Janusz Skorek, Jacek Kalina
Politechnika Śląska w Gliwicach
Instytut Techniki Cieplnej
44-101 Gliwice, ul. Konarskiego 22.
e-mail:

[e-mail]

, [e-mail]

Analiza opłacalności gazowych układów kogeneracyjnych w
energetyce rozproszonej

1. Wprowadzenie

Technologia skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w rozproszonych

obiektach małej mocy, zasilanych gazem ziemnym, prowadzi do licznych korzyści
technicznych, energetycznych i ekologicznych, o których pisano już w wielu pracach
poświęconych tej tematyce. Zainteresowanie gazowymi układami kogeneracyjnymi pojawiło
się w Polsce w połowie lat dziewięćdziesiątych ubiegłego wieku. W roku 1997 Ustawa
„Prawo energetyczne” wprowadziła uregulowania prawne, które teoretycznie stworzyły
korzystne warunki do otwarcia rynku dla niezależnych producentów energii oraz
wprowadzania do krajowej energetyki nowych technologii wytwórczych.

Nowe technologie, pozwalają lokować układy wytwórcze blisko odbiorców energii, dając

w ten sposób wytwórcy możliwość przejęcia w ten sposób części rynku dotychczas
zarezerwowanego dla dużych, monopolistycznych dostawców. Gazowe układy kogeneracyjne
stanowiły tu jedną z najbardziej obiecujących technologii. Liczne przedsiębiorstwa
energetyczne, firmy doradcze i projektowe rozpoczęły badania i prace studialne nad
wprowadzeniem tej technologii na rynek. Opublikowano wiele prac, raportów i analiz
dotyczących efektywności technicznej i ekonomicznej projektów w tym obszarze, jak również
uwarunkowań prawnych i politycznych jakie powinny być spełnione by technologia osiągnęła
sukces rynkowy.

Z drugiej strony liczne przeszkody powodują, że obecna liczba pracujących w kraju

obiektów jest mała, przy stosunkowo dużym potencjale. Jedną z podstawowych przyczyn
małej liczby inwestycji w obszarze małych, gazowych układów kogeneracyjnych jest
efektywność ekonomiczna projektów. Efekt ekonomiczny zależy tu od wielu czynników,
które ogólnie można ująć w trzech grupach:

- czynniki makroekonomiczne,
- czynniki mikroekonomiczne,
- czynniki techniczne.

Istotnym zagadnieniem są tu również regulacje prawne, preferencyjna polityka podatkowa

i kredytowa, działania stymulujące ze strony organizacji rządowych i pozarządowych oraz
obecność programów promocyjnych i demonstracyjnych. Mają one znaczący wpływ na
kształtowanie się czynników w poszczególnych z wymienionych grup.

W niniejszej pracy omówiono podstawowe zagadnienia związane z opłacalnością budowy

małych gazowych, rozproszonych układów skojarzonych. Należy jednak podkreślić, że
problematyka ta jest bardzo złożona a przedstawienie ogólnych wniosków niezwykle trudne.
Wynika to z faktu, że każdy układ technologiczny energetyki rozproszonej może być różny
pod względem zastosowanych rozwiązań, może zasilać różnych odbiorców czy wreszcie
różne może być jego otoczenie ekonomiczne i prawne. Zakres zagadnień jakie w ogólnym
przypadku mają wpływ na opłacalność projektu inwestycyjnego przedstawiono na rys. 1.

Rys. 1. Zakres zagadnień, związanych z wdrażaniem układów energetyki rozproszonej i jej
opłacalnością

2. Stan obecny i perspektywy kogeneracji w układach rozproszonych w Polsce

Potencjalny rynek gazowych układów kogeneracyjnych w Polsce przedstawia się

stosunkowo obiecująco. Według różnych szacunków eksperckich w gazowych układach
rozproszonych małej mocy może zostać zainstalowana moc elektryczna od 400 do 1400 MW
co stanowi obecnie od 1,1% do 4% mocy zainstalowanej w systemie energetycznym.

Możliwe zastosowania gazowych układów rozproszonych małej mocy na rynku polskim

są takie same jak w innych krajach europejskich, również tych gdzie technologia ta odniosła
znaczący sukces komercyjny (Wielka Brytania, Niemcy, Holandia). Uwzględniając jednakże
specyfikę gospodarki kraju należy stwierdzić, że z całą pewnością pewne typy projektów
realizowane będą częściej niż inne.

Małe układy kogeneracyjne znajdują zastosowanie zazwyczaj w miejscach, gdzie przez

odpowiednio dużą liczbę godzin w roku występuje odpowiednio wysokie zapotrzebowanie na
ciepło i energię elektryczną. Najczęściej instalacje realizowane są w takich obiektach, jak:
małe elektrociepłownie zawodowe, szpitale, uniwersytety i szkoły, ośrodki sportowe,
biurowce, hotele, osiedla mieszkaniowe, lotniska, zakłady przemysłowe, oczyszczalnie
ścieków, szklarnie i suszarnie, układy trójgeneracyjne (z jednoczesnym wytwarzaniem
chłodu).

Na rys. 2 oraz 3 pokazano strukturę rynku polskiego w roku 2003, przy czym dane te

dotyczą wyłącznie małych układów kogeneracyjnych (moc elektryczna mniejsza od 1 MW)
zasilanych wyłącznie gazem ziemnym.

Do wymienionych typowych zastosowań gazowych układów rozproszonych z całą

pewnością należy dodać układy zasilane innymi gazami, a więc biogazami (gaz
fermentacyjny, gaz wysypiskowy, gazy syntezowe ze zgazowania biomasy), metanowe gazy
kopalniane oraz gazy przemysłowe.

EC komunalne

28%

Obiekty biurowe

6%

Hotele

3%

EC przemysłowe

21%

Obiekty sportowe

6%

Szpitale

9%

Rolnictwo

6%

Gaz pozasystemowy

18%

Inne

3%

Rys. 1. Małe gazowe układy kogeneracyjne w Polsce zasilane gazem ziemnym – klasyfikacja ze
względu na liczbę instalacji (w sumie 34 instalacje o mocy łącznej 66,5 MW) [4]

EC komunalne

74.05%

Obiekty biurowe

0.02%

Hotele
0.01%

EC przemysłowe

15.24%

Obiekty sportowe

0.34%

Szpitale

0.91%

Rolnictwo

4.68%

Gaz pozasystemowy

4.45%

Inne

0.30%

Rys. 3. Małe gazowe układy kogeneracyjne w Polsce zasilane gazem ziemnym – klasyfikacja ze
względu na moc elektryczną (w sumie 34 instalacje o mocy łącznej 66,5 MW) [4]

Autorska próba oceny potencjału zastosowań gazowych układów kogeneracyjnych,

zasilanych gazem ziemnym, przedstawiona w pracy [4] prowadzi do następujących wielkości
mocy elektrycznej możliwej do zainstalowania w po szczególnych sektorach:

• energetyka zawodowa: 150 – 500 MW głównie w projektach modernizacyjnych

istniejących bloków węglowych,

• energetyka komunalna: 1500 – 1700 MW w ciepłowniach i elektrociepłowniach

komunalnych (bardziej prawdopodobne około 480 MW),

• elektrociepłownie przemysłowe: około 100 – 200 MW w projektach modernizacyjnych

istniejących bloków węglowych, dodatkowo nowe bloki w nowych zakładach
produkcyjnych,

• służba zdrowia: 430 – 490 MW, raczej pozostanie niewykorzystany,

• hotele: około 95 MW, głównie w układach o mocach 30 – 50 kW,

• budynki komercyjne: 60 – 120 MW,
• szkolnictwo: 50 – 100 MW,

• centra sportowe i rozrywkowe: kilka MW,

• lotniska: kilka MW,
• duże obiekty handlowe: kilkanaście MW.

