Jeżeli zależy nam na rozwoju kogeneracji, to zwróćmy uwagę Ministerstwu, że kogeneracja w przygotowywanym prawie energetycznym potraktowana jest po macoszemu… za mało mówi się o efektach oraz korzyściach płynących z rozwoju kogeneracji” – apeluje Andrzej Rubczyński, Dyrektor Departamentu Regulacji i Legislacji, PGNiG Termika S.A.
W związku z ogromnym zainteresowaniem sektora związanego z wytwarzaniem energii elektrycznej i cieplnej w skojarzeniu, w dniach 21-22 sierpnia, Zespół CBE Polska zorganizował drugą edycję Seminarium „Czynniki rozwoju inwestycji kogeneracyjnych”. Pierwszy dzień spotkania odbył się w Centrum Kongresowym Warszawianka w Jachrance i miał charakter wykładowo-wystawienniczy. Drugi upłynął na zwiedzaniu Elektrociepłowni Siekierki, która jest największym polskim zakładem kogeneracyjnym i drugą co do wielkości elektrociepłownią w Europie. W wydarzeniu udział wzięło ponad 100 uczestników reprezentujących m.in. energetykę zawodową, ciepłownictwo, przemysłowych odbiorców energii oraz przedsiębiorstw rozważających budowę kogeneracyjnych mocy wytwórczych na własne potrzeby, a także firm dostarczających usługi i technologie dedykowane kogeneracji.
Szacuje się, że polski miks energetyczny może przyjąć około 5GW mocy kogeneracyjnych, niemniej po okresie inwestycyjnych stagnacji branża potrzebuje prostego i przede wszystkim stabilnego otoczenia regulacyjnego, aby zdążyć przed nadchodzącymi obostrzeniami środowiskowymi wynikającymi m.in. z dyrektywy IED.
Zdaniem wielu reprezentantów sektora należy szybko zakończyć proces notyfikacyjny w sprawie pomocy publicznej, rozwiązać palący problem efektu zachęty i stworzyć choćby prowizoryczną legislację akceptowalną przez KE, aby umożliwić podmiotom rozpoczynanie inwestycji, które będą miały szansę na ukończenie przed datą obowiązywania zaostrzonych standardów emisyjnych.
KOGENERACYJNE OTOCZENIE REGULACYJNE
Dr Zdzisław Muras przypomniał, że podstawowym dokumentem prawnym dotyczącym wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej w tzw. skojarzeniu, jest Ustawa – Prawo energetyczne – z dnia 10 kwietnia 1997 r., a także Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 października 2012 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii (Dz. U. z 9 listopada 2012 r. poz. 1229), które weszło w życie 31.12.2012 r. Ponadto istotne są jeszcze Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca 2011 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectw pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczenia opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 2011 Nr 176, poz. 1052) oraz Rozporządzenie MG z dnia 13 listopada 2013 r. zmieniające rozporządzenia MG z dnia 18 października 2012 r. (Dz. U. 2013 r., poz. 1362). Warto dodać, że w sprawach związanych z wydaniem świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej przed dniem 1 stycznia 2013 r. nie stosuje się przepisów § 6 ust. 3-7 i § 7 ust. 1 w zakresie, w jakim przepisy te dotyczą odpowiednio drewna pełnowartościowego lub paliwa pomocniczego.
Zakres obowiązku kogeneracyjnego określa minimalny udział ilościowy sumy energii elektrycznej wynikającej z uzyskanych i umorzonych Świadectw Pochodzenia z Kogeneracji lub z uiszczonej opłaty zastępczej, odniesiony do: dokonanego zakupu energii elektrycznej na własny użytek przez odbiorców przemysłowych; całkowitej sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom końcowym niebędących odbiorcami przemysłowymi przez przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej lub obrotu tą energią i sprzedające tę energię odbiorcom końcowym; dokonanego zakupu energii elektrycznej na giełdzie towarowej lub na rynku organizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany w transakcjach zawieranych we własnym imieniu przez odbiorców końcowych; dokonanego zakupu energii elektrycznej przez towarowy dom maklerski, lub dom maklerski, w odniesieniu do transakcji realizowanych na zlecenie odbiorców końcowych, innych niż odbiorcy przemysłowi.
Zgodnie z kogeneracyjną nowelizacją ustawy z 14 marca 2014 r, ŚPzK wydanego dla energii elektrycznej wytworzonej przed dniem wejścia w życie niniejszej ustawy, w wysokosprawnej kogeneracji w jednostkach kogeneracji „żółtych i czerwonych” nie uwzględnia się przy rozliczeniu wykonania obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia ŚPzK. Przy ustalaniu zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia ŚPzK za 2014 r. nie uwzględnia się energii elektrycznej zakupionej lub sprzedanej przed dniem wejścia w życie niniejszej ustawy. Istotną zmianą jest to, że ŚPzK wydane na skutek prawomocnego orzeczenia sądu uwzględnia się przy rozliczeniu wykonania obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia ŚPzK za rok w którym świadectwo to zostało wydane. Do postępowań wszczętych i niezakończonych przed dniem wejścia w życie niniejszej ustawy, dotyczących świadectw pochodzenia z kogeneracji, stosuje się przepisy dotychczasowe.
Opłaty zastępcze stanowią przychód NFOŚiGW i uiszcza się je na rachunek bankowy tego funduszu do dnia: 31 marca każdego roku, za poprzedni rok kalendarzowy – w przypadku opłaty OZE oraz 30 czerwca każdego roku, za poprzedni rok kalendarzowy – w przypadku opłaty CHP.
JEDNOROCZNE ŚPZK I KILKA INNYCH ZMIAN
Świadectwo pochodzenia z kogeneracji umorzone przez Prezesa URE do dnia 30 czerwca danego roku kalendarzowego, wydane dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji w poprzednim roku kalendarzowym, jest uwzględniane przy rozliczeniu wykonania obowiązku kogeneracyjnego, w poprzednim roku kalendarzowym.
