CBE Polska

Spis treści
Start
Podmioty współpracujące
Nasze doświadczenie

Inwestycje kogeneracyjne są realizowane mimo braku stabilnego prawa

Czwarta edycja organizowanego przez zespół CBE POLSKA cyklu seminariów "Czynniki rozwoju inwestycji kogeneracyjnych" odbyła się na terenie największego polskiego zakładu wytwarzającego w jednym procesie produkcyjnym energię elektryczną i ciepło, czyli w Elektrociepłowni Siekierki należącej do koncernu PGNiG Termika.

Wykład wprowadzający do IV edycji Seminarium "Czynniki rozwoju inwestycji kogeneracyjnych" wygłosili Paweł Puacz i Aleksander Jakowlew z kancelarii prawnej CLIFFORD CHANCE. Eksperci omówili systemy i środki wsparcia, a także ograniczenia i uwarunkowania prawne, w szczególności skoncentrowali się na systemie certyfikatów oraz systemie wsparcia po 2018 roku, a także na planowanym runku mocy. Puacz i Suchecki omówili również BREF LCP, dyrektywę MCP i zmiany w systemie handlu emisjami w kontekście kogeneracji. Przedstawiciele Clifford Chance przypomnieli uczestnikom, że zgodnie z Polityką Energetyczną Polski do roku 2030 istotne jest "stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez mechanizmy wsparcia, z uwzględnieniem kogeneracji ze źródeł poniżej 1 MW, oraz odpowiednią politykę gmin". Zgodnie z projektem Polityki Energetycznej Polski do 2050 roku "z punktu widzenia poprawy efektywności energetycznej źródeł wytwarzania pożądany jest dalszy wzrost produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji (również OZE), głównie poprzez zastąpienie istniejących ciepłowni blokami CHP, tam gdzie jest to technicznie i ekonomicznie uzasadnione. Aby pobudzić inwestycje w zakresie wysokosprawnej kogeneracji niezbędny jest nowy długoterminowy system wsparcia." Według prawa unijnego "Państwa członkowskie zapewniają, aby wszelkie dostępne wsparcie dla kogeneracji było uzależnione od tego, czy energia elektryczna wytwarzana i pochodząca z wysokosprawnej kogeneracji oraz ciepło odpadowe są efektywnie wykorzystywane w celu osiągnięcia oszczędności energii pierwotnej."

Paweł Puacz i Aleksander Jakowlew omówili również potencjalny wpływ zmian systemu wsparcia dla OZE na rozwój kogeneracji, gdyż dalsze zmiany podstawy obowiązku umorzenia (zwiększenie lub zmniejszenie) będą miały istotny wpływ na nowe inwestycje. Aktualnie dużym zainteresowaniem cieszą się zagadnienia dotyczące rynku mocy, który również powinien być istotny dla rozwoju kogeneracji. Pierwsza aukcja planowana jest na rok 2017 ze skutkiem od 2021 roku, kontrakty dla nowych instalacji mają być zawierane maksymalnie na 15 lat, a dla już istniejących na 5 lat. Profity z rynku mocy dostępne będą dla kogeneracji i wysokosprawnej kogeneracji o mocy powyżej 2MW, w przypadku rezygnacji z udziału w systemie certyfikatów.

MLEKOVITA: Inwestowanie we własne moce wytwórcze było konieczne

Feliks Polcyn, Główny energetyk w Grupie MLEKOVITA poinformował, że energetyka zawodowa na Podlasiu nie była w stanie zaspokoić energetycznych potrzeb mlecznego potentata, można więc stwierdzić, że zainwestowanie we własne źródła wytwórcze było jedyną możliwością dla spółki chcącej zwiększać swą produkcję. Pierwsza kogeneracyjna inwestycja Mlekovity z 2011 roku oparta jest na gazie ziemnym, jej moc optymalna to 1,5 MW, należy jednak mieć świadomość, że zapotrzebowanie szczytowe firmy - do przetworzenia 2,5 mln litrów mleka na dobę i mln litrów serwatki - plasuje się na poziomie 13 MW. Reprezentant Mlekovity poinformował, że roczny przychód z certyfikatów kogeneracyjnych to około 1,5 mln zł. Kolejnym profitem to relatywnie niski koszt energii wytworzonej z własnego źródła kogeneracyjnego - około 16 gr za kWh. Z kolei miesięczny przychód za sprzedaż nadwyżki energii dla Mlekovity to około 80-100 tys. zł.