Jak do tej pory udział rozproszonej kogeneracji gazowej w układach małej mocy w

wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej w Krajowym Systemie Energetycznym jest
marginalny. W 2003 roku w Polsce pracowały 34 małe elektrociepłownie gazowe zasilane
gazem ziemnym. W siedmiu z nich zainstalowano turbiny gazowe (łącznie 9 turbin
gazowych), a w dwudziestu siedmiu gazowe silniki spalinowe (łącznie 46 silników). Rok
2004 nie przyniósł znacznej poprawy sytuacji.

Największą popularnością cieszą się układy o mocy elektrycznej poniżej 100 kW

instalowane bezpośrednio w miejscu odbioru nośników energii. Drugą co do popularności
grupą projektów są elektrociepłownie komunalne w gminach. Tutaj z kolei o realizacji
inwestycji decyduje łatwość pozyskania kapitału inwestycyjnego i możliwość tworzenia
różnego rodzaju struktur organizacyjnych zorientowanych na budowę obiektu. Ilość układów
w różnych przedziałach mocy przedstawiono na rys. 4.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

A

B

C

D

E

F

Przedzial mocy elektrycznej

Li

cz

b

a ob

iek

tó

w

Rys. 4. Małe układy kogeneracyjne w Polsce w roku 2003; przedziały mocy elektrycznej: A: N<100
kW; B: 100 kW<N<200 kW; C: 200 kW<N<500 kW; D: 50 kW<N<1000 kW; E: 1000 kW<N<3000
kW; F: N> 3000 kW

W obszarze wykorzystania biogazu i gazów specjalnych sytuacja przedstawiała się nieco

korzystniej. Dominują trzy typy instalacji: oczyszczalnie ścieków (19 obiektów), wysypiska
odpadów komunalnych (20 instalacji odnotowanych, rzeczywista liczba nieco większa) oraz
kopalnie (5 instalacji). Tylko jeden projekt zrealizowano w innym sektorze. Jest to układ
kogeneracyjny w Płocku zasilany biogazem z biogazowni. Należy podkreślić, że podana
liczba istniejących obiektów nie jest kompletna, głównie ze względu na trudności w
pozyskiwaniu informacji. Ocenia się jednak, że przeważająca większość projektów została
zidentyfikowana i opisana.

Na rysunku 5 przedstawiono liczbę instalacji w sektorze gazów specjalnych, z podziałem

na zakresy mocy elektrycznej. Z rysunku wynika, że najwięcej projektów zrealizowano tu w
zakresie mocy elektrycznej 100 kW do 1000 kW. Wynika to głównie z podaży paliwa
gazowego z instalacji pozyskiwania biogazu. Wszystkie projekty zrealizowano przy
wykorzystaniu tłokowych silników gazowych. Całkowita liczba zidentyfikowanych maszyn
wynosiła 64.

Podsumowując należy stwierdzić, że potencjał energetyczny istniejących i planowanych

odbiorów ciepła i energii elektrycznej jest duży. Odpowiednia strategia rozwoju i promocja
gazowych układów skojarzonych małej mocy mogłaby doprowadzić do znacznego rozwoju
tej technologii w Polsce. Z drugiej jednak strony należy podkreślić, że wymaga to aktywności
nie tylko firm zajmujących się dystrybucją urządzeń, ale wszystkich zainteresowanych
uczestników rynku. Większość przedstawionych sektorów nie jest spenetrowana a istniejący
w nich potencjał nie jest odkryty. Wskazanie kierunków realizacji projektów inwestycyjnych

niewątpliwie wymaga tu budowy obiektów demonstracyjnych i wciąż jeszcze licznych
działań promocyjnych. Niewątpliwie jednak, największy wpływ na przyrost liczby instalacji
gazowych układów skojarzonych oraz na rozwój energetyki rozproszonej będzie miała
efektywność ekonomiczna poszczególnych projektów inwestycyjnych.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

A

B

C

D

E

F

Zakres mocy elektrycznej

Lic

zb

a

o

bi

ek

tó

w

Rys. 5. Małe układy kogeneracyjne w Polsce w roku 2003 w sektorze wykorzystania gazów
specjalnych; przedziały mocy elektrycznej: A: N<100 kW; B: 100 kW<N<200 kW; C: 200
kW<N<500 kW; D: 50 kW<N<1000 kW; E: 1000 kW<N<3000 kW; F: N> 3000 kW

3. Analiza opłacalności projektów inwestycyjnych

Liczne przykłady analiz małych gazowych układów kogeneracyjnych wykazały, że

korzystne wskaźniki efektywności energetycznej nie mogą, przesądzać o realizacji projektu.
Przesłanką dla takiej decyzji może być jedynie pozytywny efekt ekonomiczny. Możliwy do
uzyskania efekt ekonomiczny (wyrażony np. wartością bieżącą projektu NPV) zależy jednak
od wielu czynników, które przedstawione zostaną w dalszej części pracy. Najkorzystniejsze
efekty są uzyskiwane, gdy układ jest dobrany optymalnie dla danych warunków technicznych
i ekonomicznych.

Zgodnie z obowiązującymi standardami miarą opłacalności inwestycji są dyskontowe

wskaźniki opłacalności. Głównym wskaźnikiem opłacalności jest wartość bieżąca netto NPV,
wewnętrzna stopa zwrotu kapitału inwestycyjnego IRR oraz zdyskontowany czas zwrotu
poniesionych nakładów DPB. Wrażają je wzory (1) do (3):

∑

=

+

=

N

t

t

r

0

*

t

)

1

(

CF

NPV

(1)

0

IRR)

1

(

CF

)

IRR

1

(

CF

0

1

t

0

t

=

−

+

=

+

∑

∑

=

=

J

t

t

t

t

*

*

N

N

(2)

0

)

1

(

CF

)

1

(

CF

0

1

0

=

−

+

=

+

∑

∑

=

=

J

r

r

t

t

t

t

t

t

DPB

DPB

*

*

(3)

gdzie: t - bieżący rok eksploatacji, N - całkowita liczba lat eksploatacji, CF

*

t

- przepływ

pieniężny dla analizy opłacalności obliczony na końcu roku t, r - stopa dyskonta, J

0

–

początkowy nakład inwestycyjny zdyskontowany na moment oddania inwestycji do
eksploatacji.

Jak wynika z przedstawionych wzorów, podstawowym elementem, mającym wpływ na

opłacalność projektu jest wartość rocznych przepływów pieniężnych. Jest ona różnicą
rocznych wpływów i wydatków pieniężnych, związanych z analizowanym projektem:

(4)

L

P

K

K

S

d

op

e

n

+

−

+

−

=

)

(

CF

*

gdzie: S

n

– wpływy pieniężne, K

e

– koszty eksploatacji (w tym paliwa), K

e

– pozostałe koszty

operacyjne, P

d

– podatek dochodowy, L – wartość likwidacyjna.

Inwestycja jest opłacalna, jeżeli jest spełniony warunek uzyskania dodatniego efektu

ekonomicznego, tzn. NPV>0. Oprócz tego inwestycja musi się cechować odpowiednio
krótkim czasem zwrotu nakładów i odpowiednio dużą wartością stopy zwrotu IRR. Aby to
uzyskać, konieczne jest zapewnienie wysokich wartości po stronie wpływów oraz możliwie
niskich po stronie kosztów.