Przepisy dotyczące obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia ŚPzK lub uiszczania opłaty zastępczej dla energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji w jednostkach kogeneracji, stosuje się do dnia 30 czerwca 2019 r. Dotychczasowe przepisy wykonawcze – rozporządzenie CHP – zachowują moc do dnia wejścia w życie przepisów wykonawczych wydanych na podstawie znowelizowanej w zakresie delegacyjnym uPe.
Koncesję muszą posiadać niezależnie od mocy zainstalowanej zarówno źródła odnawialne, jak i źródła kogenercyjne (z wyłączeniem zakładów zasilanych biogazem rolniczym), zaś wpis do rejestru: wytwórcy energii elektrycznej oraz paliw gazowych. Wytwarzanie energii elektrycznej w mikroinstalacji przez osobę fizyczną niebędącą przedsiębiorcą w rozumieniu ustawy o swobodzie działalności gospodarczej nie jest działalnością gospodarczą w rozumieniu tej ustawy. Koncesja wydawana jest wnioskodawcy który: ma siedzibę lub miejsce zamieszkania na terytorium państwa członkowskiego UE lub państwa członkowskiego EFTA lub stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym, Konfederacji Szwajcarskiej oraz posiada odpowiednie środki finansowe, ma możliwości techniczne gwarantujące wykonywanie danej działalności, zapewnia zatrudniania osób o właściwych kwalifikacjach, a także uzyskał decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu. Wymogi dotyczące wniosku określa art. 35 u-Pe.
Działalność gospodarcza w zakresie wytwarzania energii elektrycznej z biogazu rolniczego oraz wytwarzania biogazu rolniczego – w celu wprowadzania do sieci OSDg jest działalnością regulowaną i wymaga wpisu do rejestru producentów biogazu. Organ rejestrowym jest Prezes ARR, który: opracowuje wzór wniosku o wpis, wydaje decyzje o wpisie, zmianach wpisu i wykreśleniach, prowadzi rejestr i przekazuje informacji do URE oraz kontroluje wykonywaną działalności (art. 9s uPe), a także prowadzi rozbudowany system zbierania danych od przedsiębiorców.
Kryterium uznania wytwarzania w wysokosprawnej kogeneracji jest uzyskanie oszczędności energii pierwotnej ≥ 10% uzyskanie oszczędności energii w jednostkach o mocy zainstalowanej < 1MW. Średnioroczna sprawność przemiany energii paliwa w energię elektryczną i ciepło: 75% dla jednostek tj. turbiny parowe przeciwprężne, turbiny gazowe z odzyskiem ciepła, silnik spalinowy, mikroturbina, silnik Stirlinga, ogniwo paliwowe; 80% dla jednostek z układem gazowo-parowym z odzyskiem ciepła i turbin parowych upustowo-kondensacyjnych. Dla jednostek nie spełniających kryteriów sprawności przemiany, współczynnik kogeneracji na potrzeby wsparcia obliczany jest na podstawie stosunku energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji.
Prezes URE wydaje ŚP oraz ŚPzK dla energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii spełniającym jednocześnie warunki wysokosprawnej kogeneracji (zielony + żółty albo/i fioletowy albo/i czerwony) – art. 9e ust 1a uPe. Można otrzymać tylko jeden rodzaj świadectwa z kogeneracji w przypadku kwalifikowania się jednocześnie do jednostki uprawnionej do uzyskania żółtych i fioletowych certyfikatów.
ELASTYCZNE ROZWIĄZANIA DLA TURBIN GAZOWYCH W KOGENERACJI
Ruud van Groenewoud, Sales Engineer w OPRA Turbines stwierdził, że w turbinach jego firmy znajduje się tylko jedna część ruchoma, co znacznie obniża współczynnik awaryjności. Systemu o 2/3 mniej złożone niż tradycyjne turbiny gazowe, dzięki czemu są mniej podatne na uszkodzenia – przegląd wykonywany może być raz na rok, a później po 42.000 godzinach pracy. Wstrzymanie pracy turbiny na przegląd roczny trwa tylko dobę.
Ekspert podkreślił, że różnica pomiędzy zwykłymi turbinami gazowymi, a turbinami radialnymi jest taka, że w tych drugich powietrze porusza się z tą samą prędkością co czubek łopatki, dzięki czemu wyziewy z komory spalania nie stykają się z łopatkami, w związku z czym nie zachodzi korozja. Ponadto nie ma konieczności systemu chłodzenia, przez co sprawność turbiny może być większa. Zwykłe turbiny mogą pracować z paliwem zasiarczonym na poziomie 0,3%, natomiast turbiny OPRA – nawet 3-5%. Cztery stosunkowo niewielkie komory zostały równo rozłożone wokół toru przepływu ciepła, dzięki czemu przeglądy, konserwacje i naprawy są łatwe do przeprowadzenia. Ponadto zastosowane rozwiązania dla komór pozwalają osiągnąć niskie emisje tlenków azotu. Turbiny mogą pracować na dwóch rodzajach paliw, np. podczas spadków ciśnienia gazu, turbina może się automatycznie przełączyć na olej napędowy.
OPRA zapewnia klientom pełne rozwiązania gotowe do pracy – zamknięte modułowe urządzenie z systemami kontroli. Urządzenie jest stosunkowo lekkie – waży poniżej 20 ton. Ponadto rozwiązania proponowane przez OPRA są relatywnie ciche – 70-85 dB w odległości jednego metra.
