| Spis treści |
|---|
| Start |
| Galeria |
| Podmioty współpracujące |
| Nasze doświadczenie |
Koszyki aukcyjne dla nowych elektrociepłowni, dopłaty dla istniejących, taryfy premium dla małej skali – relacja z seminarium
Podczas wykładu inaugurującego piątą edycję seminarium "Czynniki rozwoju inwestycji kogeneracyjnych Andrzej Kaźmierski, Dyrektor Departamentu Energii Odnawialnej w Ministerstwie Energii zapewnił, że wszystkie istniejące instalacje kogeneracyjne będą dopuszczone do systemu wsparcia. Rzeczone wsparcie odpowiadało będzie luce finansowej między kosztami wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji, a rynkową ceną energii - system wsparcia oparty będzie o formułę premii dopłacanej do ceny energii elektrycznej. Powyższe rozwiązanie w odróżnieniu od zaproponowanego modelu aukcyjnego dla nowych instalacji lepiej odpowiada potrzebom instalacji istniejących, które dla utrzymania produkcji energii elektrycznej na dotychczasowym poziomie wymagają stosownego wsparcia - wyeliminowane zostaje ryzyko, że istniejąca jednostka nie wygra aukcji, a tym samym nie będzie mogła utrzymać dotychczasowej produkcji. Przedmiotem wsparcia będzie premia do wytworzonej energii elektrycznej. Proponowany mechanizm gwarantuje operatorom istniejących instalacji stały strumień przychodów ustalony w postaci premii do ceny energii elektrycznej. Premia przyznawana dla każdej MWh wytworzonej energii elektrycznej w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji wydaje się być optymalnym rozwiązaniem dla istniejących instalacji - stwierdził reprezentant Ministerstwa Energii.
Dyrektor Kaźmierski poinformował, że wysokość premii kierowanej do istniejących instalacji wysokosprawnej kogeneracji określana będzie corocznie przez Ministra Energii. Aby zapewnić, że wysokość premii jest optymalnie dostosowana do pokrycia luki finansowej pomiędzy kosztami wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji a ceną rynkową energii, wysokość premii będzie ustalana w oparciu o rzeczywiste dane rynkowe. Coroczne ustalanie wysokości premii umożliwi właściwe dostosowywanie jej wysokości do zmieniających się warunków rynkowych. Jednocześnie dopuszcza się możliwość określania wysokości premii na poziomie 0 zł/MWh, co oznaczać będzie, że w danym roku warunki rynkowe umożliwiają instalacjom wysokosprawnej kogeneracji funkcjonowanie bez konieczności dodatkowego wsparcia. Przed uzyskaniem wsparcia w postaci premii do każdej MWh wytworzonej energii elektrycznej w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji wszystkie instalacje będą musiały przejść proces prekwalifikacji na poziomie Prezesa URE. Prekwalifikacja w odniesieniu do istniejących instalacji będzie uproszczona względem nowych instalacji i polegać będzie na prawidłowej kwalifikacji do właściwego koszyka technologicznego. W dalszej części referatu przedstawiciel ME przedstawił całą koncepcję systemu wsparcia, która została już wewnętrznie zatwierdzona.
Rynek mocy i Pakiet zimowy w kontekście kogeneracji
Już jakiś czas temu pojawił się trzeci projekt ustawy regulującej rynek mocy, który jest mechanizmem rynkowym obejmującym zasady dostarczania mocy elektrycznej i wynagradzania za gotowość do jej dostarczenia. Projekt został w dużej mierze oparty o brytyjski Capacity Market - różnic jest niewiele. Nie ma ograniczeń co do tego jakiego typu jednostki mogłyby uczestniczyć w rynku mocy - nie muszą to być źródła wytwórcze, mogą to być choćby magazyny energii. System jest otwarty zarówno dla funkcjonujących instalacji jak i dla dopiero planowanych. Moc elektryczna jednostki lub grupy jednostek musi mieścić się w przedziale 2-50 MWe - Piotr Ciołkowski, Partner w Departamencie Energetyki i Lider Zespołu Regulacyjnego kancelarii CMS.
Przedstawiciel kancelarii CMS wśród wniosków OSP z długoterminowej analizy pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016-2035 wymienił: zagwarantowanie w perspektywie średnioterminowej bezpieczeństwa dostaw wymaga budowy nowych źródeł wytwórczych, całkowite zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze w perspektywie do roku 2035: 23 GW - dla scenariusza modernizacyjnego BAT, 30 GW - dla scenariusza wycofań BAT. Bez budowy nowych jednostek wytwórczych niedobór rezerw mocy (bez uwzględnienia zdolności importowych) może wystąpić w 2022 roku dla scenariusza modernizacyjnego BAT, a w 2020 roku dla scenariusza wycofań BAT.
