Podręcznik dla instytucji

Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii
elektrycznej (CHP)

Ciepłownictwo (DH)

Opracowano w ramach programu BASREC

Autor:
Arto Nuorkivi

Dokument udostępniony przez:
Krajową Agencję Poszanowania Energii S.A.

-

2

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Spis treści

1. Streszczenie ........................................................................................................................... 4

2. Przedmowa ............................................................................................................................ 4

3. CHP = Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej ................................................ 6

3.1.

Czym jest CHP w praktyce?...........................................................................................................6

3.2.

Zalety CHP.......................................................................................................................................7

4. Podstawowe wymagania CHP i DH ...................................................................................... 8

4.1.

Granice ekonomiczne CHP.............................................................................................................8

4.2.

Granice ekonomiczne DH .............................................................................................................10

4.3.

Związki ekonomiczne między CHP i DH ....................................................................................10

5. Tryby pracy CHP................................................................................................................. 11

5.1.

Elektrociepłownie tradycyjne.......................................................................................................11

5.2.

Nowe opracowywane technologie.................................................................................................14

5.3.

Scentralizowane i zdecentralizowane CHP .................................................................................15

5.4.

CHP w oparciu o współpracę przemysłu i gminy.......................................................................15

5.5.

CHP z chłodnictwem okręgowym ................................................................................................17

6. Alternatywy paliwowe.......................................................................................................... 17

7. Koszty CHP.......................................................................................................................... 18

8. Benchmarking dla CHP i DH ............................................................................................. 20

9. Korzyści w zakresie stanu środowiska naturalnego ............................................................. 22

10.

Alokacja kosztów CHP na energię elektryczną i cieplną .................................................. 23

11.

Podstacja użytkownika z pomiarem zużycia ciepła ........................................................... 24

11.1.

Węzeł użytkownika ...................................................................................................................24

11.2.

Pomiar energii cieplnej..............................................................................................................25

12.

Ustalanie systemu taryf na energię cieplną i okres przejściowy ....................................... 27

12.1.

Charakterystyka właściwej taryfy na energię cieplną............................................................27

12.2.

Taryfa oparta na odczytach z liczników ciepła .......................................................................28

12.3.

Taryfa dwuskładnikowa............................................................................................................29

13.

Relacje między stronami................................................................................................... 30

13.1.

Definicja użytkownika ciepła....................................................................................................30

13.2.

Umowa między użytkownikiem a przedsiębiorstwem ciepłowniczym..................................30

13.3.

Umowa między przedsiębiorstwami CHP i DHE ...................................................................33

13.4.

Organ regulacji rynku CHP/DH ..............................................................................................34

13.5.

Gmina z systemem ciepłownictwa okręgowego.......................................................................35

14.

Modernizacja systemu ciepłowniczego ............................................................................. 36

14.1.

Porównanie systemów CHP/DH ...............................................................................................36

-

3

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

14.2.

Dlaczego modernizować? ..........................................................................................................38

14.3.

Proces modernizacji...................................................................................................................40

14.4.

Analiza obciążenia cieplnego ....................................................................................................41

14.5.

Analiza najniższych kosztów.....................................................................................................42

14.6.

Analizy ekonomiczne i finansowe.............................................................................................42

14.7.

Optymalizacja systemu CHP/DH .............................................................................................44

14.8.

Zarządzanie po stronie popytu w budynkach .........................................................................48

14.9.

Finansowanie..............................................................................................................................48

15.

Dyrektywa Unii Europejskiej w sprawie CHP .................................................................. 49

15.1.

Definicja......................................................................................................................................49

15.2.

Gwarancja pochodzenia ............................................................................................................50

15.3.

Potencjał kogeneracji i bariery realizacji projektów .............................................................51

15.4.

Doświadczenia w zakresie mechanizmów wspierających.......................................................51

15.5.

Interakcja między kogeneracją a siecią ...................................................................................51

15.6.

Procedury administracyjne.......................................................................................................52

16.

Wnioski ............................................................................................................................ 52

17.

Informacje pomocnicze .................................................................................................... 53

Załączniki

1. Dane statystyczne CHP, DH i paliw odnawialnych w Europie
2. Przykładowe metody alokacji kosztów CHP na energię elektryczną i cieplną
3. Przeglądy krajowe
4. Bariery istniejące w poszczególnych krajach

-

4

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

1.