Dlaczego kogeneracja gazowa w Orlenie?

Północna Polska cierpi na deficyt energii elektrycznej, zatem inwestycje Orlenu są bardzo mile widziane przez Polskie Sieci Energetyczne - stwierdził Krzysztof Witkowski, Dyrektor Wydziału Kluczowych Projektów Energetycznych w PKN ORLEN SA. Ekspert jest przekonany, że bloki we Włocławku i w Płocku wpisują się w strategię zwiększenia dostaw i tym samym poprawiają poziom bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju. "Między innymi dzięki nowej elektrociepłowni we Włocławku uniknęliśmy wprowadzenia 20 stopnia zasilania podczas tegorocznego lata" - stwierdził Witkowski.

Należy dodać, że zapotrzebowanie na parę w Orlenie jest bardzo duże, a dodatkowo biorąc pod uwagę wymogi środowiskowe, inwestycje gazowe wydały się najbardziej optymalne, tym bardziej że wybór innego paliwa nie byłby racjonalny ze względów logistycznych. Witkowski stwierdził również, że aktualnie spółka nie przewiduje kolejnych inwestycji w kogenerację gazową. Witkowski poinformował też, że choć ryzyka inwestycyjnego nie można zupełnie uniknąć ze względu na zmieniające się regulacje, to da się podjąć dobre decyzje biznesowe i inwestować w duże moce kogeneracyjne zasilane gazem ziemnym.

UPEBI: Czy hasło biogazownia w każdej gminie jest realne?

Sylwia Koch-Kopyszko, Prezes Unii Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego stwierdziła, że aktualnie obserwujemy trend, zgodnie z którym polska biomasa powinna być wykorzystywana w zrównoważony sposób. Biogazownie są doskonałym przykładem wspomnianego modelu, gdyż współpracują lokalnie z dostawcami. Ponieważ nie było jeszcze regulacji, by biogazownie mogły oddawać gaz do sieci, w związku z tym główna droga biogazowni, to produkcja energii w wysokosprawnej kogeneracji - oznajmiła Koch-Kopyszko.

Aktualnie w Polsce mamy 93 MW, a Ministerstwo Energii uważa że biogazowni może powstać około 700 w ciągu nadchodzących 5-6 lat, natomiast Pani Prezes twierdzi, że na podstawie przeprowadzonych analiz i doświadczenia rynkowego, realne jest powstanie maksymalnie 400-500 biogazowni w ciągu nadchodzących kilku lat, zatem hasło "biogazownia w każdej gminie" póki co wydaje się przesadzone i nie ma sensu w nie do końca wierzyć.

Nie zapominajmy, że technologia poszła do przodu i polskie biogazownie nie powinny kojarzyć się ze starymi niemieckimi technologiami typu NaWaRo. Koch-Kopyszko zwraca uwagę na fakt, że mamy w Polsce unikalne technologie jak biogazownie ciemnej fermentacji, które są biogazowniami wodorowymi. Największym problemem Polskich biogazowni jest wydaje się być problem z wykorzystaniem ciepła - nie wszystkie biogazownie mają zbyt na tę energię.

Biogazownie nie są konkurencją dla gazu ziemnego, gdyż to zupełnie inna skala. Koch-Kopyszko stwierdza, że rynek mocy może być bardzo interesującą propozycją ze względu na źródła, które mogą szybko reagować. Prezes UPEBI ogłosiła ponadto, że Ministerstwo Rozwoju szykuje kilka dużych i ciekawych programów pomocowych dla klastrów energetycznych, warto więc monitorować sytuację.