Wśród zagadnień omawianych w kontekście Rynku mocy ekspert podkreślił brak możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc w KSE, wzrost zapotrzebowania na moc i wzrost udziału OZE w miksie energetycznym, a także jego wpływ na pracę KSE. Ponadto nie należy zapominać o dużym uzależnieniu od elektrowni węglowych, starzeniu się infrastruktury, ograniczeniach środowiskowych, niskich cenach energii elektrycznej oraz niskich zdolności przesyłowych połączeń transgranicznych.
Rynek jednotowarowy nie zapewnia wystarczających sygnałów inwestycyjnych dla budowy lub utrzymania i modernizacji wymaganych mocy. Stosowane usługi systemowe są niewystarczające dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw w perspektywie średnio- i długoterminowej, a także przy równoczesnym zaistnieniu kilku przyczyn ograniczenia mocy w systemie. Rynek Mocy jest niezbędny w celu przeciwdziałania braku mocy w KSE poprzez rozwiązanie problemu brakujących przychodów.
Piotr Ciołkowski podkreślił także, iż omawiany projekt jest neutralny technologicznie w celu stworzenia jednolitych warunków konkurencji oraz otwarty dla jednostek istniejących, modernizowanych oraz planowanych; może wykorzystywać DSR, magazyny energii oraz kogenerację. Dodatkowo projekt dopuszcza udział mocy zagranicznych (aukcje biletowe). W dalszej części referatu ekspert omówił m.in. zasady prowadzenia aukcji mocowych, które mają być prowadzone przez OSP w oparciu o parametry określane przez ME w drodze rozporządzenia.
Wśród Parametrów aukcji znajdują się: wielkości wyznaczające popyt w aukcji, cena maksymalna określona dla cenobiorcy, wyznaczona na podstawie kapitałowych i operacyjnych kosztów stałych, maksymalna liczba rund aukcji, określone dla poszczególnych grup technologii parametry korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla poszczególnych grup technologii. Dostawcy mocy mają oferować OSP obowiązek mocowy w zamian za ustalone w ramach aukcji wynagrodzenie. Aukcja mocy ma być aukcją z malejącą ceną.
Kogeneracja - udział w Rynku Mocy
Jednostki kogeneracji mogą uczestniczyć w Rynku Mocy, niemniej powinny spełniać wymagania ogólne, w szczególności ich moc osiągalna brutto nie może być mniejsza niż 2 MW. Dla określenia maksymalnej wielkości obowiązku mocowego, ważny będzie korekcyjny współczynnik dyspozycyjności. Korekcyjny współczynnik dyspozycyjności wyznacza się corocznie na podstawie danych historycznych za okres ostatnich 5 lat dotyczących typowych dla danych grup technologii charakterystyk dostarczania mocy oraz awaryjności i ubytków mocy osiągalnej netto. W przypadku instalacji CHP zagranicznych dodatkowy wymóg, aby nie korzystały z systemu wsparcia CHP. Dla możliwości wzięcia udziału w danej aukcji konieczna jest ocena spełniania atrybutów (dodatkowy wymóg w przypadku jednostek kogeneracji - sprawność ogólna netto oprócz sprawności wytwarzania energii elektrycznej netto).
Piotr Ciołkowski przypomniał uczestnikom seminarium, że 30 listopada 2016 roku KE opublikowała pakiet propozycji legislacyjnych "Clean Energy For All Europeans". Rzeczony zespół dokumentów znany jako tzw. Pakiet zimowy to szereg propozycji legislacyjnych, w tym:
- Projekt rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej (wersja przekształcona),
- Projekt rozporządzenia w sprawie gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze energii elektrycznej,
- Projekt dyrektywy w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (wersja przekształcona),
- Projekt rozporządzenia ustanawiającego agencję UE ds. współpracy organów regulacji energetyki,
- Projekt dyrektywy w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (wersja przekształcona) oraz
- Projekt dyrektywy zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej
Konkluzje BAT dla LCP
Agnieszka Skorupińska, Counsel w Departamencie Energetyki i Lider Praktyki Prawa Ochrony Środowiska w kancelarii CMS zwróciła uwagę na fakt, iż Konkluzje BAT dla LCP zostały opublikowane w Dz. U. UE 17 sierpnia 2017 - od tego momentu duże jednostki energetyczne (LCP) mają 4 lata na dostosowanie do wymogów. Przedstawicielka kancelarii CMS zaakcentowała kluczowe powiązania rozwoju kogeneracji z dyrektywą IED: poziomy emisji powiązane z najlepszymi dostępnymi technikami. "Różne poziomy emisji uzyskiwane w normalnych warunkach eksploatacji z wykorzystaniem najlepszej dostępnej techniki lub kombinacji najlepszych dostępnych technik, które opisano w konkluzjach dotyczących BAT, wyrażone jako średnia w danym okresie w określonych warunkach odniesienia." Zdaniem Agnieszki Skorupińskiej ważnym pojęciem są również graniczne wielkości emisyjne zapisane w POŚ: "najwyższe z określonych w konkluzjach BAT wielkości emisji powiązane z najlepszymi dostępnymi technikami, uzyskiwane w normalnych warunkach eksploatacji z wykorzystaniem najlepszej dostępnej techniki lub kombinacji najlepszych dostępnych technik".