Streszczenie

Rozwój skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej (CHP) stanowi istotny sposób
zaspokojenia potrzeb krajów europejskich w zakresie efektywności energetycznej i ochrony
ś

rodowiska naturalnego. Jest to jedyny sposób jednoczesnego wykorzystania różnorodnych

paliw do produkcji ciepła i energii elektrycznej o wysokiej efektywności i niskich poziomach
emisji. Podstawowym wymaganiem dla CHP jest istnienie lokalnego zapotrzebowania na
ciepło.

Potencjał CHP jest ogromny, ponieważ mniejsze i większe miasta w regionie Morza
Bałtyckiego są już wyposażone w miejskie sieci ciepłownicze, a lokalny przemysł często jest
bardzo energochłonny i wymaga dużych ilości ciepła.

Istnieje jednak wiele barier hamujących pożądany rozwój CHP. Bariery te są głównie
związane z ustawodawstwem poszczególnych krajów oraz zachowaniami częściowo
nieskrępowanego rynku energetycznego.

Aby pokonać te bariery, Komisja przedstawiła propozycję Dyrektywy w sprawie promowania
kogeneracji

.

1

Niniejszy poradnik ma na celu określenie kompleksowego podejścia oraz objaśnienie cech
instytucjonalnych CHP, głównie związanych z gminnym systemem ciepłownictwa na
poziomie lokalnym.

2.

Przedmowa

W swoim Raporcie ekologicznym w sprawie dostaw energii,

2

Komisja położyła nacisk na

następujące aspekty:

–

Unia Europejska jest silnie zależna od zewnętrznych dostaw energii, a import
aktualnie zaspokaja 50% jej zapotrzebowania. Prognozuje się, że w przypadku
utrzymania się bieżących trendów wartość ta wzrośnie do 70% do roku 2030.

–

Obecnie poziomy emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej wzrastają,
utrudniając w ten sposób sprostanie wyzwaniu zmian klimatycznych i spełnienie
zobowiązań wynikających z Protokołu z Kioto.

–

Unia Europejska posiada relatywnie ograniczony zakres wpływania na warunki
dostaw

energetycznych.

Podejmowane

wysiłki

należy

skoncentrować

na

zorientowaniu popytu na energię w sposób pozwalający na wypełnienie zobowiązań
Unii Europejskiej podjętych w Kioto i uwzględniający bezpieczeństwo dostaw.

Powyższe spostrzeżenia stanowią silne argumenty przemawiające za opracowaniem nowych
zasad polityki Wspólnoty i środków mających na celu ograniczenie popytu na energię i
zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych. Niniejszy poradnik skojarzonego wytwarzania
ciepła i energii elektrycznej oraz ciepłownictwa okręgowego (CHP/DH) został opracowany
jako narzędzie informacyjne dla decydentów. Poradnik przedstawia najlepsze praktyki dla

1

Proponowana Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie promocji kogeneracji w oparciu o popyt

na ciepło użytkowe na wewnętrznym rynku energetycznym - COM(2002) 415 wersja końcowa, 2002/0185
(COD) z dnia 22.07.2002. Streszczenie tej propozycji znajduje się w rozdziale 15.

2

COM (2000) 769 „W kierunku europejskiej strategii dostaw energetycznych”.

-

5

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

ujednolicenia standardu podejmowania decyzji w sprawie inwestycji CHP/DH oraz
działalności w Regionie Morza Bałtyckiego,

3

ze szczególnym uwzględnieniem gospodarek

państw z tego regionu w okresie przejściowym.

Inicjatywa opracowania Instytucjonalnego poradnika CHP oraz DH dla decydentów w krajach
nadbałtyckich została uwzględniona w roku 2002 jako jedno z priorytetowych działań w
zakresie regionalnej współpracy energetycznej w ramach BASREC (Baltic Sea Region Energy
Co-operation – Współpraca Energetyczna w Regionie Morza Bałtyckiego)

. Prace zostały

sfinansowane przez unijny Program Synergii (Synergy Programme), Nordycką Radę
Ministrów (Nordic Council of Ministers – NCM) oraz kilka państw członkowskich BASREC, a
realizowano je pod kierownictwem Grupy Referencyjnej

4

nominowanej przez Interwencyjną

Grupę Efektywności Energetycznej BASREC.

W poradniku skoncentrowano się na przedstawieniu kluczowych cech DH i CHP jako
opłacalnego, bezpiecznego i przyjaznego dla środowiska podejścia do wysoce zintegrowanego
systemu energetycznego. Takie kluczowe cechy obejmują wymagania i korzyści ekonomiczne,
techniczne i środowiskowe.