W przypadku układów kogeneracyjnych do podstawowych czynników mających wpływ

na opłacalność inwestycji, a tym samym na wielkość NPV zaliczyć należy:

- wielkość nakładów inwestycyjnych (w tym nakładów jednostkowych),
- wysokość kosztu pozyskania kapitału inwestycyjnego (wielkość stopy dyskonta),
- ceny nośników energii (paliw, energii elektrycznej i ciepła),
- koszty korzystania ze środowiska (koszty emisji, koszty wody, składowania odpadów,

odprowadzania ścieków itp.),

- optymalna konfiguracja i tryb pracy układu kogeneracyjnego.
- stopień wykorzystania elektrycznej i cieplnej mocy nominalnej wyrażony stopniem

obciążenia układu oraz liczbą godzin pracy układu w ciągu roku,

- pozostałe koszty eksploatacyjne (w tym koszty płac).

3. Czynniki makroekonomiczne wpływające na efektywność projektów

Czynniki te w zależności od usytuowania układu mogą oddziaływać bądź pozytywnie

bądź negatywnie na wskaźniki opłacalności.

3.1. Wysokość kosztu pozyskania kapitału inwestycyjnego (wielkość stopy dyskonta)

Gazowe układy kogeneracyjne, które cechuje zazwyczaj wysoka sprawność wytwarzania

energii elektrycznej (i wysoka sprawność całkowita), wykazują więc wyższe wskaźniki
opłacalności w warunkach niezbyt wysokich stóp dyskonta.

W warunkach niskiej stopy dyskonta (charakterystycznej dla rozwiniętych i

ustabilizowanych gospodarek) rośnie opłacalność inwestowania w układy, które
charakteryzują się niższymi kosztami eksploatacji, co umożliwia rekompensatę wyższych
często nakładów inwestycyjnych, którymi cechują się urządzenia i układy energetyczne o
wysokim stopniu zaawansowania technologicznego i o wysokiej sprawności konwersji
energii. Potwierdzeniem tej tezy jest niezwykle dynamiczny rozwój gazowych technologii
energetycznych właśnie w krajach o najwyższym stopniu rozwoju ekonomicznego,
cechujących się małymi kosztami pozyskania kapitału wyrażonymi niskimi stopami kredytów
bankowych i stóp dyskonta.

3.2. Wielkość i struktura cen systemowych paliw gazowych

W układach energetycznych cena paliwa jest jednym z podstawowych czynników

decydujących o kosztach eksploatacji układu. Tym samym jest to podstawowy czynnik
kształtujący wskaźniki opłacalności układu.

Podstawowym paliwem gazowym stosowanym w energetyce jest gaz ziemny. W

większości krajów świata, ceny gazu ziemnego kształtują się na dość zbliżonym poziomie,
korzystnym z punktu widzenia inwestowania w gazowe układy energetyczne. W Polsce ciągle
jeszcze występuje szczególnie niekorzystna struktura cen systemowego gazu ziemnego dla
małych i dużych odbiorców. Ceny gazu dla dużych odbiorców przemysłowych są wyższe, a
ceny dla odbiorców indywidualnych zdecydowanie niższe niż np. w krajach Unii
Europejskiej. Przykładowo w Polsce stosunek ceny maksymalnej (taryfa W1) do ceny
minimalnej (taryfa W10) nie przekracza 1,6, podczas gdy w innych krajach przekracza nawet
wartość 4. Ponadto ceny gazu ziemnego dla odbiorców największych (np. dla energetyki) są
wyższe niż w pozostałych krajach.

3.3. Ceny energii elektrycznej i ich struktura taryfowa

Poza cenami paliwa podstawową wielkością decydującą o opłacalności budowy układu

kogeneracyjnego jest cena energii elektrycznej. Dotyczy to zarówno cen sprzedaży dla
odbiorców zewnętrznych, np. spółkom elektroenergetycznym, jak i cen zakupu energii
elektrycznej. Ta ostatnia ma decydujący wpływ wtedy, jeżeli dzięki własnej produkcji unika
się zakupu energii elektrycznej od dostawcy zewnętrznego.

Ceny zakupu energii elektrycznej od spółek dystrybucyjnych są, oczywiście, znacznie

wyższe od cen sprzedaży do tych spółek. Stąd znacznie korzystniejsze wskaźniki opłacalności
można uzyskać dla układów kogeneracyjnych zainstalowanych w obiektach, gdzie
wytwarzana we własnym zakresie energia elektryczna zastępuje energię kupowaną np. z sieci.
Dotyczy to, oczywiście, również bezpośredniej sprzedaży do odbiorcy, który dzięki temu
unika zakupu droższej energii z sieci.

W znacznie gorszej sytuacji znajdują się te elektrociepłownie, które sprzedają całą

wyprodukowaną energię elektryczną do spółek elektroenergetycznych. W tym bowiem
przypadku uzyskiwane ceny sprzedaży są już znacznie niższe (obecnie średnia krajowa na
poziomie 137 zł/MW), co przy stosowaniu jako paliwa systemowego gazu ziemnego może
wydatnie pogorszyć wskaźniki opłacalności.

Dla opłacalności projektu jest również istotne sezonowe oraz dobowe zróżnicowanie cen

zakupu energii elektrycznej przez odbiorców. Dotyczy to zwłaszcza godzin szczytów
energetycznych, gdzie różnice pomiędzy cenami w sezonie zimowym i letnim mogą się
różnić nawet kilkanaście razy, jak na przykład w Wielkiej Brytanii (rys. 6). Sytuacja taka jest
niezwykle korzystna zarówno dla instalacji układu kogeneracyjnego (wysoka średnia cena
energii elektrycznej), jak również dla optymalizacji pracy układu z uwagi na niezwykle
wysokie ceny zakupu energii elektrycznej w szczytach. Optymalizacja pracy układu może
dotyczyć w takich przypadkach zarówno trybu pracy układu (np. praca wyłącznie w
szczytach), jak również konfiguracji układu (np. budowa układu z zasobnikami ciepła) w celu
uzyskania jeszcze lepszych efektów podczas pracy wyłącznie w godzinach szczytów.

W Polsce zróżnicowanie cen zakupu energii elektrycznej pomiędzy godzinami szczytów i

dolin jest stosunkowo małe. Dla taryfy B23 stosunek pomiędzy skrajnymi cenami nie

przekracza wartości 3 (rys. 7). Pogarsza to, oczywiście, opłacalność instalacji gazowego
układu kogeneracyjnego, a także ogranicza możliwości optymalizacji doboru konfiguracji i
trybu pracy układu.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 1 8 19 20 21 22 23 24

go dzina d ob y

cena energii elektrycznej, EURO/kWh

lato

zim a

okres przejściow y

Rys. 6. Ceny energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii dla średniego odbiorcy (odpowiednik taryfy
B23, 2002 r., ceny z VAT)

0

0,1

0,2

0,3

0,4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

godzina doby

cena

ener

gii

elek

tr

yczn

ej

,

E

URO

/k

W

h

lato

zima

Rys. 7. Ceny energii elektrycznej w Polsce dla średniego odbiorcy (taryfa B23, 2002 r., ceny z VAT)

3.4. Ceny sprzedaży ciepła

Ceny sprzedaży ciepła są, podobnie jak cena paliwa i cena energii elektrycznej, istotnym

elementem kształtującym wskaźniki opłacalności układu kogeneracyjnego. Ceny ciepła są już
jednak w pewnej mierze cenami ustalanymi przez rynek. Są one w zasadzie dość sztywne w
lokalnym układzie terytorialnym.

Inna sytuacja występuje w przypadku zastosowań przemysłowych, gdzie instalacja

układu kogeneracyjnego może przyczynić się do znacznego nawet obniżenia kosztów
wytwarzania ciepła w stosunku do wykorzystywanego wcześniej źródła ciepła grzewczego
lub technologicznego.

3.5. Koszty opłat za korzystanie ze środowiska

Koszty korzystania ze środowiska powinny być istotnym czynnikiem wpływającym na

wskaźniki opłacalności układów energetycznych. Ma to szczególne znaczenie w przypadku

gazowych układów kogeneracyjnych. W krajach rozwiniętych gospodarczo stawki opłat za
korzystanie ze środowiska są na tyle wysokie, że mogą stanowić istotną pozycję w kosztach
eksploatacji układu. Stawia to w korzystnej sytuacji układy spalające paliwa ekologiczne, a
więc na przykład układy gazowe.