Znaczenie konkluzji BAT
W PZ określa się - dla instalacji wymagających uzyskania PZ - zakres i sposób monitorowania wielkości emisji zgodny z wymaganiami dotyczącymi monitorowania określonymi w Konkluzjach BAT, jeżeli zostały one określone. W przypadku braku Konkluzji BAT - można uwzględnić dokumenty referencyjne BAT, w zakresie, w jakim wykraczają one poza wymagania, o których mowa w art. 147, oraz wymagania określone w przepisach wydanych na podstawie art. 148 ust. 1.
Wśród praktycznych wątpliwości reprezentantka CMS wymienia: datę wystąpienia z wnioskiem o odstępstwo, zakres i okres udzielonego odstępstwa, znaczenie zwrotu "nieproporcjonalność kosztów i korzyści" oraz interpretacje czynników takich jak "położenie geograficzne", "lokalne warunki środowiskowe" czy "charakterystyka techniczna instalacji", a także stosowanie zapisu "inne mające wpływ na funkcjonowanie instalacji i środowisko jako całość". Agnieszka Skorupińska omówiła również kwestie formalne powiązane z odstępstwami od konkluzji BAT.
Kształt systemu EU ETS po 2020 roku
Tak zwany "Back-loading" w latach 2014-2016 polegał na tym, że zawieszono aukcje 900 mln uprawnień. 1 stycznia 2019 roku rusza Rezerwa Stabilizacyjna Rynku (Market Stability Reserve; MSR) zamiast 1 stycznia 2021 roku. Agnieszka Skorupińska przypomniała założenia projektu: łączna liczba uprawnień do emisji w UE obniżana o 2,2% rocznie od 2021 (w porównaniu z obecną redukcją na poziomie 1,74%), przegląd współczynnika liniowego w celu zwiększenia do poziomu 2,4 % najwcześniej w 2024, 57% udział uprawnień sprzedanych na aukcjach i maleje o maksymalnie 5%, 800 milionów uprawnień z MSR anulowanych 1.01.2021 - wobec 300 milionów proponowanych poprzednio, podwojenie liczby uprawnień przekazywanych do MSR - z 12 do 24%.
Przejściowy przydział bezpłatnych uprawnień dla energetyki po roku 2020
Państwa Członkowskie, o PKB na mieszkańca poniżej 60% średniej unijnej mogą przejściowo przydzielać bezpłatne uprawnienia do emisji wytwórcom energii elektrycznej na modernizację, dywersyfikację i zrównoważoną transformację sektora energetycznego. Odstępstwo wygaśnie 31 grudnia 2030 roku. Wsparcie przyznane do wysokości 75% kwalifikowalnych kosztów inwestycji. Łączna liczba przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji na modernizację nie może przekroczyć 40% bezpłatnych uprawnień, które Państwo Członkowskie mogłoby sprzedać na aukcji w latach 2021 - 2030. Procedura przydziału uprawnień zależała będzie od wartości inwestycji: W przypadku inwestycji > 10 mln € - PC zobowiązane do zorganizowania przetargu i opublikowania jego zasad do 30.06.2019. Projekty przyczyniające się do dywersyfikacji koszyka energetycznego i źródeł dostaw, modernizacji infrastruktury pod kątem ochrony środowiska, stosowania czystych technologii (takich jak technologie energii odnawialnej) lub modernizacji sektorów produkcji energii, sieci ciepłowniczych, efektywności energetycznej, magazynowania energii, przesyłu i dystrybucji. W przypadku projektów związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej łączne emisje CO2 na kilowatogodzinę wytworzoną w danej instalacji nie przekraczają 450 g ekwiwalentu CO2 po zakończeniu projektu. Do 1.01.2021 KE określi dla projektów dotyczących wytwarzania ciepła maksymalną całkowitą emisję gazów cieplarnianych w przeliczeniu na kilowatogodzinę ciepła wytwarzanego w instalacji, która nie może zostać przekroczona. Inwestycje ≤ 10 mln € - PC dokonuje wyboru projektów na podstawie obiektywnych i przejrzystych kryteriów oraz ustanowienia wykazu inwestycji i przedłożenia go Komisji do 30.06.2019. Wśród mechanizmów wsparcia znalazły się:
- Fundusz na rzecz Modernizacji zasilany przez 2 % dochodów z aukcji, którego celem jest wspieranie inwestycji w modernizację systemów energetycznych, w tym systemów ciepłowniczych, oraz poprawę efektywności energetycznej w biedniejszych regionach UE
- Fundusz na rzecz Innowacji - 600 mln uprawnień zostanie zarezerwowanych m.in. Na: innowacyjne niskoemisyjne technologie i procesy w sektorach przemysłowych, projekty demonstracyjne w zakresie innowacyjnych technologii energii odnawialnej oraz magazynowania energii oraz komercyjne projekty demonstracyjne CCS i CCU
- Fundusz Sprawiedliwej Transformacji zasilany przez 2 % dochodów z aukcji, którego celem jest łagodzenie skutków unijnej polityki klimatycznej w biedniejszych regionach UE
Na zakończenie referatu Agnieszka Skorupińska omówiła kogenerację w kontekście wykorzystania energii z odpadów oraz przedstawiła konotacje skojarzonego wytwarzania energii z dyrektywą MCP.