NFOŚiGW: Programy dofinansowania dla kogeneracji

Kogeneracja jest dla NFOŚiGW ważnym elementem i jest wspierana poprzez własne programy priorytetowe Funduszu (dotacje i pożyczki) oraz środki unijne w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko - stwierdził Wojciech Stawiany z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Wśród finansowego wsparcia inwestycyjnego dla CHP, Stawiany wymienił Program Priorytetowy BOCIAN dla rozproszonych, odnawialne źródła energii oraz część trzecią Programu priorytetowego Wsparcie przedsięwzięć w zakresie niskoemisyjnej i zasobooszczędnej gospodarki - Efektywne systemy ciepłownicze i chłodnicze. Ekspert NFOŚiGW omówił również problematykę kogeneracji w działaniach PO Infrastruktura i Środowisko na lata 2014-2020, dla których NFOŚiGW jest instytucją wdrażającą. Dla CHP są to dwa poddziałania wchodzące w skład Działania 1.6 - Promowanie wykorzystywania wysokosprawnej kogeneracji ciepła i energii elektrycznej w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe, czyli 1.6.1 kierowane do źródeł wysokosprawnej kogeneracji oraz 1.6.2 kierowane do sieci ciepłowniczych i chłodniczych dla źródeł wysokosprawnej kogeneracji.

LEWIATAN: Wsparcie dla nowych i elastycznych jednostek

Daria Kulczycka, Dyrektorka departamentu Energii i Zmian Klimatu w Konfederacji Lewiatan stwierdziła, że członkowie reprezentowanej przez nią organizacji są bardzo niezadowoleni z sytuacji, która miała miejsce w sierpniu 2015 roku, czyli z ograniczenia dostaw energii dla przemysłu. Niedowład systemu wsparcia jest sygnałem dla inwestorów, a rynek zielonych certyfikatów pokazał branży, że niepewność inwestycyjna jest uzasadniona. Kulczycka stwierdziła, że rozsądnym rozwiązaniem mogłoby być podniesienie cen energii i ciepła, jednak z powodów społecznych nie jest to realne rozwiązanie.

By inwestycje w kogenerację były opłacalne system wsparcia powinien być długoterminowy i przejrzysty. Obecny system wygasa w 2018 roku i w ocenie Kulczyckiej nie zadziałał proinwestycyjnie, choć zapewne pozwolił pokryć część kosztów operacyjnych istniejącym instalacjom. Choć system certyfikatów jest prostszy, to jednak właściwszy wydaje się system aukcyjny. Pomoc powinna być kierowana do nowych i elastycznych jednostek. Przewidziane powinny być dla nowych elektrociepłowni opalanych gazem. Wydaje się, że nie do utrzymania jest wsparcie dla istniejących, niemodernizowanych instalacji opalanych węglem, jednostki te mogłyby mieć dofinansowanie modernizacyjne wyłącznie ze względów bezpieczeństwa energetycznego.

SUEZ: Kogeneracja opalana odpadami to nowy gracz na zaspokojnych rynkach

Można stwierdzić, że główną funkcją instalacje termicznego przekształcania odpadów, czyli tzw. spalarni odpadów, jest pozbycie się odpadów, a produkcja energii umożliwia dodatkowy (do tzw. opłaty na bramie za odbiór odpadów do zutylizowania) przychód dzięki odzysku energetycznemu. Andrzej Piotrowski, Kierownik Projektów Spalarniowych w SUEZ (dawna SITA Polska) poinformował, że koniecznym warunkiem dla spalarni jest osiągnięcie współczynnika efektywności energetycznej, który dla spalarni wynosi 0,65. By osiągnąć wspomniany współczynnik konieczna jest praca w kogeneracji - poinformował Piotrowski.

Spalarnie wchodzą na rynki, gdzie 100% zapotrzebowania wcześniej było zaspokojone przez lokalnych dostawców ciepła. Pierwotnie spalarnie odpadów były projektowane tak, by pracowały w lato w tak zwanej podstawie, jednak nikt nie lubi, gdy pojawia się nowy dostawca energii i zabiera część rynku. Ze względu na ochronę głównego źródła nowe inwestycje muszą być elastyczne, a więc mieć możliwość pracy. W poznaniu SUEZ będzie dostarczał około 10% ciepła, natomiast planowana inwestycja, którą jest spalarnia w Gdańsku, w sezonie zimowym ma dostarczać 33,8 MW, jednak w lato ze względu na specyfikę hydrauliczną sieci oraz z uwagi na minima technologiczne, które są niezbędne dla głównego wytwórcy, SUEZ będzie mogło dostarczyć tylko 2,5 MW - moc tego rzędu umożliwi nowej spalarni osiągnięcie współczynnika efektywności na poziomie 0,65.