W Polsce stawki opłat za korzystanie ze środowiska (a w szczególności za emisję

substancji szkodliwych do atmosfery) są bardzo niskie. W efekcie koszty opłat za korzystanie
ze środowiska nie mają praktycznie żadnego wpływu na poprawę wskaźników opłacalności
układów gazowych w stosunku do układów na paliwa stałe.

4. Czynniki mikroekonomiczne wpływające na efektywność projektów

Czynniki mikroekonomiczne w większości oddziaływają wyłącznie pozytywnie na

wskaźniki opłacalności układów gazowych.

4.1. Jednostkowe nakłady inwestycyjne

Przez jednostkowe nakłady inwestycyjne rozumiemy koszt związany z zainstalowaniem 1

kW mocy, zwykle elektrycznej. Nakłady inwestycyjne jednostkowe na gazowe układy
energetyczne z silnikami i turbinami gazowymi, są stosunkowo niskie w zakresie średnich i
dużych mocy. Porównanie to wypada szczególnie korzystnie na tle układów zasilanych
paliwami stałymi.

Mając jednak na uwadze układy małych mocy, stosowane w energetyce rozproszonej,

należy stwierdzić, że tu w zasadzie alternatywne technologie wytwarzania energii
elektrycznej, wykorzystujące paliwa stałe nie występują. Alternatywą dla budowy układu
energetycznego jest tu zwykle dostawa nośników energii z systemu energetycznego. Mówiąc
w tym przypadku o niskim nakładzie inwestycyjnym mamy zwykle na myśli taką wartość,
która w określonym otoczeniu makroekonomicznym zapewni akceptowalny czasu jego
zwrotu. W przypadku układów gazowych, warunek ten nie zawsze jest spełniony, w związku
z czym należy stwierdzić, że nakłady inwestycyjne w zakresie małych mocy są wysokie (w
stosunku do efektów ekonomicznych uzyskiwanych w czasie eksploatacji obiektu).

4.2. Niskie koszty płac z uwagi na małą liczebność obsługi

Siłownie i elektrociepłownie gazowe cechują się bardzo niskim stosunkiem liczby

pracowników przypadających na jednostkę zainstalowanej mocy elektrycznej i cieplnej. W
przypadku układów kogeneracyjnych z silnikami tłokowymi możliwa jest nawet
bezobsługowa praca układu z zastosowaniem systemu zdalnego monitoringu i sterowania.
Mały udział pracy ludzkiej umożliwia bardzo wydatne zmniejszenie kosztów płac, tzn.
kosztów eksploatacji układu.

5. Zagadnienia techniczne związane z gospodarką skojarzoną w układach
rozproszonych

Podstawowy wpływ na efektywność ekonomiczną projektów inwestycyjnych w obszarze

energetyki rozproszonej mają aspekty techniczne związane z poszczególnymi technologiami
wytwórczymi. Rzutują one na zarówno na wynik rocznego bilansu energii układu, który ma
bezpośrednie przełożenie na roczny wynik finansowy, jak na ogólny klimat ekonomiczny,
ekologiczny, prawny i społeczny otoczenia projektu, sprzyjający bądź nie rozwojowi danej
technologii.

Wielkościami, które w sposób bezpośredni rzutują na efekt ekonomiczny projektu są

strumienie poszczególnych użytecznych nośników energii występujące na osłonie bilansowej
obiektu. Przez przypisanie tym strumieniom wartości pieniężnej (za pomocą cen) możemy
wyznaczyć roczny przepływ pieniężny. Ogólny schemat bilansowy lokalnej elektrociepłowni
przedstawiono na rys. 8.

O wielkościach poszczególnych strumieni energii decyduje wiele czynników.

Najważniejsze z nich zostaną przedstawione w dalszej części pracy.

Rys. 8. Bilans energii lokalnej elektrociepłowni (E

el_1

– roczna ilość energii elektrycznej sprzedana do

sieci zewnętrznej, E

el_2

– roczna ilość energii elektrycznej dla odbiorców lokalnych, E

el_3

– roczna

ilość energii elektrycznej na potrzeby własne układu, Q

1

, Q

2

– roczna ilość ciepła dla odbiorców

lokalnych odpowiednio w nośniku 1 i 2, Q

3

– ciepło na potrzeby własne układu, Q

str

– roczna wartość

strat ciepła do otoczenia wynikająca m.in. z braku zapotrzebowania na ciepło u odbiorców)

5.1. Rodzaj zastosowanej technologii

Podstawowe urządzenia jakie obecnie znajdują zastosowanie w układach gazowych

energetyki rozproszonej to:

- silnik gazowy tłokowy,
- turbina gazowa,
- mikroturbina gazowa,
- ogniwo paliwowe,
- silnik Stirlinga.
W konstrukcjach urządzeń spotyka się różne rozwiązania, od najprostszych po bardzo

wyrafinowane (jak na przykład turbina gazowa z chłodzeniem międzystopniowym, komorą
dopalania i wymiennikiem regeneracyjnym). Ponadto możliwe jest tworzenie układów
kombinowanych i hybrydowych, w których zastosowanie znajdują co najmniej dwa różne
typy z prezentowanych typów urządzeń (jak na przykład turbina gazowa i turbina parowa,
mikroturbina i ogniwo paliwowe).

Dodatkowo, w zależności od lokalnych potrzeb energetycznych odbiorców, w układach

tych instalowane są:

- kotły odzyskowe wodne i parowe,
- kotły gazowe wodne i parowe,
- wymienniki ciepła ciecz-ciecz,
- zasobniki ciepła,
- chłodziarki absorpcyjne lub sprężarkowe,
- chłodnice wentylatorowe.

Przykładowe konfiguracje układów kombinowanego, hybrydowego i złożonego małej

elektrociepłowni przedstawiono na rys. 9, 10 oraz 11.

KO

M

IN

90 C

O

50

O

C

TP

ciepło

kondensacji

pary

OC

~500

O

C

CHO

mieszanka

CHPW

KO

PD

TS

silnik

P

P

P

ODG

Rys. 9. Elektrociepłownia gazowo-parowa zbudowana na bazie tłokowego silnika spalinowego
(ważniejsze elementy układu: W walczak, WC1 wymiennik chłodzenia mieszanki doładowanej,
WC2 wymiennik chłodzenia oleju smarnego, WC3 wymiennik chłodzenia płaszcza wodnego silnika,
WC4 wymiennik ciepłowniczy parowy, TP – turbina parowa, G – generator, TS – turbosprężarka, KD
– komora dopalania, ODG – odgazowywacz, OC – odbiór ciepła grzewczego)

S

T

KS

powietrze

S

T

katoda

anoda

CH

4

e

-

SOFC

G

WR

CHM

148

O

C

649

O

C

860

O

C

~0.3 MPa

katoda

anoda

SOFC

KS

CH

4

Rys. 10. Układ hybrydowy z dwoma ciśnieniowymi ogniwami typu SOFC, każde pracujące przy
innym ciśnieniu roboczym (S – sprężarka, T – ekspander, WR – wymiennik regeneracyjny, KS –
komora spalania)

Każde z urządzeń posiada własną charakterystykę energetyczną, która wpływa na osiągi
urządzenia, bilans energii układu, całkowite zużycie paliwa i wreszcie na końcowy efekt
ekonomiczny.

