplomowa, promotor: Piotrowska-Woroniak J., 2015.
- Piotrowska-Woroniak J., Bukłacha K., Załuska W., Szczepaniak R., Rozwiązania techniczne modernizacji źródła ciepła w budynku służby zdrowia z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii, „Instal” nr 6/2014, s.16–22.
- www.viessmann.pl.
- www.mib.gov.pl.
- www.enfsolar.com/ApolloF/solar/Product/pdf/Thin%20film/50d2711215bf6.pdf.
- net-metering.pl.
- Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (DzU 2015, poz. 478).
- gramwzielone.pl.