Kogeneracja w przemyśle spożywczym

By małoskalowa kogeneracja była opłacalna, musi być zapotrzebowanie na ciepłą wodę technologiczną i oczywiście jej odbiór - przypomina Prof. Ryszard Żywica, Prezes Stowarzyszenia Naukowo-Technicznego Energia i Środowisko w Mleczarstwie. Dla branży spożywczej barierą są wahania rynku i produkcja na granicy opłacalności, w większości z kredytów. Firmy takie jak INDYKPOL czy HOCHLAND nie otrzymają dotacji na kogenerację, bo są dużymi zakładami zatrudniającym ponad 1000 osób (aktualnie większość dotacji kierowane jest do małych i średnich firm). Kogeneracja na gaz ziemny to import, za którym idą niekorzystne umowy - skonstatował Żywica. Z produkcją biogazu jest ten problem, że małych podmiotów nie stać na instalacje, a podmioty większe nie mogą otrzymać dotacji zapewniających rentowność inwestycji.

PGNiG Termika: Jak zastymulować rozwój CHP?

Rafał Nowakowski, Główny Specjalista ds. Legislacji w Departamencie Regulacji i Relacji Zewnętrznych w PGNiG TERMIKA, wśród wyzwań dla sektora kogeneracji wymienia m.in. politykę dekarbonizacji i politykę rozwoju OZE w Unii Europejskiej oraz integrację rynków energii elektrycznej w Europie, a także wzrost efektywności energetycznej budynków. Ekspert skomentował rygorystyczne normy środowiskowe dla produkcji energii z węgla (IED, BAT) i wpływ wzrostu kosztu CO2 w celu osiągnięcia 80% redukcji emisji do 2050.

Wśród istotnych dla kogeneracji czynników Nowakowski omówił także kwestie subsydiów dla OZE zniekształcających Rynek Energii Elektrycznej ze względu na niskie koszty produkcji oraz wypieranie kogeneracji na paliwa kopalne z rynku przez ciepło ze źródeł OZE. Nie można zapomnieć o integracji rynków energii elektrycznej w Europie, które wpływają na spadek cen na rynku hurtowym. Innymi słowy, rynek nie wysyła sygnałów inwestycyjnych. Kolejnym aspektem jest ograniczenie czasu wykorzystania mocy przez klasyczne jednostki wytwórcze. Oczywistym wydaje się też wzrost efektywności energetycznej budynków, zatem spada zapotrzebowanie na ciepło ze względu na nowe standardy i "pasywne" budynki. Konkurencją dla miejskich sieci ciepłowniczych zaczynają być źródła rozproszone i energetyka prosumencka.

Reprezentant PGNiG Termika skomentował również aktualizację Polityki Energetycznej Polski do 2050. Branża oczekuje nowej wizji sektora energetyki i ciepłownictwa oraz nowej legislacji, zwłaszcza że aktualnie nie ma klarownej wizji co do dalszego rozwoju sektora kogeneracji po 2018 roku.

MLEKOVITA: Dobre doświadczenie eksploatacyjne

Feliks Polcyn, Główny energetyk w Grupie Mlekovita podczas referatu poinformował, że wybór rozwiązania z czterema agregatami został podjęty w celu minimalizacji wpływu planowych i nieplanowych odstawień agregatów na moc zamówioną. Typowa dyspozycyjność pracy każdego agregatu wynosi ok. 8000h/rok. Oznacza to, że w wypadku montażu jednego, lub dwóch agregatów należy zapewnić moc przyłącza z sieci na pełną moc zainstalowaną, lub liczyć się z tym, że w pewnych okresach czasu zabraknie mocy co będzie skutkować ograniczeniami produkcji, bądź karami za przekroczenia mocy zamówionej. Z kolei w wypadku montażu czterech jednostek prawdopodobieństwo, że więcej niż dwa agregaty w jednym momencie będą odstawione z eksploatacji jest bardzo niewielkie.