Rola kogeneracji w krajowym miksie energetycznym
Wszyscy zgadzamy się z tym, jakie powinny być filary polityki energetycznej. Kwestią do rozstrzygnięcia jest, którą drogą najlepiej osiągniemy przyjęte cele strategiczne - stwierdził Andrzej Rubczyński, Dyrektor ds. Badań i Analiz, Forum Energii. Wśród możliwych scenariuszy rozwoju sektora energii przedstawiciel Forum Energii wymienia: scenariusz węglowy, scenariusz zdywersyfikowany z EJ, scenariusz zdywersyfikowany bez EJ oraz scenariusz odnawialny. Każdy z tych scenariuszy będzie niejako definiował miejsce kogeneracji w systemie energetycznym.
Sektor ciepłowniczy, w tym i elektrociepłowni, może być dobrym stabilizatorem pracy KSE ograniczającym wpływ zmiennych OZE, ale musi się do tego technicznie przygotować. Sektor elektrociepłowni może skutecznie zwiększyć bezpieczeństwo dostaw energii. Czy wzrost udziału OZE i przebudowa sektora elektrociepłowni oznacza wzrost uzależnienia się od importu paliwa gazowego? - pyta Andrzej Rubczyński.
Ekspert zapewnia, że dywersyfikacja miksu wytwórczego oraz zwiększenie udziału OZE są warunkiem wzrostu bezpieczeństwa energetycznego Polski. Z kolei wykorzystanie potencjału rozwoju kogeneracji może zmniejszyć potrzeby inwestycyjne sektora energetyki wielkoskalowej i rozwiązać "problem 550 kgCO2/Mwh". Rosnący udział OZE będzie wymuszał wzrost elastyczności pracy elektrociepłowni, co powinno znaleźć odzwierciedlenie w planowanych rozwiązaniach technicznych. Łączenie sektorów t.j. współpraca KSE z sektorem ciepłowniczym może być sposobem na efektywne zarządzanie szczytami zapotrzebowania mocy w KSE, wymaga to jednak istotnych zmian modelu rynku energii. Nowoczesny rozwój kogeneracji musi iść w parze z uwarunkowaniami prawnymi zawierającymi środowiskowe obostrzenia - konkluduje reprezentant Forum Energii.
Przyszły system wsparcia dla przemysłowych i systemowych elektrociepłowni [panel dyskusyjny]
Szykowany system wsparcia ma być elastyczny, zakłada rozsądne rozwiązania zarówno dla istniejących jak i nowych. Instalacje przemysłowe są słusznie wyodrębnione, bo istotna część produkcji jest na potrzeby własne, więc przemysł powinien finansować ją z własnych środków. Popularna jest opinia, by w ogóle nie dofinansowywać kogeneracji przemysłowej. Są jednak przypadki, kiedy dofinansowanie kogeneracji przemysłowej ma sens - powiedziała Daria Kulczycka, Dyrektorka departamentu Energii i Zmian Klimatu, Konfederacja Lewiatan.
Zdaniem Konfederacji Lewiatan wykluczanie wsparcia kogeneracji przemysłowej byłoby błędem - kluczowe jest stworzenie dobrych kryteriów, by nie przepłacać. Za każdym razem sytuacja musi być przeanalizowana, słusznym rozwiązaniem wydają się aukcje lub konkursy. Różnorodność instalacji jest na tyle duża, że nie sposób przewidzieć wszystkich aspektów regulacyjnych, z pewnością kogeneracja przemysłowa powinna być osobnym koszykiem lub koszykami.