Rys. 11. Złożony układ kogeneracyjny z silnikiem tłokowym (CHP 1, CHP 2 – kolejne moduły
kogeneracyjne z silnikami tłokowymi, KG 1 – kocioł gazowy rezerwowo-szczytowy równoległy, KG
2 – kocioł gazowy rezerwowo-szczytowy szeregowy, Z – zasobnik gorącej wody, CHW – chłodnica
wentylatorowa, W – wymiennik ciepła ciecz-ciecz, WG-C – wymiennik ciepła gaz-ciecz)

5.2. Wysokie sprawności wykorzystania energii chemicznej paliwa

Zwykle mówiąc o efektywności energetycznej danego układu kogeneracyjnego,

operujemy następującymi wskaźnikami
- sprawność wytwarzania energii elektrycznej

d

el

ch

el

CHP

el

W

P

N

E

N

&

&

=

=

_

η

(5)

- wskaźnik skojarzenia

Q

N

el

&

=

σ

(6)

- wskaźnik wykorzystania energii chemicznej paliwa

d

el

ch

el

W

P

Q

N

E

Q

N

&

&

&

&

+

=

+

=

EUF

(7)

gdzie: N

el

– moc elektryczna, Q – moc cieplna, P – strumień paliwa, W

d

– wartość opałowa

paliwa.

Gazowe układy kogeneracyjne cechują się stosunkowo wysoką (i coraz wyższą)

sprawnością procesu konwersji energii. Dotyczy to zarówno sprawności wytwarzania energii
elektrycznej, jak i całkowitej sprawności układu EUF. Nawet dla jednostek o stosunkowo
małych mocach (poniżej 1 MW), osiągane są sprawności wytwarzania energii elektrycznej
dochodzące do ponad 30% w przypadku turbin gazowych i około 40% w przypadku
gazowych silników tłokowych. W parowych siłowniach węglowych wartości takie są
osiągane dopiero dla bloków energetycznych o dużych mocach.

Należy też pamiętać, że w przypadku układów gazowych (w szczególności z turbinami

gazowymi) można oczekiwać znaczącego wzrostu sprawności energetycznych z uwagi na
stosowanie nowych rozwiązań technologicznych i konstrukcyjnych (regeneracja ciepła,

wtrysk pary i wody, systemy chłodzenia wyparnego itd.). Technologie te są dopiero teraz
intensywnie rozwijane i wdrażane, z uwagi na gwałtowny wzrost popytu na energetyczne
układy z silnikami spalinowymi i turbinami gazowymi o wysokiej sprawności. Wysokie
sprawności konwersji energii w układach gazowych przekładają się na zmniejszone zużycie
paliwa i tym samym na zmniejszenie kosztów eksploatacji układów o tych samych mocach
elektrycznych, co układy na paliwa stałe. Wskaźniki charakteryzujące podstawowe
technologie energetyki gazowej przedstawiono w tabeli 1.

Tabela 1

Charakterystyka techniczna typowych małych gazowych układów kogeneracyjnych

Typ

urządzenia

Paliwo

Zakres

mocy, MW

η

el_CHP

 ,

%

EUF,

%

Wskaźnik

skojarzenia

σ

Nośnik ciepła

Turbina
gazowa,
układ prosty

Olej, gaz
ziemny i
inne gazowe

> 0,35

15 – 40

65 – 85

0,4 - 0,8

(0,2 z

dopalaniem)

Para lub gorąca
woda

Silnik
tłokowy
gazowy

Gaz ziemny
i inne
gazowe

0,005 – 6,5

25 – 40

70 – 90

0,5 - 1,0

Para lub gorąca
woda

Mikroturbina Gaz ziemny 0,025 – 0,45

25 –30

75 – 85

0,5 – 0,65

Gorąca woda
(do 90

O

C)

Ogniwo
paliwowe

Wodór, gaz
ziemny,
propan

0,02 – 2

40 – 60

80 –90

1 – 2

Gorąca woda

Silnik
Stirlinga

Gaz ziemny,
olej, paliwa
stałe

0,003 - 1,5

35 – 50

60 – 80

1,2 – 1,7

Gorąca woda

5.3. Zmienność zapotrzebowania na nośniki energii u odbiorców finalnych

Planując budowę lokalnej elektrociepłowni należy mieć świadomość, że obciążenie

cieplne i elektryczne zmieniają się w czasie. W celu właściwego doboru rodzaju urządzeń,
wielkości układu kogeneracyjnego oraz charakteru jego pracy konieczna jest znajomość
przebiegu zapotrzebowania na ciepło oraz energię elektryczną i to zarówno w cyklu
długoterminowym (np. rocznym), jak i w cyklu dobowym. Te ostatnie przebiegi mają
kluczowe znaczenie w aspekcie optymalizacji pracy układu w celu osiągnięcia maksymalnych
efektów ekonomicznych. Stąd podstawowym narzędziem analizy technicznej i ekonomicznej
układów kogeneracyjnych są wykresy rzeczywiste i uporządkowane zapotrzebowania na
ciepło i energię elektryczną.

5.4. Tryb pracy układu kogeneracyjnego

U odbiorców lokalnych, zasilanych z układu skojarzonego, zapotrzebowanie na ciepło,

energię elektryczną i ewentualnie zimno występuje równocześnie. Zatem jednym z podstawo-

wych wstępnych kryteriów doboru konfiguracji układu i warunków jego pracy jest określenie
priorytetów pracy układu ze względu na wytwarzanie energii elektrycznej lub ciepła.

W praktyce wyróżnia się następujące podstawowe tryby pracy układu CHP [3]:

1) Praca zorientowana na pokrycie zapotrzebowania na ciepło. Układ pracuje według

krzywej zapotrzebowania na ciepło. Kocioł szczytowy pokrywa jedynie niedobory ciepła.
W zależności od chwilowych stanów pracy modułu energia elektryczna jest z sieci
kupowana lub sprzedawana do sieci. Charakterystyczne jest to, że nie występuje
rozpraszanie ciepła do otoczenia, gdyż moc cieplna układu jest zawsze mniejsza lub
równa zapotrzebowaniu. Gdy nie ma możliwości sprzedaży nadwyżek energii
elektrycznej do sieci, to w chwilach gdy wytwarzana moc elektryczna jest większa niż
zapotrzebowanie, układ musi przejść w tryb odpowiadający potrzebom elektrycznym.

2) Praca zorientowana na pokrycie zapotrzebowania na energię elektryczną. Układ pracuje

według krzywej zapotrzebowania na energię elektryczną, a ewentualne niedobory mocy
elektrycznej są kupowane z sieci. Niedobory ciepła są zaspokajane przez kotły, a w
przypadku występowania nadwyżek ciepła jest ono rozpraszane do otoczenia w
chłodnicach wentylatorowych (ciepło chłodzenia silnika) lub w postaci gorących spalin z
silnika lub turbiny gazowej. Przy braku ograniczeń w sprzedaży nadwyżek energii
elektrycznej do sieci możliwa jest praca modułu z nominalną mocą elektryczną.

3) Praca modułu pełną mocą elektryczną. Moduł kogeneracyjny pracuje pod obciążeniem

znamionowym bez względu na chwilowe zapotrzebowanie ciepła i energii elektrycznej w
obiekcie, nadwyżki energii elektrycznej kierowane są do sieci, nadwyżki ciepła
rozpraszane są w otoczeniu.

4) Praca modułu bez skojarzenia. Moduł wytwarza jedynie energię elektryczną, a ciepło jest

rozpraszane do otoczenia.

5) Układ nie pracuje. Zapotrzebowanie na ciepło jest pokrywane przez kotły, a energia

elektryczna jest kupowana z sieci.

6) Praca w trybie ekonomicznym. Praca w tym trybie jest zorientowana na maksymalizację

chwilowego efektu ekonomicznego. Jest kombinacją trybów od 1) do 5). Nie zawsze
maksymalizacja efektu ekonomicznego rzutuje na sposób pracy urządzeń. Doświadczenie
pokazuje, że tryb ten jest stosowany stosunkowo rzadko, gdyż wymaga on specjalnych
układów sterujących a automatyki nadrzędnej.