Jednak, przy mocy elektrycznej na poziomie 1616kW należy zagospodarować ok. 2188 kW ciepła pochodzącego z chłodzenia intercoolera, bloku silnika, układu olejowego, oraz spalin. Mając stabilny odbiornik w postaci jedynie 1600kW (mieszanina wody uzupełniającej i kondensatu) zdecydowano się na zamontowanie na ciągach spalinowych, parowych kotłów odzysknicowych wytwarzających parę nasyconą o ciśnieniu wynoszącym 4 bary. Para zostanie włączona w główny kolektor pary 4bary za stacją redukcyjną zlokalizowaną w budynku nowej kotłowni. Z powodu braku miejsca, oraz w celu minimalizacji kosztów zdecydowano się na zamontowanie dwóch kotłów odzysknicowych typu M05A001 serii TopTechnika firmy Viessmann, z których każdy będzie współpracował z dwoma agregatami ko generacyjnymi. Aby agregaty nie oddziaływały na siebie kotły są wyposażone w dwa oddzielne ciągi płomieniówek (jeden dla każdego z agregatów). Konstrukcja i automatyka kotłów pozwala na prace kotła z jedynie jednym pracującym agregatem.

UDT: W prawie energetycznym jest wiele niedociągnięć

Z punktu widzenia weryfikatora powinny obiegać się również podmioty nie spełniające wartości granicznych sprawności ogólnej, gdyż możliwe jest uzyskanie części świadectw pochodzenia, ponieważ wydawane są za jednostkę - za wytworzone megawatogodziny energii elektrycznej w jednostce kogeneracji - poinformowali Andrzej Wyrwas, Starszy Specjalista w Oddziale Terenowym UDT w Dąbrowie Górniczej oraz Jarosław Krawczyk, Starszy Specjalista ds. Urządzeń Ciśnieniowych w Oddziale Terenowym UDT w Ostrowie Wielkopolskim. Podczas referatu eksperci przybliżyli uczestnikom ofertę UDT, która obejmuje certyfikację badań projektów, wśród których można wymienić certyfikacje: badania typu, jednostkowej wyrobu, partii wyrobów, zgodności wyrobów, poziomu nienaruszalności bezpieczeństwa SIL, zakładowej kontroli produkcji oraz weryfikacji świadectw pochodzenia z kogeneracji. Z kolei wśród nowych usług UTD Cert znajdują się m.in. nadzór inwestorski, wielobranżowe kontrole nad realizacją inwestycji; zapewnienie realizacji prac zgodnie z dokumentacją projektową obiektu, obowiązującymi normami oraz przepisami prawa, a także ocena punktowa ryzyka, analiza ryzyka względnego rurociągu oparta o punktową skalę oceny stanu technicznego i skutków wycieku.

Przedstawiciel UDT zwrócił uwagę na defekty w Prawie energetycznym, choćby na fakt, że nie wiadomo, czy termin "źródło" należy traktować jako przedsiębiorstwo, czy jako konkretną maszynę. Problem może wyniknąć np. z wpisania dwóch silników w koncesję URE, gdyż po przekroczeniu mocy 1MW nie należą się żółte certyfikaty (gdyby silniki traktować odrębnie, to kwalifikowałyby się do pozyskania wspomnianych świadectw pochodzenia). Kolejnym ważnym aspektem jest sprawdzanie strumieni energii poza kogeneracją oraz kwalifikacja ciepła jako ciepło użytkowe. W rozprowadzeniu kogeneracyjnym możliwe są cztery rodzaje ciepła dopuszczone do bilansu sprawnościowego: ciepło na ogrzewanie budynków i przygotowanie ciepłej wody użytkowej, przemysłowe procesy technologiczne, wspólne wytwarzanie chłodu i produkcja rolnicza. UDT miało klienta wykorzystującego ciepło na ogrzewanie chodników jako alternatywa dla odśnieżania. Jak się okazało, URE nie uznało wspomnianego ciepła jako ciepła użytkowego. Zgodnie z klasyfikacją URE było to wytracanie ciepła, zatem nie można było uwzględnić tej energii w podliczaniu bilansu efektywności energetycznej. Ze względu na wadliwość Prawa energetycznego problem sprawia również rozliczanie kogeneracji wykorzystującej technologię ORC, gdyż jej techniczna specyfikacja uniemożliwia osiągnięcie sprawności rzędu 80%, w związku z czym przedsiębiorcy muszą prowadzić "wojnę na pisma i interpretacje" i dyskusje akademickie, by wywalczyć dodatkowe certyfikaty.