Premia do wytworzonej energii elektrycznej powinna być obwarowana doprecyzowaniem, że chodzi o energię elektryczną wytworzoną w wysokosprawnej kogeneracji - chodzi o to, żeby nie doprowadzić do sytuacji, kiedy główny sens kogeneracji - praca zakładu w skojarzeniu - zostałby zatracony i elektrociepłownia dążyłaby do zmaksymalizowania produkcji energii elektrycznej, a nie patrzyła na wskaźnik skojarzenia i sprawność tego procesu - stwierdził Adam Klepacki, Kierownik zespołu ds analiz rynkowych, Dział Analiz i Rozwoju, ENERGOPROJEKT-KATOWICE SA.
Kogeneracja mogłaby świadczyć usługi kilka godzin w trakcie roku - w okresach najbardziej potrzebnych odciążać system - realizując obowiązek mocowy. Jednostki w dużym systemie ciepłowniczym, w małym systemie ciepłowniczym wsparcie operacyjne. Nie chcemy ponosić nadmiernych opłat, ważne jest unikanie nadwsparcia. Zanim zaczęliśmy analizę, myśleliśmy że rynek mocy byłby w stanie stymulować rozwój kogeneracji, niestety okazło się, że sam rynek mocy nie jest wystarczający dla rozwoju.
Trzeba wybrać rozwiązanie, które jest akceptowalne przez rząd i Komisję Europejską i wybrać jakąś opcję. Niuanse, choć istotne, nie powinny zaważyć o opóźnieniach, gdyż bodźca do rozwoju kogeneracji potrzebujemy tak szybko, jak to możliwe, bez tego kogeneracja w Polsce nie będzie się rozwijać. Przy rozważaniu inwestycji warto rozważyć również produkcję chłodu sieciowego, o ile w danej lokalizacji byłoby zapotrzebowanie na taki produkt energetyczny - dzięki temu wsparcie nie będzie musiało być aż tak duże.
Ekspert podkreślał, że choć duże elektrownie od dawna przygotowują się do spełniania restrykcyjnych norm wynikających z BAT-ów, to dla segmentu lokalnych ciepłowni wspomniane obostrzenia nie są już tak łatwe w realizacji. Wymagania środowiskowe wymuszają inwestycje, zatem może do dobra okazja by lokalne zakłady ciepłownicze przekształcić w wysokosprawną kogenerację.
Końcówka 2017 i początek 2018 to kluczowy czas, bo przerwy w systemach wsparcia nie motywują do inwestowania, a wszyscy pamiętamy ostatnią lukę w systemie wsparcia dla kogeneracji. Istotna jest ilość koszyków, tak żeby wszystko było przejrzyste i klarowne. Można być ich kilka lub kilkanaście, uwzględniając w zależności od mocy i przeznaczenia jednostki węglowe, gazowe oraz współspalające (do tej pory jednoczesne wsparcie w postaci żółtych i czerwonych certyfikatów lub zielonych i czerwonych było). Trzeba brać pod uwagę biomasę, ale czy powinna dostawać wsparcie zarówno w ramach OZE jak i w ramach kogeneracji? - rozstrzygnięcie takich problemów jest bardzo istotne. W przypadku istniejących źródeł CHP z pewnością należy zwrócić uwagę na okres kiedy liczy się premię, bo starsze bloki będą w gorszej sytuacji. Jednakże nie znaczy to, że jednostka, która ma kilkanaście lat nie jest w stanie efektywnie wytworzyć ciepła. Może również dojść do sytuacji, w której jednostka większa (mocowo) otrzyma mniejsze wsparcie chociaż jest młodsza - należy to przewidzieć i uwzględnić w systemie - uważa Marcin Staniszewski, Prokurent, Dyrektor Departamentu Produkcji, Tauron Ciepło.