5.5. Możliwość optymalnego dostosowania układu do potrzeb odbiorcy

Cechy konstrukcyjne i eksploatacyjne gazowych układów kogeneracyjnych, a także

szeroka oferta rynkowa w zakresie mocy i parametrów urządzeń umożliwia bardzo
precyzyjnie dopasować moc i konfigurację układu do zadanego, indywidualnego
zapotrzebowania na nośniki energii. Ponadto silniki tłokowe i turbiny gazowe odznaczają się
bardzo krótkimi czasami rozruchu i odstawienia od pracy, co zezwala na elastyczne
dopasowanie się do dużych zmian obciążenia. W rezultacie przeprowadzenie optymalizacji
konfiguracji oraz trybu pracy układu ze względu na maksymalizację zysku może przynieść
znaczące efekty ekonomiczne. Przykład optymalnego doboru moce elektrycznej modułu z
silnikiem spalinowym przedstawiono na rys. 12.

-300000

-200000

-100000

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

Moc elektryczna modułu CHP, kW

Różnica w NPV w st

osunku do gospodarki

rozdzielonej, PLN

Tryb: ET
Tryb: HT
Tryb: FL

Rys. 12. Wyniki wstępnej analizy opłacalności projektu w różnych wariantach mocy modułu z
silnikiem gazowym [2]

5.6. Niezawodność i dyspozycyjność urządzeń

Gazowe układy skojarzone są zazwyczaj tak dobierane, aby mogły pracować przez jak

największą liczbę godzin w roku. Poza planowanymi wyłączeniami (przeglądy serwisowe,
remonty planowe), czas pracy układu uzależniony jest od niezawodności układu.
Bezpośrednią konsekwencją nieprzewidzianych wyłączeń układu jest wzrost kosztów
zasilania obiektu w energię, co pogarsza wskaźniki ekonomiczne.

Gotowość układu do pracy, czyli tzw. dyspozycyjność D definiuje się następująco:

0

0

)

(

τ

τ

τ

τ

NP

P

D

+

−

=

(8)

gdzie:

τ

0

– możliwy roczny czas pracy układu (wynika z przebiegu zapotrzebowania na

produkowane nośniki energii w obiekcie);

τ

P

,

τ

NP

– roczny czas planowanych i nieprze-

widzianych wyłączeń.

Gwarantowana przez dostawców urządzeń dyspozycyjność układów CHP mieści się w

zakresie 90-95%. Uwzględnia ona zarówno wyłączenia planowe, jak i nieprzewidziane
(awarie). Typowe (statystyczne) wartości dyspozycyjności małych układów skojarzonych
przedstawiono w tabeli 2.

Tabela 2

Dyspozycyjność małych gazowych układów CHP [8][9]

Urządzenie

Tłokowe silniki spalinowe

Turbiny gazowe

Zakres mocy

< 60 kW

80 – 800 >800 0,5 – 5 5 – 25

>25

Dyspozycyjność D

0,958

0,945

0,912

0,927

0,900 0,933

kW

kW

MW

MW

MW

Roczny możliwy czas pracy układu

τ

0

jest mniejszy niż roczny czas występowania

zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną. Oszacowanie całkowitego rocznego czasu
postojów urządzeń jest trudne ze względu na nieprzewidziane wyłączenia. W obliczeniach
możliwe jest natomiast uwzględnienie czasu wyłączeń planowanych. Związane są one
głównie z wymaganiami serwisowymi urządzeń i zwykle określone są w specyfikacji
technicznej producenta. Z punktu widzenia kosztów najkorzystniej jest, gdy okresy
planowanych wyłączeń następują w chwili najmniejszego zapotrzebowania na ciepło oraz
przy najniższej cenie energii elektrycznej (zazwyczaj latem). Najczęstsze przyczyny
nieprzewidzianych wyłączeń układów z turbinami gazowymi i tłokowymi silnikami
spalinowymi pokazano na rys. 15.

N ajczęstsze p rzyczyn y aw arii (6 1 8 p rzyp ad kó w )

G e n era to r

3 %

S yste m

e le ktryczny

5 %

U kła d ste ro w a n ia

24 %

U kła d zap ło n ow y

10 %

O bsłu g a

u rząd ze nia

1 0 %

In ne

8 %

U kład ciep ln y

5%

W ym ien n iki ciep ła

6 %

U kład

sm aro w an ia

9 %

U kład

chłod zen ia

siln ika

9 %

S ilnik

9 %

U kład

w yp ro w a d zen ia

sp alin

2 %

Rys. 15. Główne przyczyny przerw w pracy małych układów skojarzonych [8]

Silniki tłokowe wymagają stosunkowo częstej obsługi serwisowej. Wymagane są tu

dzienne inspekcje wizualne w celu stwierdzenia ewentualnych nieprawidłowości w pracy
urządzenia. Najmniej ważne czynności obsługowe wykonywane są średnio co 250 godzin
pracy. W przedziale czasu 2500

÷ 5000 godzin pracy (w zależności od warunków) silniki

wymagają remontów pośrednich. Remont główny, w przypadku silników zasilanych gazem
odbywa się średnio po 35000

÷ 50000 godzinach pracy. W przypadku zastosowania innego

paliwa niż gazowe okres ten może być krótszy i zazwyczaj ustalany jest przez producenta
silnika

W przypadku turbin gazowych zakres czynności remontowych jest znacznie mniejszy niż

dla silników tłokowych, występują tu jednak dłuższe czasy wymagane na ich wykonanie.

5.7. Wymagania serwisowe urządzeń oraz koszty serwisu

Koszt materiałów i surowców nieenergetycznych oraz koszty obsługi, napraw i remontów

urządzeń są podstawowymi składnikami kosztów eksploatacji. Najczęściej jednostkowe
koszty utrzymania i serwisu k

O&M

obliczone odnosi się do 1 kWh wytworzonej energii

elektrycznej. W pracy [7] koszty k

O&M

dla turbin gazowych dużej mocy określono na

poziomie 0,003 USD/kWh, przy czym rosną one wraz z obniżaniem mocy nominalnej turbiny
do poziomu 0,005 USD/kWh dla turbozespołów o mocy elektrycznej nominalnej rzędu 1
MW. Dla stacjonarnych silników tłokowych podano zakres kosztów k

O&M

od 0,0075 do 0,02

USD/kWh. W pracy [6] podano następujące przedziały zmienności kosztów k

O&M

:

- 0,007 do 0,015 USD/kWh dla silników gazowych o mocy 0,05 do 5 MW (dyspozycyjność

układów 92 – 97%),

- 0,002 do 0,008 USD/kWh dla turbin gazowych o mocy 3 do 200 MW (dyspozycyjność

układów 90 – 98%),

- 0,002 do 0,01 USD/kWh dla mikroturbin o mocy 0,025 do 0,25 MW (dyspozycyjność

układów 90 – 98%).

Podane koszty utrzymania i serwisu obejmują również koszty remontów kapitalnych i

bieżących urządzeń. Koszty remontów stanowią pozycje jednorazowe występujące w
chwilach wykonywania czynności remontowych w kolejnych latach eksploatacji.
Wykonywane są w określonych przedziałach czasu zgodnie z wytycznymi producenta. Stąd
przedstawione koszty jednostkowe k

O&M

należy traktować jako wartości średnie dla całego

okresu eksploatacji. Są one zależne od rocznego czasu pracy układu.

5.8. Stopień wykorzystania mocy zainstalowanej

Tak jak w przypadku każdego układu energetycznego, wskaźniki opłacalności układów

kogeneracyjnych silnie zależą od stopnia wykorzystania mocy nominalnej wyrażonego liczbą
godzin pracy układu w ciągu roku. Stopień wykorzystania mocy zainstalowanej jest silnie
zależny od zmienności zapotrzebowania na energię u odbiorców oraz od przyjętego trybu
pracy układu.