Instalacje kogeneracyjne jako rezerwa elastyczności mocy w systemie energetycznym

Kogenerację w małej skali w Polsce sprowadza się bardziej do dyskusji teoretycznych, jednak doświadczenia krajów zachodnich pokazują, że warto zastanawiać się nad elastycznymi rozwiązaniami, bo nawet dojrzałe rynki energii i ciepła takie jak Dania, miewają problemy wynikające ze szczególnych warunków pogodowych w kontekście dużej ilości mocy wiatrowych, co doskonale wykazał referat wygłoszony przez Adama Rajewskiego z Instytutu Techniki Cieplnej Politechniki Warszawskiej. Ekspert szczegółowo omówił korelacje wpływające na rynek energii i stabilność systemów elektroenergetycznych i systemów ciepłowniczych.

Rajewski analizując zdolność do utrzymania dostaw ciepła w okresie postoju oraz zdolność do akumulacji ciepła, zwraca uwagę na przewymiarowanie mocy. Z kolei omawiając zdolność do szybkiego rozruchu, omawia pożądane miksy paliwowe i technologiczne. W prezentacji przedstawiciela Politechniki Warszawskiej nie zabrakło zaawansowanych aspektów ekonomicznych, gdyż opłacalność inwestycji musi uwzględniać konieczność sprzedaży energii po wyższych cenach oraz uczestnictwo w rynku energii dnia następnego i bieżącego. Choć referat Rajewskiego poparty był licznymi wykresami o dużym stopniu złożoności, to wnioski są proste: instalacje kogeneracyjne mogą znacznie wspomagać bilansowanie systemu, jednak konieczny jest właściwy dobór technologii, by zapewnić elastyczność odporną na wiele czynników wynikających ze zmieniających się rynków energii, a także z rozwoju OZE.

60 000 godzin przemysłowej eksploatacji biogazowego zespołu kogeneracyjnego w "Oczyszczalni Ścieków WARTA S.A. w Częstochowie

Dr Adam Dużyński z Instytut Maszyn Cieplnych na Wydziale Inżynierii Mechanicznej i Informatyki Politechniki Częstochowskiej podczas referatu podzielił się doświadczeniami z eksploatowania kogeneracji pracującej przy oczyszczalni ścieków w Częstochowie.

Oczyszczalnia Ścieków WARTA S.A. w Częstochowie, a właściwie jej poprzedniczka PSW WARTA w Częstochowie, jako pierwsza w Polsce, podjęła - z inicjatywy prof. K. Cupiała z Politechniki Częstochowskiej - już w latach siedemdziesiątych ubiegłego wieku prace zmierzające do utylizacji biogazu powstającego jako produkt uboczny fermentacji osadu ściekowego i wykorzystania go jako paliwa do zasilania silnika tłokowego napędzającego biogazowy zespół kogeneracyjny wytwarzający energię elektryczną i ciepło na potrzeby własne. Eksploatacja biogazowego zespołu kogeneracyjnego z silnikiem GE JENBACHER JMS 316 GS-B.LC przynosi OŚ WARTA S.A. w Częstochowie wymierne korzyści energetyczne, ekonomiczne i ekologiczne, redukując praktycznie do zera (u źródła jego wytwarzania) emisję do atmosfery biogazu zawierającego w swym składzie metan. Poprawiła ona znacząco gospodarkę energetyczną OŚ WARTA S.A. w Częstochowie, tak w zakresie energii elektrycznej jak i ciepła, a także bezpieczeństwo energetyczne oczyszczalni, ponieważ biogazowy zespół kogeneracyjny może pracować wyspowo, jako rezerwowe źródło zasilania oczyszczalni z zachowaniem parametrów technologii.