Turbiny OPRA zastosowane zostały np. w zakładach produkujących skrobię pszenną, w szczególności do procesów suszenia lub podczas Olimpiady w Sochi do napędzania wyciągu dla narciarzy, a ciepło odpadowe było wykorzystane do ogrzewania wioski olimpijskiej. Technologia firmy została również zastosowana w fabrykach produkujących papierosy – energia elektryczna, której zakład nie jest w stanie wykorzystać, zostaje odsprzedawana do sieci, a ciepło wykorzystywane jest w suszarniach tytoniu – cały system jest bardzo sprawny.
DYNAMICZNE CIEPŁOWNICTWO – INTELIGENTNA ODPOWIEDŹ NA ZMIENIAJĄCE SIĘ RYNKI ENERGII
Adam Rajewski, Manager Sprzedaży w Wärtsilä Power Plants swoją prezentację rozpoczął od analizy problemów dotyczących stabilności sieci elektro-energetycznych. Zdaniem eksperta, spoglądając w przyszłość, problematyczne może okazać się podejście, w którym elektrociepłownie w ogóle nie uczestniczą w regulacji systemu. Ekspert poinformował, że na zachodzie od jakiegoś czasu funkcjonuje określenie „duck curve” (krzywa kaczki), które ukształtowało się w oparciu o wykres obciążenia systemu – specyficzną krzywą z mniejszym szczytem porannym i większym wieczornym. Okazuje się, że przestrzeń dla jednostek wytwórczych inne niż odnawialne strasznie się skurczyła. W niektórych krajach, podczas słonecznych i wietrznych dni, oze pokrywają większą część zapotrzebowania na energię elektryczną. Jednocześnie w ruchu utrzymywana musi być pewna ilość elektrowni centralnie dysponowanych, żeby system „nie zawalił się” gdy nagle sytuacja pogodowa się zmieni. Dodatkowo w miksie powinno znaleźć się miejsce dla innych jednostek – nie podlegających dyspozycji i nie będących oze – takich jak elektrociepłownie.
Żeby sprostać wspomnianym wyzwaniom, kogeneracja musi być elastyczna. Instalacje funkcjonujące na trudnych rynkach, gdzie cena energii jest czasem ujemna, muszą dopasować się do rynku energii i wspomagać bilansowanie systemu. Aby to zrobić, przede wszystkim instalacja musi mieć odpowiednie cechy techniczne takie jak: szybki rozruch, niewrażliwość na częste rozruchy (niskie koszty eksploatacji), musi być zdolna do pracy z różnymi obciążeniami. Instalacje z silnikami tłokowymi wielkiej mocy dostarczane przez firmę Wartsila, są w stanie uruchomić się i osiągnąć pełną moc w okresie od 3 do 10 minut (w przypadku silników na paliwa ciekłe może to być poniżej 60 sekund, jednak z przyczyn ekonomicznych nie znajdują zastosowania w elektro-energetyce, stosuje je się w elektrowniach jądrowych jako źródło mocy rezerwowej).
Choć nietypowe rozwiązania firmy Wärtsilä na polskim gruncie zdają się mieć zastosowanie dopiero w przyszłości, to przy systemie wsparcia mogą one być opłacalne już teraz. Może to być zaskakujące, gdyż instalacje silnikowe mają niższą sprawność elektryczną od bloków gazowo-parowych. Relatywnie niewielkie bloki gazowo-parowe pracujące w pełnym skojarzeniu (rzędu 100MW) mają sprawność około 50%, a współczesne silniki dochodzą do 48%, więc sprawność łączna w obu przypadkach jest podobna (w silnikach sprawność jest kompensowana wyższą produkcją ciepła). Kluczową różnicą jest różnica w koszcie inwestycyjnym, bo choć silniki są w podobnej cenie do turbin gazowych, to człon parowy jest dużo droższy, więc blok silnikowy kosztuje znacznie taniej. Analizy studiów opłacalności są złożone – można je otrzymać bezpośrednio od pracowników Wärtsilä.
PROBLEMY KOGENERACJI WIDZIANE OCZYMA DUŻEGO WYTWÓRCY
Andrzej Rubczyński, Dyrektor Departamentu Regulacji i Legislacji, PGNiG Termika S.A. uczestniczący w pracach PTEZ, IGCP oraz IEP, pracuje nad przygotowaniem propozycji przyszłego systemu wsparcia dla kogeneracji, który będzie spójny z wytycznymi wyrażonymi przez KE. Rozpoczynamy dyskusje o polityce energetycznej Państwa do roku 2050. Fundamentami bezpieczeństwa energetycznego ma być rozwinięta infrastruktura, zdywersyfikowane źródła oraz efektywność energetyczna. 93 mln ton węgla brunatnego i kamiennego zużywa się do produkcji energii elektrycznej, z czego 55 mln ton jest tracone. W dobie oszczędzania paliwa taki model gospodarczy energetyki jest modelem wadliwym. Zgodnie z szacunkami, w Polsce istnieje potencjał wybudowania 4-5 GW mocy kogeneracyjnych – wprawdzie aktualnie MG pracuje jeszcze nad tzw. mapą ciepła dla Polski, ale nie powinna ona odbiegać od wcześniejszych badań Politechniki Warszawskiej, na które powoływał się prelegent. Andrzej Rubczyński zwrócił uwagę na duży potencjał kogeneracji gazowej oraz biomasowej/odpadowej. Ekspert skrytykował nowy projekt polityki energetycznej, w którym przewiduje się wykorzystanie węgla na potrzeby CHP: „Wydaje mi się, że paliwo węglowe w aglomeracjach miejskich to nie jest to paliwo, raczej powinny dominować paliwa uznawane za niskoemisyjne lub zeroemisyjne, typu biomasa i odpady, te które są paliwami lokalnymi”.