Każda kogeneracja to z natury oszczędność energii pierwotnej, dlatego również kogeneracja przemysłowa powinna być wspierana. Nie może jednak wystąpić nadwsparcie, przez co jedni tracą a drudzy zyskują. Zdaniem reprezentanta firmy Tauron Ciepło należy dywersyfikować paliwa, a w szczególności korzystać z paliw lokalnych. W systemie znajduje się miejsce zarówno dla jednostek takich jak blok gazowo-parowy - szybki start takich jednostek jest niewątpliwą zaletą dla bezpieczeństwa energetycznego, jak również kogeneracji węglowej, która z powodzeniem powinna zastąpić stare i wysłużone ciepłownie miejskie. Oczywiście każda decyzja o inwestycji w nowe źródło, poza wyborem paliwa, powinna uwzględniać aspekt społeczny i ekonomiczny - stwierdza ekspert. Duża energetyka jest przygotowana do spełniania wymogów, bo śledzi ten temat z wyprzedzeniem. Lokalne zakłady nie zawsze są w pełni świadome zmieniających się przepisów, mogą więc stanąć przed gwałtownym szukaniem rozwiązań - nowych inwestycji mających zastąpić stare i nieefektywne lub modernizacje. Jedną z opcji jest kogeneracja gazowa, gaz LNG można dostarczyć w dowolne miejsce, bezpośrednio do instalacji kogeneracyjnych za pomocą transportu kolejowego lub kołowego. Kogeneracja opalana LNG może być dobrym źródłem uzupełniającym. Wcześniej kogeneracja oparta była tylko na biogazie lub gazie sieciowym, jednak aktualnie coraz więcej przedsiębiorstw przełamuje opór infrastruktury. Ekspert stwierdził, że w najbliższych latach rozwój kogeneracji wykorzystującej LNG będzie bardzo dynamiczny. Kogeneracja LNG to uzupełniająca energetyka lokalna, rozwija się szczególnie w krajach ze słabą infrastrukturą przesyłową, np. w Estonii - Andrzej Leonczuk, Kierownik działu rozwoju instalacji LNG, Barter S.A.
Doświadczenia koncernu Fortum na różnych rynkach uczą, by wykorzystywać paliwa lokalne - priorytety to zrównoważony rozwój i ochrona środowiska - tam gdzie węgiel nie jest paliwem lokalnym korzystamy z innych paliw - np. z energetyki wodnej lub jądrowej. W Polsce sensowne wydaje się korzystanie z lokalnej biomasy oraz paliw alternatywnych. Strategia dywersyfikowania portfela wytwórczego to dziś podstawa. Z punktu widzenia Fortum najważniejsza jest ciągłość systemu wsparcia. System aukcyjny wydaje się być jedynym akceptowalnym systemem z punktu widzenia Komisji Europejskiej. Nie należy dopieszczać systemu wsparcia przez lata, ważne by zaimplementować go w celu uniknięcia luki, zawsze będzie czas, żeby ten system w pewien sposób modyfikować, bez ciągłości bardzo trudno będzie rozwijać kogenerację w Polsce - uważa Marcin Bruszewski, Dyrektor ds. Prawnych, Fortum Heat & Power Polska.
UPEBI współpracując z elektrociepłowniami współpracuje bilansując się nawzajem, co jest elementem wypracowanego systemu klastrów energii - elementów gdzie można współpracować jest wiele. Prezes UPEBI docenia zmienność kosztów wytwarzania energii w czasie, należy jednak pamiętać, by za wszelką cenę uniknąć przerwy we wsparciu - podkreśla Sylwia Koch-Kopyszko, Prezes Zarządu, Unia Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego.
Najbardziej obserwowana przez UPEBI jest kogeneracja miejska, należy wyważyć wspieranie zarówno kogeneracji miejskiej jak i kogeneracji przemysłowej. Mlekovita właśnie podpisała umowę w ramach PoiIŚ 1.6.1. Zastanawiające jest jak to możliwe w dzisiejszych czasach, że firma taka jak Mlekovita nie mogła się doprosić energii w systemie, w związku z czym postanowiła zrealizować kogeneracyjną inwestycję do wytwarzania energii na własne potrzeby.
"Uwarunkowania Rozwoju Kogeneracji" - doświadczenia PGNiG TERMIKA
PGNiG TERMIKA jest największym w Polsce wytwórcą ciepła i energii elektrycznej wytwarzanych efektywną metodą kogeneracji, czyli skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła w trakcie tego samego procesu technologicznego - Rafał Nowakowski, Główny specjalista ds. legislacji i innowacyjności, Departament regulacji i współpracy instytucjonalnej, w PGNiG TERMIKA. W zakładach PGNiG TERMIKA wytwarzamy 11% produkowanego w Polsce ciepła sieciowego, które dociera do 70% warszawian i 60% mieszkańców Pruszkowa, Piastowa i Michałowic oraz do 13 gmin na Śląsku. Rocznie wytwarzamy około 4,9 TWh energii elektrycznej i 42,5 PJ ciepła. Zapewniamy pokrycie do 65 procent całkowitego zapotrzebowania stolicy na energię elektryczną. Ciepło dociera do 70 procent mieszkańców Warszawy i 60 procent mieszkańców Pruszkowa, Piastowa i Michałowic - poinformował Rafał Nowakowski.