Zespół kogeneracyjny pracując w analizowanym siedmioletnim okresie z dyspozycyjnością przekraczającą 95 %, obciążeniem elektrycznym 74,6 % obciążenia nominalnego i cieplnym 66,5% obciążenia nominalnego zapewnił pokrycie potrzeb własnych Oczyszczalni Ścieków WARTA S.A. w Częstochowie w zakresie energii elektrycznej i ciepła, odpowiednio w wysokości 45,1% i 58,2%. W latach 2009-2015 w OŚ WARTA S.A. wyprodukowano 14,3 mln m3 biogazu. W tym okresie udało się zutylizować aż 94,8% pozyskanego biogazu wykorzystując go do zasilania biogazowego zespołu kogeneracyjnego z silnikiem tłokowym. Ze względu na to, iż w wyniku eksploatacji biogazowego zespołu kogeneracyjnego zmniejszono znacząco bieżące koszty eksploatacji OŚ WARTA S.A. w Częstochowie dzięki: ograniczeniu o prawie 50% zakupu energii elektrycznej od dostawców zewnętrznych, całkowitemu uniezależnieniu się od zewnętrznych dostawców ciepła i zagospodarowywaniu na potrzeby własne całego ciepła wyprodukowanego w kogeneracji, zrezygnowaniu z zakupu oleju opałowego do kotłowni w ilości ok. 40 t/rok, uzyskaniu wpisu na listę producentów "zielonej energii" i regularnemu pozyskiwaniu w URE "Świadectw pochodzenia" energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE (szacowanej rocznie przez eksploatatora na ponad 5000 MWh), mających realną wartość materialną na TGE S.A., koszt inwestycji w kwocie 3,7 mln zł. zwrócił się praktycznie już po trzech latach eksploatacji.

Dotychczasowa eksploatacja biogazowego zespołu kogeneracyjnego z silnikiem GE JENBACHER nie stwarza trudności technicznych, zespół pracuje praktycznie bezawaryjnie, a jego stan techniczny jest nienaganny, co bardzo dobrze świadczy zarówno o jego jakości, jak i służbach technicznych intensywnie go eksploatujących. Zaprezentowana instalacja z biogazowym zespołem kogeneracyjnym funkcjonująca praktycznie bezawaryjnie od końca 2008 roku w OŚ WARTA S.A. w Częstochowie i jako przynosząca firmie wymierne korzyści ekonomiczne i ekologiczne, stanowić może dla przyszłych inwestorów przykład do naśladowania, szczególnie dla innych oczyszczalni ścieków pozyskujących "bezkosztowo" paliwo silnikowe w postaci biogazu.

NFOŚiGW: Przegląd dostępnych programów finansowania kogeneracji

Wojciech Stawiany z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej podczas swojego referatu omówił elementy aktualnej oferty programowej NFOŚiGW w zakresie kogeneracji. Ekspert rozpoczął od przedstawienia Programu Priorytetowego BOCIAN - dla rozproszonych, odnawialnych źródeł energii oraz Programu priorytetowego Wsparcie przedsięwzięć w zakresie niskoemisyjnej i zasobooszczędnej gospodarki. Stawiany przedstawiając problematykę kogeneracji w działaniach PO Infrastruktura i Środowisko (2014 - 2020), dla których NFOŚiGW jest instytucją wdrażającą, przybliżył uczestnikom działanie 1.6 dotyczące promowania wykorzystywania wysokosprawnej kogeneracji ciepła i energii elektrycznej w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe. Ponadto ekspert omówił działanie 1.7 poświęcone kompleksowej likwidacji niskiej emisji na terenie konurbacji śląsko-dąbrowskiej, w którego skład wchodzi promowanie wykorzystywania wysokosprawnej kogeneracji ciepła i energii elektrycznej na wspomnianym terytorium.