Na poziomie deklaratywnym kogeneracja ma się dobrze. W różnych dokumentach Państwowych przewiduje się jej rozwój, ale niepokój budzi trwająca od dekady stagnacja w poziomie zainstalowanych mocy kogeneracyjnych. Dziś cena rynkowa energii elektrycznej wpływa na to, że elektrownie węglowe też potrzebują dopłaty. Efekt jest taki, że opracowany mechanizm rynku mocy, to mechanizm poszukiwania brakujących pieniędzy (missing money), który ma wykreować pewne przepływy finansowe do elektrowni stojących przed decyzją likwidacyjną. Aby były rezerwy mocy w systemie, w wyniku wprowadzenia mechanizmu rynku mocy, pewien strumień finansowy zostanie skierowany na podtrzymanie rezerw. Dopłaty są potrzebne również dla oze i dla kogeneracji.
Przy kreowaniu wielkości dopłaty do energii problemem politycznym jest cena ciepła. Jeśli chcielibyśmy przebudować przedsiębiorstwa ciepłownicze – posiadające stare kotły wodne – na elektrociepłownie gazowe, to cena ciepła za GJ skoczyłaby z 40 do 70 zł. Czy władze samorządowe, które bardzo często są właścicielem PEC, zgodzą się na modernizację, która spowoduje podwójny wzrost ceny ciepła dla mieszkańców? Jeżeli chcemy rozwoju kogeneracji rozproszonej, należałoby zrobić coś ze wspomnianym faktem. Jaką cenę ciepła można zaakceptować? Dopłata powinna zależeć od rodzaju technologii oraz od tego, czy przeprowadzamy przebudowę, czy budujemy inwestycję greenfield. Rubczyński zaakcentował, że wielkość dopłat powinna być skorelowana z osiągnięciem celu redukcji CO2 oraz korzyściami społecznymi.
UNIKANIE NADWSPARCIA I EFEKT ZACHĘTY
Z wytycznych KE wynika, że efekt zachęty występuje wtedy, kiedy pomoc skłania beneficjenta do zmiany zachowania, której to zmiany nie byłoby, gdyby wsparcie nie występowało. Dla przykładu, jeżeli ktoś podpisuje kontrakt na budowę bez zapewnienia wsparcia dla jednostki, to naraża się na ryzyko, że go nie otrzyma – nie powinien go dostać, gdyż wsparcie nie jest mu niezbędne, ponieważ obiekt sam w sobie jest rentowny. Istnieje więc bardzo pilna potrzeba, aby opracować wnioski, które inwestor powinien złożyć do odpowiedniego organu, który to organ potwierdzi (lub zaprzeczy), że wsparcie potrzebne jest podmiotowi, bo w innym przypadku obiekt będzie nierentowny.
Andrzej Rubczyński zwraca również uwagę na koszt realizowania unijnego celu OZE. Chcąc osiągnąć 8TWh energii odnawialnej w przypadku elektrowni wiatrowej będzie to wyłącznie energia elektryczna, w przypadku kogeneracji (np. biomasowej), będzie to również ciepło (oze). Wiatrak będzie miał oczekiwanie dopłaty w wysokości ok. 150 zł, więc za 8TWh otrzyma 1,2 mld zł. Elektrociepłownia ma wyższe koszty, więc za swoją MWh oczekuje dopłaty 200 zł, czyli przegrywa aukcję. Jednakże koszt osiągnięcia przez elektrociepłownię 8TWh energii odnawialnej, która w całości będzie oze, to tylko 480 mln zł. Jeżeli dokonamy dalszych obliczeń biorąc pod uwagę wielkość rynku odbiorcy końcowego (120 TWh), to osiąganie celu unijnego przy pomocy energetyki wiatrowej spowoduje wzrost ceny energii elektrycznej o ok. 10 zł, a jeśli robilibyśmy to przebudowywaną na biomasę kogeneracją, to cena energii elektrycznej wzrośnie tylko o ok. 4 zł, a cena ciepła (z mocy prawa) się nie zmieni. Niestety ustawa o oze nie chce takich rozwiązań i wprowadza ograniczenie uniemożliwiające składanie ofert przez CHP – będą z góry skazane na przegraną.
Rubczyński apeluje: „Jeżeli zależy nam na rozwoju kogeneracji, to zwróćmy uwagę Ministerstwu, że kogeneracja w przygotowywanym prawie energetycznym potraktowana jest po macoszemu… za mało mówi się o efektach oraz korzyściach płynących z rozwoju kogeneracji”. Według Rubczyńskiego należy szybko zakończyć proces notyfikacyjny dotyczący żółtych i czerwonych certyfikatów. Należy również tak szybko jak to tylko możliwe rozwiązać palący problem dotyczący efektu zachęty i choćby prowizorycznej legislacji akceptowalnej przez komisję umożliwiającej podmiotom rozpoczynanie inwestycji, które będą miały szansę na ukończenie przed datą obowiązywania zaostrzonych standardów emisyjnych.
PRZEGLĄD ZAKŁADÓW KOGENERACYJNYCH Z ORC
Giorgio Za, Sales Area Manager w Turboden, która należy do Grupy Mitsubishi Heavy Industries i specjalizuje się w turbogeneratorach Organicznego cyklu Rankine’a (ORC z ang. Organic Rankine Cycle). Cechą charakterystyczną wspomnianego produktu jest to, że może on korzystać z różnych źródeł ciepła. ORC jest alternatywą dla turbiny parowej. Ekspert poinformował, że Turboden najczęściej instalował swoje technologie w zakładach spalających biomasę, ale ostatnio firma pracuje dużo nad technologiami odzysku ciepła, a także rozwiązaniami wykorzystującymi energię słoneczną, czy też energią geotermalną. ORC zbudowane jest z różnych wymienników ciepła oraz turbiny (innej niż parowa), a w samym jej obiegu zamiast oleju znajduje się płyn organiczny, dzięki czemu uzyskuje się mniejszy spadek entalpii i większą sprawność.