Ekspert podkreślił, że ciepło systemowe to zintegrowany system produkcji i dystrybucji ciepła do odbiorców końcowych. W Polsce z ciepła systemowego korzysta ponad 15 mln osób. Ciepło sieciowe to najbardziej efektywny i najszybszy sposób eliminowania przestarzałych indywidualnych źródeł ogrzewania emitujących szkodliwe substancje do atmosfery, odpowiedzialne za smog. Podstawowym źródłem zanieczyszczeń powietrza - obok transportu drogowego - są tzw. niskie emisje z indywidualnego ogrzewania budynków, będące następstwem użytkowania dużej ilości przestarzałych kotłów, umożliwiających spalanie niskiej jakości paliw oraz odpadów. Niska emisja jest źródłem chorób dróg oddechowych i przedwczesnych zgonów. Na leczenie państwo wydaje środki finansowe. Wymagania regulacyjne stawiane przed instalacjami "dużej energetyki" praktycznie doprowadziły do znacznego ograniczenia emisji tych związków do atmosfery. Zanieczyszczenia z indywidualnych źródeł są w głównej mierze odpowiedzialne za przekroczone stężenia związków typowych dla tych źródeł.
Najważniejsze postanowienia Pakietu Zimowego dla sektora ciepłownictwa zdaniem Rafała Nowakowskiego to: roczny przyrost udziału dostaw ciepła z OZE o 1 p.p. do instalacji grzewczych, otwarcie systemów ciepłowniczych na dostęp i przesył ciepła z OZE, a także zaostrzenie wymogów w zakresie opomiarowania zużycia ciepła przez odbiorców końcowych oraz informacji o efektywności energetycznej i udziale ciepła z OZE w systemach ciepłowniczych. Z kolei wśród czynników ryzyka przedstawiciel PGNiG Termika wymienia możliwość ograniczania produkcji jednostek kogeneracyjnych ze względu na wymogi bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego - konieczność zapewnienia większych rezerw w kotłach ciepłowniczych lub rozwiązaniach alternatywnych ( np. pompy ciepła), możliwość ograniczania produkcji kogeneracyjnej ze względu na promowanie ciepła z OZE - warunki dla zasady TPA dla ciepła z OZE bez uwzględnienia kryteriów ekonomicznych i kryterium bezpieczeństwa dostaw ciepła, zmniejszanie zapotrzebowania na ciepło użytkowe - zwiększone cele krajowe w zakresie efektywności energetycznej i redukcji zużycia energii przez odbiorców końcowych oraz wprowadzenie możliwości stosowania cen ujemnych na rynku ee - ryzyko strat produkcyjnych przy produkcji wymuszonej względami ciepłowniczymi. Ze względu na potencjał ciepłownictwa sieciowego, ale także skalę zapotrzebowania na ciepło ze strony przemysłu Polska powinna przyjąć wiodącą rolę w zakresie promowania ciepłownictwa sieciowego i kogeneracji jako efektywnego narzędzia realizacji celów polityki klimatyczno-energetycznej UE.
Korzyści z rozwoju ciepła systemowego z perspektywy wytwórcy oraz użytkowników to podniesienie efektywności energetycznej instalacji wytwórczych, zwłaszcza pracujących w skojarzeniu, poprawa czystości powietrza, zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego miast, a także wygoda, oszczędność i bezpieczeństwo dla odbiorców ciepła systemowego.
Przedstawiciel PGNiG Termika podkreślił, że w rządowych dokumentach strategicznych w obszarze energetyki należy nadać wysoki priorytet rozwijaniu systemów ciepłowniczych oraz kogeneracji. Należy również opracować racjonalną politykę taryfową zachęcającą do inwestowania w obszarze ciepła systemowego. Obecne praktyki ustalania taryf przez URE obniżają cenę ciepła, zmniejszając przychody spółek, mimo wzrostów kosztu paliwa. Prowadzi to do ograniczenia inwestycji w nowe jednostki oraz modernizację istniejących oraz w ekologię. Ponadto konieczne jest wypracowanie nowego, długofalowego mechanizmu wsparcia, obejmującego rynek mocy i dedykowany system dla kogeneracji. Należy też przyjąć i konsekwentnie bronić stanowiska Polski wobec stale podnoszonych - często w sposób nieuzasadniony - wymagań w zakresie ochrony środowiska, podnoszących kapitałochłonność inwestycji. Nie należy zapominać o rozwijaniu mechanizmów dotacyjnych i pożyczkowych dla ciepłownictwa i kogeneracji. Aby kogeneracja była powszechnie wykorzystywana potrzebne są ciągłe inwestycje w rozbudowę sieci ciepłowniczych. W ten sposób coraz więcej mieszkańców mogłoby korzystać z bezpiecznego i wygodnego ciepła systemowego.