Celem programu BOCIAN jest ograniczenie lub uniknięcie emisji CO2 poprzez zwiększenie produkcji energii z instalacji wykorzystujących odnawialne źródła energii. Wskaźniki realizacji celu to: produkcja energii elektrycznej - 430 000 MWh/rok, produkcja energii cieplnej - 990 000 GJ/rok, ograniczenie lub uniknięcie emisji CO2 - 400 tys. Mg/rok. Beneficjentami są przedsiębiorcy, a finansowanie projektów jest w formie pożyczki do 85% kosztów kwalifikowanych i do 40 mln zł. Wśród dofinansowywanych przedsięwzięć Ekspert wyróżnił źródła ciepła opalane biomasą, o mocy od 300 kWt do 20 Mwt oraz biogazownie rozumiane jako obiekty wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła z wykorzystaniem biogazu rolniczego o mocy od 40 kWe do 2 Mwe, a także instalacje wytwarzania biogazu rolniczego celem wprowadzenia go do sieci gazowej dystrybucyjnej i bezpośredniej, wytwarzanie energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji na biomasę i współpracujące magazyny energii cieplnej i elektrycznej.

Natomiast celem programu priorytetowego NFOŚiGW Wsparcie przedsięwzięć w zakresie niskoemisyjnej i zasobooszczędnej gospodarkijest zmniejszenie negatywnego oddziaływania przedsięwzięć na środowisko poprzez działania inwestycyjne. Najważniejszymi wskaźnikami realizacji celu są zmniejszenie zużycia surowców pierwotnych - co najmniej 963 000 Mg/rok, zmniejszenie emisji CO2 - co najmniej 140 000 Mg/rok, ograniczenie emisji dwutlenku siarki - co najmniej 3 827 Mg/rok, ograniczenie emisji tlenków azotu - co najmniej 3400 Mg/rok, ograniczenie emisji pyłu - zmniejszenie zużycia energii końcowej - co najmniej 450 000 GJ/rok oraz dodatkowa zdolność wytwarzania energii odnawialnej co najmniej 25 MW, a także dodatkowa zdolność wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej w warunkach wysokosprawnej kogeneracji - co najmniej 25 MW. W dalszej części referatu Wojciech Stawiany przybliżył również Promowanie wykorzystywania wysokosprawnej kogeneracji ciepła i energii elektrycznej w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe w ramach POIiŚ.

Niniejszy artykuł został zredagowany przez Zespół CBE Polska w oparciu o dyskusje i prezentacje wygłoszone/wyświetlone podczas IV edycji Seminarium "Czynniki rozwoju inwestycji kogeneracyjnych", które odbyło się 24 sierpnia 2016 roku na terenie Elektrociepłowni Siekierki w Warszawie.

Partnerem Strategicznym tegorocznej edycji Seminarium była firma PGNiG Termika.

Partnerem Prawnym Seminarium była kancelaria Clifford Chance.

Wśród wystawców znalazły się firmy: Opra Turbines i Bireta Professional Translations.

Ponadto w Seminarium zaangażowały się: Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, Grupa MLEKOVITA, PKN ORLEN, SUEZ, KWE AB ENERGY POLSKA Sp. z o.o., Politechnika Warszawska, Politechnika Częstochowska, Stowarzyszenie Naukowo-Techniczne "Energia i środowisko w mleczarstwie" ora Grupa Wolff.

Wydarzenie objęte było Honorowymi Patronatami przez następujące podmioty: Urząd Dozoru Technicznego, Agencja Rynku Energii, Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych, Stowarzyszenie Polskich Energetyków, Narodowa Agencja Poszanowania Energii, Polska Izba Przemysłu Chemicznego, Związek Polskich Przetwórców Mleka, Unia Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego, Konfederacja Lewiatan, Federacja Stowarzyszeń Naukowo-Technicznych NOT.

Spotkanie przyciągnęło blisko 100 reprezentantów przedsiębiorstw produkujących energię cieplną i elektryczną w skojarzeniu oraz przedstawicieli komercyjnych i samorządowych podmiotów zainteresowanych budową lub modernizacją tego typu mocy wytwórczych, a także firm świadczących usługi w zakresie przygotowywania inwestycji w kogenerację.

Firma CBE Polska dzięki zorganizowaniu kilkudziesięciu wydarzeń szkoleniowych i konferencyjnych od 2011 nawiązała kontakt z kilkoma tysiącami ekspertów z szeroko pojętego sektora energetycznego oraz branż związanych z tym sektorem.