Urządzenia Turboden można zastosować w zakładach o mocy od 1 do 10MW, których głównym celem jest wykorzystanie ciepła (elektrociepłownie, zakłady produkujące granulaty, płyty MDF). Wśród zalet ORC reprezentant włoskiej firmy wymienił również możliwość pracy przy częściowym obciążeniu. Przy 50% obciążenia sprawność wytwarzania energii elektrycznej może wynieść około 90%. Jest to istotne zwłaszcza latem, gdy zapotrzebowanie na ciepło jest mniejsze. Giorgio Za podkreślił, że jego firma jest w stanie zaprojektować turbinę pracującą w różnych zakresach temperatur i zoptymalizować jej sprawność w zależności od tego, jaka temperatura w kondensatorach jest dla klienta najbardziej pożądana.
ENERGIA Z ODPADÓW POTENCJALNYM PALIWEM DLA ELEKTROCIEPŁOWNI
Andreas Puchelt, Managing Director w WasteTec – firmie należącej do Vecoplan, przypomniał uczestnikom, że technologie MBT mają na celu wydzielenie kalorycznej frakcji z odpadów, która później może stać się paliwem SRF np. dla jednostek kogeneracyjnych. Rozwiązania MBT w uproszczeniu składają się z trzech faz: wstępnej obróbki mechanicznej (rozdrabnianie), opcjonalna obróbka biologiczna (rozkład, suszenie, fermentacja beztlenowa) i fazy wykończeniowej (przesiewanie, separacja). Jednym z głównych wymogów przy opracowywaniu zakładów MBT są wymogi kotła – jaki rodzaj spalania lub jaka technologia gazyfikacji będzie przeprowadzana.Puchelt podkreślił, że około 50% wsadowego odpadu można przekształcić w paliwo SRF o wysokiej wartości opałowej, przy czym jego frakcja organiczna może plasować się na poziomie od 60 do 70%.
Proces obróbki MBT zawsze można dostosować do potrzeb klienta, w zależności od tego, do czego potrzebuje paliwa SRF lub RDF. W przypadku drugiego rodzaju paliwa, przystosowywanego głównie do zakładów z kotłem CFB (z cyrkulacyjną warstwą fluidalną), następuje jedynie czysta obróbka mechaniczna. Frakcja organiczna paliwa RDF stanowi zwykle ok. 10-20%. Obydwa paliwa w Niemczech są używane już od wielu lat, wysokiej jakości SRF np. w elektrowni Jänschwalde. Wcześniej zakłady produkujące SRF musiały zapłacić, żeby pozbyć się tego paliwa, dziś płacą firmy wykorzystujące wspomniane paliwo.
SPOSOBY RADZENIA SOBIE Z RYZYKIEM ŚRODOWISKOWYM
Łukasz Jastrzębski, Underwriter w Dziale Ubezpieczeń Środowiskowych w AIG stwierdził, że ubezpieczenia środowiskowe pojawiły się w Polsce dopiero kilka lat temu, wcześniej wspomniane szkody były nieubezpieczalne. W 2004 roku została wprowadzona tzw. dyrektywa ELB (dyrektywa 2004/35/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 21 kwietnia 2004 r.), której celem było ustandaryzowanie przepisów w odniesieniu do szkód środowiskowych na terenie całej Unii Europejskiej. W celu wypełnienia obowiązku w Polsce 13.4.2007 r. wprowadzono ustawę o zapobieganiu szkodom w środowisku i ich naprawie, zgodnie z którą podmioty korzystające ze środowiska są odpowiedzialne za spowodowanie szkody środowiskowej bądź bezpośredniego zagrożenia szkodą. Z kolei w roku 2008 w życie weszły dwa istotne akty wykonawcze: Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 30 kwietnia 2008 r. w sprawie kryteriów oceny wystąpienia szkody w środowisku oraz Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 4 czerwca 2008 r. w sprawie rodzajów działań naprawczych oraz warunków i sposobu ich prowadzenia. Nowa rzeczywistość prawna spowodowała znaczny wzrost kosztów związanych z naprawami szkód środowiskowych. Zgodnie z zasadą „zanieczyszczający płaci”, zawsze koszty prowadzenia działań zapobiegawczych lub naprawczych ponosi podmiot „korzystający” ze środowiska (wcześniej koszty były pokrywane przede wszystkim przez administrację państwową). Ustawa wskazuje, że podejmowanie działań naprawczych wymaga uzgodnienia ich warunków z organem ochrony środowiska, którym w Polsce jest RDOŚ (Regionalna Dyrekcja Ochrony Środowiska).
Reprezentant AIG przypomniał również, że zgodnie art. 74 ust. 3 Konstytucji RP, istnieje powszechny dostęp do informacji o stanie i ochronie środowiska. Przez informacje o środowisku i jego ochronie rozumieć należy wiadomości o danym środowisku (lub jego elemencie), dotyczące jego stanu, ocen, zamierzeń, co do przeznaczenia lub wykorzystania, przewidywanego oddziaływania na otoczenie i środków przeciwdziałających temu oddziaływaniu. Jastrzębski przedstawił uczestnikom kilka przykładów dotyczących szkód środowiskowych m.in. tegoroczny wyciek mazutu w Kozienicach, katastrofę kolejową w Gutkowie oraz wypadek w Wilczowoli z 2012 roku. Ekspert podkreślił, że naprawa szkód środowiskowych trwa latami i wymaga zainwestowania ogromnych środków pieniężnych. AIG w swojej ofercie dysponuje różnymi mechanizmami ubezpieczającymi ryzyka środowiskowe – ich szczegółowe specyfikacje można uzyskać kontaktując się z firmą.