FUMAR partnerem inwestycji hybrydowej i kogeneracyjnej
Reprezentujący firmę FUMAR dr inż. Rafał Rajczyk podkreślił trendy takie jak zwiększające się zainteresowanie możliwością spalania paliw alternatywnych (np. RDF, SRF), ustawę o gospodarce odpadami i zatwierdzenie wojewódzkich planów gospodarki odpadami oraz porządkowanie rynku i preferowanie małych instalacji do spalania sortowanych odpadów i RDF. Ponadto, zdaniem eksperta, lokalne spalanie biomasy, w kotłach średniej i małej mocy, będzie nieodłącznym składnikiem tzw. hybrydowych źródeł energii odnawialnej. Zalety wykorzystania kotła na biomasę wymienione przez dr Rajczyka to w szczególności: wysoka dyspozycyjność i stabilność produkcji, duży zakres regulacyjności mocy, spalanie na ruszcie umożliwia wykorzystanie "trudnych" typów biomasy, których obecna cena jest atrakcyjna.
Dr Rajczyk poinformował, że FUMAR Sp. z o.o. działa na rynku od 1998 roku i specjalizuje się w dostarczaniu rozwiązań w zakresie: małej energetyki przemysłowej, odnawialnych źródeł energii oraz energetycznego wykorzystania biomasy i odpadów. FUMAR realizuje kompleksowe usługi w takie jak projektowanie i prace koncepcyjne, dostawa urządzeń, organizacja i realizacja inwestycji. FUMAR oferuje szeroką gamę rozwiązań firmy Kablitz: kotły poziomo i pionowo ciągowe, kotły wielociągowe, kotły płomienicowo-płomieniówkowe i kotły opłomkowe. Ponadto, w ofercie znajdują się: spalarnie i współspalarnie odpadów, generatory gorącego gazu np. do suszenia, wymienniki ciepła, instalacje na specjalne zamówienie. Rozwiązania kotłów cechują się korzystnymi parametrami eksploatacyjno - emisyjnymi: wysoka sprawność procesu spalania, stopień wypalenia paliwa do 97%, niskie emisje NOx oraz CO, niskie koszty eksploatacyjne, w porównaniu do innych technologii spalania biomasy.
Reprezentant firmy FUMAR przybliżył uczestnikom seminarium spalanie w technologii rusztowej, które umożliwia spalanie paliw w szerokim zakresie wartości opałowej, 5 - 21 MJ/kg oraz spalanie biomasy o zawartości wilgoci do 65%. Proponowane rozwiązania ograniczają koszty związane z rozdrabnianiem i przygotowaniem paliwa, a także ograniczają do minimum problemy eksploatacyjne. Kolejnym zagadnieniem przedstawionym przez dr Rajczyka była konstrukcja przeznaczona do paliw o silnej tendencji do zanieczyszczania kotła np. RDF: pęczki konwekcyjne po drugim ciągu ułożone są poziomo, zainstalowane są strzepywacze młotkowe do pracy w trybie ciągłym. Wśród cech wyróżniających ekspert wymienił: niskie obciążenie cieplne powierzchni ogrzewalnych oraz dyspozycyjność - 8200h/rok. W podsumowaniu dr Rajczyk zaakcentował fakt, że kocioł na biomasę małej lub średniej mocy stanowi integralny element hybrydowego źródła OZE, umiarkowane moce ułatwiają zaopatrzenie w paliwo, kotły spełniają coraz bardziej restrykcyjne normy emisji spalin oraz umożliwiają zagospodarowanie i wykorzystanie paliw odpadowych.
Niniejszy artykuł został zredagowany przez zespół CBE Polska w oparciu o dyskusje i prezentacje wygłoszone/wyświetlone podczas V edycji Seminarium "Czynniki rozwoju inwestycji kogeneracyjnych", które odbyło się 30 sierpnia 2017 roku w Warszawie, na terenie Elektrociepłowni Siekierki należącej do PGNiG Termika.
Partnerami Strategicznymi tegorocznej edycji Seminarium były firmy PGNiG Termika i FUMAR. Ponadto w Seminarium zaangażowały się: Kancelaria CMS, Barter SA, Forum Energii, Tauron Ciepło, Fortum, GAZ-SYSTEM SA, ENERGO-PROJEKT KATOWICE SA, Unia Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego.
Wydarzenie objęte jest honorowymi patronatami przez: Ministerstwo Energii, COGEN Europe, Urząd Dozoru Technicznego, Narodowa Agencja Poszanowania Energii, Agencja Rynku Energii SA, Polska Izba Przemysłu Chemicznego, PIGEOR Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej i Rozproszonej, Konfederacja Lewiatan, Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych, IZTECH Polska Izba Gospodarcza Zaawansowanych Technologii. Tłumaczenie wydarzenia zapewnia firma BIRETA.