Również należy tu mieć na uwadze, że zwiększenie rocznego czasu pracy układu z mocą

nominalną zmniejsza wartość jednostkowych kosztów stałych. Poprawia się również stosunek
kosztów stałych do kosztów zmiennych eksploatacji układu, co w efekcie końcowym
przyczynia się do poprawy wskaźników opłacalności.

5.9. Niska uciążliwość dla środowiska dzięki stosowaniu paliw gazowych i wysokiej
sprawności całkowitej konwersji energii chemicznej paliwa

Dzięki stosowaniu paliw gazowych możliwe jest ograniczenie emisji wszelkich substancji

szkodliwych do niezwykle niskiego poziomu, który nie jest osiągalny dla paliw stałych nawet
przy zastosowaniu najbardziej efektywnych (i bardzo kosztownych) technologii spalania
paliw i oczyszczania spalin. Ponadto w układach gazowych emisja pyłów i sadzy a także
emisja tlenków siarki i tlenku węgla jest w zasadzie śladowa. Z uwagi na skład paliwa
mniejsza jest emisja dwutlenku węgla. Zmniejszeniu emisji sprzyja dodatkowo stosunkowo
wysoka sprawność energetyczna układów gazowych.

W przeciwieństwie do układów na paliwa stałe nie występuje też problem składowania i

utylizacji odpadów po procesie spalania (żużel, popiół) a także problem odprowadzania
ścieków związanych z pracą kotłów parowych (odmuliny, odsoliny).

Niskie wskaźniki emisji i mała skala oddziaływania na środowisko umożliwia

zmniejszenie opłat za korzystanie ze środowiska i obniżenie kosztów eksploatacji układu
gazowego, a także ma wpływ na akceptację społeczną technologii wytwórczych.

5.10. Małe rozmiary układów gazowych (niskie koszty zakupu terenu),

Gazowe układy energetyczne cechują się bardzo małymi wskaźnikami zajmowanego

terenu w odniesieniu do zainstalowanej mocy. Jest to szczególnie wyraźne, jeżeli dokona się
porównania z układami parowymi opalanymi węglem kamiennym lub brunatnym, gdzie
oprócz zdecydowanie większych rozmiarów samych urządzeń (zwłaszcza kotłów parowych)
dochodzi duża powierzchnia terenu związana ze składowaniem i układami przygotowania

paliwa. Stosunkowo niewielkie rozmiary terenu zajmowane przez układy gazowe pozwalają
wyraźnie ograniczyć wydatki inwestycyjne związane z zakupem lub dzierżawą terenu pod
budowę układu. Ma to tym większe znaczenie, że umożliwia budowę układu blisko
odbiorców końcowych (a więc często w terenach zurbanizowanych, gdzie ceny gruntów są z
reguły dość wysokie). Usytuowanie układu blisko odbiorców umożliwia znaczne skrócenie
sieci ciepłowniczych, a także zmniejszenie strat ciepła podczas przesyłania. W rezultacie
możliwe jest zmniejszenie nie tylko nakładów inwestycyjnych, ale również kosztów
eksploatacji.

5.11. Krótki czas realizacji inwestycji

Jedną z ważniejszych cech charakterystycznych gazowych układów kogeneracyjnych jest

krótki czas realizacji inwestycji. Jak pokazuje praktyka, zazwyczaj jest on krótszy od roku.
Nie pozostaje to bez znaczenia dla opłacalności projektu, jako że pozwala zminimalizować
koszty związane z zarządzaniem inwestycją, koszty obsługi kapitału i wiele innych.

Ważne jest również, że ze względu na sposób wykonania poszczególnych elementów

instalacji, sam proces budowy obiektu zamyka się w kilku miesiącach (nawet 2 do 3 miesięcy
w przypadku najmniejszych układów). W razie konieczności możliwy jest także stosunkowo
prosty i szybki demontaż instalacji oraz przeniesienie jej w miejsce innej lokalizacji.

5.12. Możliwość wykorzystania paliw nietypowych i pozasystemowych.

Wraz z rozwojem technologii energetycznych rośnie zainteresowanie wykorzystaniem

paliw nietypowych i odpadowych. Dużą rolę odgrywają tu paliwa gazowe: biogazy (gaz
fermentacyjny, wysypiskowy, ze zgazowania biomasy), gazy z odmetanowania kopalń, gazy
technologiczne itd. Cechą charakterystyczną wymienionych paliw jest ich niezbyt duża
podaż, a często także nierównomierność dostaw. Ograniczona produkcja gazu praktycznie
uniemożliwia wykorzystanie go w dużych układach energetycznych – zarówno już
istniejących, jak i ewentualnie nowych. Szansą na energetyczne wykorzystanie paliwa stają
się małe układy gazowe, których moc można indywidualnie dopasować do podaży gazu. Co
więcej, gazowe układy kogeneracyjne (a także małe siłownie gazowe) wykazują w takich
przypadkach bardzo korzystne wskaźniki opłacalności z uwagi na stosunkowo niskie ceny
nietypowych paliw w stosunku np. do gazu ziemnego systemowego. Paliwa te bowiem
zazwyczaj są traktowane jako produkty uboczne procesów lub jako produkty odpadowe.

Obecnie jako paliwa w gazowych układach kogeneracyjnych są najczęściej stosowane:

- gaz ziemny naazotowany,
- gazy płynne LPG i LNG,
- gazy fermentacyjne z biogazowni rolniczych i komunalnych,
- gaz wysypiskowy,
- gaz z odmetanowania kopalń,
- gazy z procesów zgazowania paliw stałych, biomasy i odpadów,
- gazy syntezowe produkowane w nadwyżce w zakładach chemicznych,
- gazy odpadowe z procesów technologicznych (koksowniczy, konwertorowy, wielkopiecowy
i inne).

6. Podsumowanie

Efekt ekonomiczny zależy zarówno od parametrów technicznych i konfiguracji układu jak

i otoczenia ekonomicznego inwestycji: jednostkowych nakładów inwestycyjnych, cen
nośników energii, sposobu finansowania inwestycji, stopy dyskonta itd. Podstawowym

warunkiem opłacalności gazowych układów skojarzonych jest odpowiednia struktura cen
energii elektrycznej i paliwa gazowego (gazu ziemnego). W większości rozwiniętych krajów
świata inwestowanie w gazowe układy kogeneracyjne jest opłacalne (lub nawet bardzo
opłacalne)

Na podstawie przeprowadzonych licznych analiz można obecnie gazowe układy

kogeneracyjne zaszeregować w kraju do kilku grup, o potencjalnie możliwych do uzyskania
poziomach opłacalności. Miejsce zaszeregowania do danej grupy wynika w zasadzie z
następujących podstawowych uwarunkowań:
- cena paliwa gazowego (droższy gaz ziemny systemowy lub tańsze nietypowe paliwa, jak

biogazy, gaz z odmetanowania kopalń itp.),

- cena sprzedaży energii elektrycznej (wysoka w przypadku uniknięcia zakupu lub niższa w

przypadku sprzedaży do sieci),

- stopień wykorzystania mocy cieplnej (w zależności od dopasowania mocy układu do

krzywych zapotrzebowania).

W tym aspekcie można określić następujące grupy układów kogeneracyjnych:

Układy kogeneracyjne o bardzo wysokich wskaźnikach opłacalności:

- elektrociepłownie zasilane nietypowymi paliwami gazowymi, charakteryzującymi się

niskim kosztem pozyskania (gaz z odmetanowania kopalń, biogaz z komór
fermentacyjnych, gaz wysypiskowy). Paliwo gazowe jest w takich przypadkach tanie, a
ponadto często występują korzystne ceny energii elektrycznej wynikające z uniknięcia
zakupów z sieci.