PERSPEKTYWY FINANSOWANIA COGENERACJI
Aleksandra Pabiańska, która w Accreo odpowiedzialna jest za dział doradztwa europejskiego poinformowała, że aktualnie jesteśmy w bardzo ciekawym momencie pomiędzy dwiema perspektywami finansowymi – zakończoną perspektywą na lata 2007-2013 i nadchodzącą 2014-2020. Środki z nowej perspektywy nie są jeszcze dostępne – czekamy na wyniki negocjacji z Komisją Europejską – stwierdziła reprezentantka Accreo. Dotychczas system składał się z trzech głównych źródeł: funduszy UE, środków krajowych oraz środków międzynarodowych. Większe przedsiębiorstwa, które organizowały inwestycje z zakresu kogeneracji, energetyki zawodowej, ochrony środowiska i recyklingu odpadów mogły korzystać głównie z Programu Infrastruktura i Środowisko, natomiast inwestycje o mniejszej mocy/mniejszych kosztach całkowitych inwestycji – korzystały z Regionalnych Programów Operacyjnych. RPO były ogłaszane dla każdego województwa. Środki krajowe to przede wszystkim środki NFOŚiGW oraz WFOŚiGW. Trochę mniej popularne w Polsce były środki międzynarodowe: Fundusze Norweskie, LIFE+ oraz NER300.
Na lata 2014-2020 do dyspozycji przedsiębiorstw będzie ponad 81 mld euro. Zostaną one rozdysponowane na różne obszary. Na Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko przewidziano 27 mld euro. Natomiast na Regionalne Programy Operacyjne ma być przeznaczone 31 mld euro. Na efektywność energetyczną i kogenerację do zagospodarowania będzie 513 mln euro środków. Promowaniu wykorzystania wysokosprawne kogeneracji dedykowane ma być działanie 4.7 POIIŚ. Skorzystać będzie można zarówno z instrumentów bezzwrotnych (dotacje) oraz zwrotne (preferencyjne kredyty). W ramach środków krajowych (NFOŚiGW oraz WFOŚiGW) w maju została ogłoszona lista potencjalnych programów priorytetowych, wśród których znalazł się program wsparcia dla odnawialnych źródeł energii i obiektów wysokosprawnej kogeneracji.
Eksperci Accrreo szacują, że pierwsze nabory z funduszy europejskich ruszą na początku 2015 roku. Zdaniem Pabiańskiej już teraz powinno się zaczynać przygotowywać inwestycje – wnioski muszą być zawsze jak najlepiej przygotowane, gdyż ich ocena jest zawsze oceną punktową. „Jeżeli rozpoczną Państwo inwestycję przed złożeniem wniosku, poniosą Państwo pierwsze wydatki, podpiszą pierwszą umowę z potencjalnym dostawcą technologii, to zgodnie z wymogami prawa pomocy publicznej inwestycja jest rozpoczęta. Jeśli inwestycja jest rozpoczęta, to nie spełniają Państwo tzw. efektu zachęty niezbędnego do uzyskania wsparcia” – oznajmiła reprezentantka Accreo.
PRZESZŁE, AKTUALNE I PRZYSZŁE INWESTYCJE KOGENERACYJNE W POLSCE
Dr Zdzisław Muras stwierdził, że przez cały dzień Seminarium największe wątpliwości wywoływała niepewność regulacyjna. WedługPiotra Czopka z Departamentu Energii Odnawialnej w Ministerstwie Gospodarki zadaniem Państwa jest stworzenie jak najbardziej stabilnych i przewidywalnych ram prawnych określających środowiska inwestycyjne, jednak w dużym horyzoncie czasowym niemożliwe jest zaprojektowanie niezmieniającego się prawa. Trudno powiedzieć, kiedy zakończy się proces notyfikacyjny KE. Reprezentant MG przypomniał, że pod koniec lipca miało miejsce pierwsze czytanie projektu ustawy o oze i poinformował, że 23 września ma być sprawozdanie z działań Komisji. Zdaniem Piotra Czopka na początku grudnia projekt powinien zostać przyjęty. Przepisy rozdziału 4 mają wejść w życie od stycznia 2016 roku. Wtedy też będzie mógł wystartować nowy system wsparcia oparty na systemie aukcyjnym. Przedstawiciel MG oznajmił, że rząd będzie miał możliwość decydowania ile bardziej stabilnych źródeł będzie wspierane w ramach aukcji, także inwestorzy w kogenerację nie powinni obawiać się faworyzowania energii wiatrowej. Piotr Czopek zwrócił uwagę, że ustawa o oze to nie tylko rozdział dotyczący finansów (rozdział 4), gdyż ustawa przewiduje również szereg udogodnień w zakresie procedur administracyjnych. Dziś przy wydawaniu świadectw pochodzenia trzeba spełniać szereg wymogów dotyczących np. udowadniania pochodzenia i rodzaju biomasy. Nowy projekt przewiduje zastąpienie tych procedur poprzez przedstawienie oświadczeń, które umożliwią uniknięcie konfliktów i niepewności, co przełoży się na usprawnienie całego procesu funkcjonowania zakładów opartych na odnawialnych źródeł energii. Dodatkowo planowane jest rozporządzenie – akt wykonawczy do ustawy na podstawie artykułu 117, zgodnie z którym przedsiębiorcy będą prowadzili dokumentację na własne potrzeby, którą będzie trzeba przedstawić dopiero w przypadku podejrzenia nieprawidłowości – takie wyrywkowe kontrole również powinny przyczynić się do poprawy funkcjonowania systemu.