Układy kogeneracyjne o wysokich lub średnich wskaźnikach opłacalności:

- elektrociepłownie przemysłowe zasilane gazem systemowym.. Możliwe są tu bowiem do

osiągnięcia duże korzyści finansowe z tytułu uniknięcia zakupu drogiej energii
elektrycznej z sieci, pomimo wysokiej ceny systemowego gazu ziemnego. Również
zwykle wysoki jest tu stopień wykorzystania mocy znamionowej zarówno elektrycznej
jak i cieplnej,

- zawodowe komunalne elektrociepłownie zasilane gazem ziemnym pozasystemowym, np.

gazem zaazotowanym z lokalnych źródeł. Pomimo stosunkowo niskiej ceny sprzedaży
energii elektrycznej, występuje odpowiednio niższa cena gazu ziemnego w stosunku do
ceny gazu systemowego. Atrakcyjność projektów poprawia wykorzystanie ciepła,

- elektrociepłownie przemysłowe lub komunalne o bardzo dużym stopniu wykorzystania

mocy cieplnej, np. dzięki pracy z pełną mocą cieplną przez cały rok. Niezbyt wysokie
ceny sprzedaży energii elektrycznej i stosunkowo wysokie ceny zakupu gazu ziemnego
systemowego są tu rekompensowane przez podwyższone dochody ze sprzedaży ciepła.

Układy kogeneracyjne o niskich wskaźnikach opłacalności:

- zawodowe komunalne elektrociepłownie zasilane gazem ziemnym systemowym.

Występują tu w zasadzie wyłącznie niesprzyjające uwarunkowania ekonomiczne: niezbyt
wysokie ceny sprzedaży energii elektrycznej, stosunkowo wysokie ceny zakupu gazu
ziemnego systemowego a ponadto niezbyt wysoki stopień wykorzystania mocy cieplnej z
uwagi na dużą sezonowa zmienność zapotrzebowania na ciepło.

Poziom opłacalności wyrażony ilościowo zależy oczywiście w każdym przypadku od

konkretnych i indywidualnych relacji pomiędzy podstawowymi elementami wpływającymi na
efektywność ekonomiczną układu.

Niezależnie od aktualnej sytuacji, wiele wskazuje na to, że w przeciągu niezbyt długiego

okresu czasu zaistnieją znacznie korzystniejsze warunki ekonomiczne do inwestowania we
wszelkiego rodzaju gazowe układy energetyczne. Wynika to z niepodważalnych
technicznych i ekologicznych zalet energetyki gazowej.

Biorąc pod uwagę doświadczenie ostatnich 8 lat, można stwierdzić, że największa liczba

wdrożonych projektów jest o mocy elektrycznej mniejszej niż 200 kW. Są to instalacje dla
klientów indywidualnych podłączonych do sieci niskiego napięcia. Najważniejszymi
czynnikami są tu stosunkowo małe zapotrzebowanie własne mocy elektrycznej, unikanie
sprzedaży lub nadwyżki elektryczności spowodowane problemami z wzajemnym
połączeniem i niskie ceny oferowane przez elektrownie oraz stosunkowo niskie koszty
inwestycyjne. Z drugiej strony rynek układów powyżej 1 MW mocy elektrycznej wydaje się
być także atrakcyjny. W tym zakresie mocy realizowane są projekty przemysłowe i
komunalne.

Na rynku zostały już ustalone mechanizmy prawne, organizacyjne i finansowe. Te

mechanizmy mogą pomóc zrealizować udane projekty. Niewątpliwie ważnym czynnikiem
jest przystąpienie Polski do Unii Europejskiej. Spodziewane jest, że w nadchodzącym okresie
1 do 5 lat ten proces przyniesie wiele zmian na rynku energii w kraju. Najważniejszym jest
zakończenie zmian strukturalnych i procesu tworzenia wolnego rynku. Dostępność środków
europejskich jest postrzegana jako czynnik, który może pomóc zrestrukturyzować
infrastrukturę polskiego systemu energetycznego. Trendowi temu powinno sprzyjać przyjęcie
11.02.204 roku przez Parlament Europejski tzw. Dyrektywy CHP (kogeneracyjnej) –
dyrektywa 2004/8/EC. W nowym systemie jednostki kogeneracyjne małej mocy mogą
odgrywać ważną rolę na poziomie regionalnym.

Szersze użycie układów kogeneracyjnych bazujących na paliwach gazowych przyniesie

wiele korzyści dla kraju. Po pierwsze jest to najbardziej efektywne narzędzie w zakresie
obniżenia zarówno emisji jak i zużycia energii pierwotnej. Po drugie, nowe jednostki tworzą
miejsca pracy, co jest bardzo ważnym czynnikiem dla lokalnej ekonomii na poziomie
poszczególnych krajów. Technologia ta prowadzi również do zróżnicowania zużycia paliw,
co jest obecnie jednym z priorytetów polityki energetycznej w Polsce. Co jest również ważne
w sektorze gazów specjalnych to, że układy kogeneracyjne małej mocy dają nowe możliwości
rozwoju obszarów wiejskich i rolniczych.

Przeszkody, które muszą zostać pokonane, aby wzbudzić wzrost liczby instalowanych

jednostek kogeneracyjnych, są charakteru edukacyjnego, promocyjnego, strukturalnego,
politycznego, finansowego i technicznego. Najważniejsze z nich zostały podkreślone i
przedyskutowane w tym raporcie. Pewne przeszkody zostaną pokonane podczas procesu
tworzenia się wolnego rynku. Inne wymagają jednak szczególnego wysiłku państwa i innych
zainteresowanych stron.
Literatura
[1] Kalina J.: Wpływ cen energii elektrycznej i gazu ziemnego na optymalny dobór źródła

ciepła i energii elektrycznej dla obiektu. Ciepłownictwo, Ogrzewnictwo, Wentylacja. Nr
6 (411)/2004. str. 2 - 6

[2] Kalina J., Skorek J., Latko A.: Projekt demonstracyjny źródła ciepła i energii

elektrycznej dla kompleksu budynków – wyniki projektowania wstępnego. Materiały
Międzynarodowej III Konferencji Naukowo-Technicznej ‘2005 „Energetyka Gazowa”
Szczyrk 19-21.04.2005.

[3] Skorek J. Ocena efektywności energetycznej i ekonomicznej układów kogeneracyjnych

małej mocy. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2002. ISBN 83-7335-127-2

[4] Skorek J., Kalina J.: Potencjał zastosowania paliw gazowych do rozproszonego,

skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w Polsce. Materiały
Międzynarodowej III Konferencji Naukowo-Technicznej ‘2005 „Energetyka Gazowa”
Szczyrk 19-21.04.2005.

[5] Skorek J., Kalina J. Kostowski W.: Techniczne, ekologiczne i ekonomiczne

uwarunkowania kogeneracji w układach gazowych. Zeszyty Naukowe Politechniki
Śląskiej seria Energetyka zeszyt 139, seria Inżynieria Środowiska zeszyt 48. Gliwice,
2003.

[6] Review of Combined Heat and Power Technologies. Office of Energy Efficiency and

Renewable Energy. US Department of Energy. Raport nr 98R020974, Kalifornia, USA
1999.

[7] Orlando J. A.: Cogeneration Design Guide. American Society of Heating, Refrigerating

and Air-Conditioning Engineers, Inc. Atlanta, USA 1996.

[8] Brown H. W., Stuber F. S.: Reliability of Natural Gas Cogeneration Systems. Final

Report GRI-93/0020. Gas Research Institute. Chicago, USA, wrzesień 1993

[9] Major G. Learning from experiences with small-scale cogeneration. CADDET Analyses

Series No. 1. Sitard, Netherlands 1993.