Wojciech Stawiany z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, który w tym roku obchodzi 25-leci działalności oznajmił, że aktualne programy dla CHP to m.in. programy wspierające rozproszoną energetykę odnawialną: „Program dla przedsięwzięć w zakresie odnawialnych źródeł energii i obiektów wysokosprawnej kogeneracji” polegający na udzielaniu pożyczek z możliwością umorzenia oraz podprogram „Bocian”, którego nabór trwa do 30 września, będzie on kontynuowany również w kolejnych latach. Ponadto NFOŚiGW proponuje wsparcie przedsiębiorców w zakresie oszczędności zasobów i niskoemisyjnej gospodarki, dzięki któremu można realizować audyty, działania inwestycyjne oraz ograniczanie materiałochłonności i wodochłonności poszczególnych procesów – wsparcia są w formie pożyczki do 75% kosztów kwalifikowanych – najbliższy nabór będzie ogłoszony w IV kwartale br., będzie można ubiegać się o pożyczkę od 0,3 do 50 mln złotych. Nowy program dotyczy oszczędności energii w małych i średnich przedsiębiorstwach – do współpracy NFOŚiGW zaprosił do współpracy 4 banki, które będą udzielać bonusów po osiągnięciu efektów energetycznych i ekologicznych – w praktyce będzie to umorzenie od 20 do 30%. Program będzie realizowany w IV kwartale 2014. Wojciech Stawiany przypomniał również o programie GEKON, który dedykowany jest programom innowacyjnym. Program kierowany jest do przedsiębiorców albo konsorcjów, których liderem jest przedsiębiorca. Łącznie NFOŚiGW wraz z NCBIR przeznaczy 400 mln zł w formie dotacji.
„Wydaje się, że dostawcy technologii są przystosowani do rozwoju polskiej kogeneracji na przeróżne paliwa są dostępne i sprawdzone. W typowej elektrowni połowę energii wyrzucamy de facto do atmosfery. Kogeneracja pozwala dużo efektywniej wykorzystywać dary natury – w zasadzie niezależnie od paliwa i technologii 85-90% energii chemicznej zawartej w paliwie jest do chwycenia” – oznajmił Adam Rajewski z Wärtsilä Power Plants. Ekspert poinformował, że w różnych krajach dostawcy technologii korzystają z agencji wspierania/kredytowania eksportu, są to instytucje pół bankowe, pół polityczne, które pomagają gwarantować finansowanie dla instalacji. W niektórych przypadkach inwestycji prywatnych lub ppp wielu dostawców może zdecydować się na takie rozwiązanie, aby wykreować popyt i napędzić ich biznes.
Jerzy Ziaja, Prezes Ogólnopolskiej Izby Gospodarczej Recyklingu przypomniał, że oprócz celów ozowych i efektywnościowych jako członek UE mamy też zobowiązania dotyczące odpadów komunalnych. Dwa oczywiste rozwiązania to składowanie albo spalanie odpadów. Kraje rozwinięte poszły w kierunku produkcji paliwa dedykowanego dla elektrociepłowni. W Polsce prawie w każdym większym mieście istnieją elektrociepłownie, które mogłyby wykorzystywać paliwo zastępcze zrobione na bazie odpadu komunalnego. Znowelizowana ustawa o utrzymania czystości i porządku w gminie nakazuje przy składowaniu poddanie odpadu mechaniczno-biologicznemu przetworzeniu, tzn. oddzieleniu frakcji palnej i ustabilizowaniu frakcji biologicznej, co sprowadza się do obracania odpadem kilkanaście tygodni aby później go składować. Nowa technologia, która wydaje się dużo lepszym rozwiązaniem polega na osuszeniu odpadu w krótkim czasie, a następnie oddzielenie frakcji niepalnej i stworzenie paliwa, które może być wykorzystane w Energetyce. Budując np. w Warszawie kilka zakładów MBT można by przygotować paliwo z odpadów, którego cena nie zmieniłaby się przez 20 lat.
Zbigniew Gieleciak, Prezes Zarządu Regionalnego Centrum Gospodarki Wodno-Ściekowej S.A. w Tychach poinformował, że od 2006 roku zarządzana przez niego oczyszczalnia produkuje biogaz, który zasila agregaty prądotwórcze generujące energię elektryczną zabezpieczającą ponad 140% potrzeb zakładu – nadwyżka jest sprzedawana Tauronowi. Zgodnie z szacunkami w Polsce w roku 2020 w samych oczyszczalniach komunalnych produkcja osadów ściekowych będzie wynosiła 780 tys. ton suchej masy organicznej, a aktualnie jest to 650 tys. ton, z czego wykorzystuje się 176 tys ton – reszta jest marnotrawiona. W Polsce powstało 11 instalacji termicznego przetwarzania osadów sieciowych, a tylko jedna z nich wykorzystuje osad ściekowy jako źródło energii elektrycznej – reszta jest typowymi spalarniami. Zdaniem Prezesa RCGW największą barierą dla rozwoju wspomnianego wykorzystania osadów jest nietraktowanie ich jako biomasy, a zgodnie z badaniami frakcja biodegradowalna w osadach wynosi ok 90-95%.
Andrzej Rubczyński przypomina, że tzw. duży trójpak energetyczny został ogłoszony 20 grudnia 2011 roku. Dziś z trójpaku pozostała ustawa o oze, która na szczęście zaczyna być procedowana. We wrześniu 2012 jako transformacja trójpaku pojawiły się pomarańczowe certyfikaty – wielka nadzieja energetyki i bodziec do rozwoju kogeneracji, które zniknęły tak szybko jak szybko się pojawiły. Później trwały dyskusje nad nowelizacją ustawy, która miała przedłużyć system wsparcia w postaci żółtych i czerwonych certyfikatów do roku 2021. Finalnie okazało się, że system wsparcia dla kogeneracji zostanie wznowiony tylko do 2018 roku. Zdaniem reprezentanta PGNiG przy tak częstych zmianach koncepcji nie da się podejmować poważnych decyzji biznesowych. Według Andrzeja Rubczyńskiego należy zwrócić uwagę na postrzeganie oze przez polski rząd. „W Niemczech oze traktowane jest jako motor postępu, niestety u nas oze widziane jest jako obligo unijne i konieczność spełnienia obowiązków do roku 2020 i ani grama więcej, jak powiedział Pan Premier, musimy spełnić obowiązki, ale nie będziemy przekraczać barier” – stwierdził ekspert.
Andrzej Rubczyński dodał ponadto, że „w Polsce dysponujemy 10 mln ton odpadów komunalnych, plantacje roślin energetycznych mogłyby dostarczyć 10 mln ton biomasy, a biomasa leśna i rolna to kolejne 10 mln ton do uchwycenia. W sumie mogłoby być 30 mln ton biomasy, które mogłoby zastąpić 15 mln ton węgla, czyli tyle ile spala sektor elektrociepłowni zasilając ciepło sieciowe. My tego nie ruszamy, przechodzimy obojętnie obok tego potencjału. Nie ma legislacji, która odpowiednio stymulowałaby inwestycje biomasowe. Teraz tworzy się plan polityki energetycznej do roku 2050 – dobrze byłoby, gdyby szanse zostały zauważone, a później pomysły realizowane. Dokumenty dotyczące przyszłości energetyki są w dużej mierze dobrze zrealizowane. Co się stało, że kogeneracja aktualnie się nie rozwija? W przedsiębiorstwie dyrektor nierealizujący planu traci pracę.”
„Fortum jako jeden z nielicznych inwestorów w trudnym czasie inwestycyjnym oddało do użytku nową elektrociepłownię w technologii kotła fluidalnego zakładającego możliwość spalania różnych paliw” – powiedział Remigiusz Nowakowski, Dyrektor ds. Optymalizacji Produkcji i Zarządzania Paliwami i Prokurent w Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o. Zdaniem reprezentanta Fortum najważniejsze jest to, żeby reguły były stabilne, bo decyzje długoterminowe podejmuje się w oparciu o założenia, które później w długim okresie wpływają na wynik przedsiębiorstwa. „Zakładając wykorzystanie kogeneracji jako technologii, która racjonalnie promuje oszczędność paliwa, mimo potencjalnych problemów z amortyzacją, w 2010 roku podjęliśmy decyzję o inwestycji w Częstochowie. Później pojawił się problem związany z nadpodażą zielonych certyfikatów na rynku. Pojawiła się duża patologia dorzucania biomasy do dużych elektrowni konwencjonalnych, gdzie starano się wypracować wymogi wynikające z pakietu klimatycznego” – stwierdził przedstawiciel Fortum. Reperkusją wspomnianych problemów była duża nadpodaż certyfikatów i zmiana rozporządzenia o oze dotycząca głównie drewna pełnowartościowego. Zaczęto tworzyć system w trakcie jego funkcjonowania. Decyzja spowodowała nawet roczne opóźnienia w wydawaniu certyfikatów, co dla właściciela zakładu było de facto zamrożeniem strumienia przychodów. W 2012 roku okazało się, że system nie został przedłużony i później pojawiło się nowe ryzyko związane z tym, że KE potraktuje certyfikaty jako niedozwoloną pomoc – tym samym wykreowano kolejną niepewność. Remigiusz Nowakowski stwierdził, że kluczowym czynnikiem dla inwestycji jest stabilność systemu.
„Nasze niektóre działania są dziś skażone zimnym prysznicem z 2013 roku. Rok wcześniej, w 2012, w Łodzi konwertowaliśmy typowy blok BC50 na blok opalany w 100% biomasą. W roku 2013 dołożyliśmy do wydatków na inwestycje również brakujące środki, gdyż nie otrzymaliśmy odpowiednich gratyfikacji z tytułu zielonych certyfikatów. Bardzo źle podziałało to na naszych właścicieli i Polska zaczęła stawać się dla nich miejscem na inwestycje, gdzie nie wiadomo, co będzie się działo” – takimi słowami rozpoczął swoją wypowiedźSławomir Burmann, Członek Zarządu i Dyrektor ds. produkcji w Dalkii Łódź S.A.
Zapotrzebowanie na ciepło w Łodzi drastycznie spadło – w szczytowych momentach plasuje się ono na poziomie 1400 MWt, a Dalkia dysponuje trzema zakładami o łącznej mocy 2000 MWt. Reprezentant Dalkii Łódź poinformował, że w obliczu nadchodzących wymogów dyrektywy IED najstarsze źródło należące do spółki zostanie wyłączone, stanie się to pod koniec marca 2015. Pozostawione zostaną dwie najnowsze elektrociepłownie. W aktualnych warunkach Dalkia Łódź nie zamierza budować żadnej nowej jednostki kogeneracyjnej – posiadane BC50 i BC100 wydają się być najbardziej elastyczną opcją. „Pojawia się taka myśl, że w warunkach szczególnych może dojść do tego, że za 3-4 lata przy braku wsparcia wyłączymy turbozespoły i – choć byłoby to wbrew logice i cofnięciem się nie o krok, a o dwa kroki – przejdziemy z kotłami na stacje redukcyjne i grzanie wymiennikami szczytowymi. Rozpatrywaliśmy inwestycje gazowe, ale z przyczyn technicznych spotkaliśmy się z dużą przeszkodą… bo jak taką dużą ilość gazu wprowadzić do zurbanizowanego miasta, gdzie są kłopoty natury infrastrukturalnej? W rozmowach z gazownikami otrzymaliśmy informacje, że na temat możliwości podłączenia większej ilości gazu możemy się do nich zwrócić w roku 2017, a my potrzebujemy coś zrobić w 2016” – skonkludował Burmann. Przedstawiciel Dalkii Łódź poinformował również, że bloki na biomasę nie do końca zdają egzamin podczas dni z ostrzejszymi mrozami – pojawiają się wtedy problemy z dostawami zielonego paliwa, a zapasów biomasy można zgromadzić na ok 5-6 dni. W celu zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego zdaniem eksperta miks energetyczny powinien być jak najbardziej zróżnicowany – miejsce powinno być na węgiel, biomasę, gaz i odpady – te ostatnie byłyby wskazane zwłaszcza w mniejszych miastach satelitarnych.
Zredagował: Kamil Szkup
Więcej: CBE Polska