CHP/DH zapewnia niemalże pełną elastyczność w zakresie wyboru paliw, obejmując
wszystkie rodzaje paliw kopalnych, paliw odnawialnych i biopaliw oraz ciepło odpadowe z
różnych źródeł, podczas gdy systemy ciepłownicze o niewielkiej skali w poszczególnych
budynkach są ograniczone do kilku zaawansowanych paliw, takich jak gaz, czysty lekki olej
opałowy lub granulowane drewno i torf.

Znaczenie CHP wzrasta, ponieważ zużycie energii elektrycznej rośnie w całej Europie, a
dostępne metody jej produkcji są ograniczone:

Można spodziewać się pewnych nowych możliwości wytwarzania energii nuklearnej, ale

wiele z istniejących elektrowni zostanie zamkniętych w ciągu nadchodzących lat.

Większość ekonomicznych zasobów w zakresie hydroenergii jest już wykorzystywanych, a

pozostałe mogą pozostać nieopracowane z uwagi na uwarunkowania środowiskowe.

Zastosowanie odnawialnych źródeł energii, elektrowni wiatrowych, biopaliw i energii

słonecznej szybko rośnie w wielu krajach, ale nie jest wystarczające dla zaspokojenia
rosnących potrzeb. Wykorzystując odnawialne paliwa, CHP/DH może jednak stanowić
najefektywniejszy sposób postępowania. Ponadto w takich systemach można
preferencyjnie zintegrować ogrzewanie słoneczne i ciepło odpadowe.

DH otwiera możliwość skutecznej integracji skojarzonego wytwarzania usług ciepłowniczych
i chłodniczych w systemie CHP.

Zasadniczo CHP i DH stanowią znaną technologię i codzienną praktykę. W kilku krajach
Europy Północnej:

♦ DH obsługuje rynek ogrzewania budynków mieszkalnych i użyteczności publicznej: 85%

w Islandii, 70% w Rosji i na Litwie, 68% na Łotwie, 53% w Polsce, 52% w Estonii, 50%
w Danii i Finlandii, 42% w Szwecji oraz 12% w Niemczech.

3

Do 11 państw członkowskich Rady Państw Nadbałtyckich (Council of Baltic Sea States – CBSS) należą: Dania,

Estonia, Finlandia, Islandia, Litwa, Łotwa, Niemcy, Norwegia, Polska, Rosja i Szwecja.

4

W skład Grupy Referencyjnej Poradnika weszli: pan T. Skoczkowski (PL), pan T. Hammar (DK), pan H.

Kulbas (EE), pan S. Prieskienis (LT), pan S-O. Ericson (SE), dr P. Opitz (D) oraz pan H. Väisänen (FIN).
Przedstawicielem sekretariatu CBSS był pan Seppo Silvonen. Poradnik napisał pan Arto Nuorkivi, Lic. Tech.,
pracownik naukowy Politechniki Helsińskiej i tymczasowy konsultant Banku Światowego i Unii Europejskiej.

-

6

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

♦ Większość ciepła w DH jest wytwarzana w ramach CHP (np. w Niemczech 79%, a w

Finlandii i Danii 75%).

♦ Ponadto energia elektryczna wytwarzana w ramach CHP stanowi istotną część salda

produkowanej energii elektrycznej w wielu krajach: w Finlandii 36%, w Danii 62%, w
Niemczech 11%, a w Szwecji 6%.

Dane statystyczne w tym zakresie przedstawiono w Załączniku 1.

3.

CHP = Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej

3.1.

Czym jest CHP w praktyce?

W procesie technologicznym CHP wytwarzana jest energia elektryczna, a nierozerwalnie z
nim związane powstające ciepło odpadowe jest wykorzystywane do ogrzewania budynków
mieszkalnych, budynków użyteczności publicznej i komercyjnych oraz zakładów
przemysłowych.

Przykład: CHP należy uważać za metodę analogiczną do hydroenergii. Aby uruchomić hydroelektrownię,
konieczne jest istnienie wodospadu. Podobnie, aby zbudować elektrociepłownię, wymagane jest istnienie
zapotrzebowania na ogrzewanie lub chłodzenie lokalnych obiektów komunalnych lub przemysłowych. Z tego
względu, z technicznego i ekonomicznego punktu widzenia wodospad i zapotrzebowanie na ciepło są uważane za
niezbędne elementy produkcji energii elektrycznej przy zachowaniu wysokiej efektywności.

CHP stanowi doskonały sposób integracji lokalnych dostaw energetycznych tak, aby lokalne
zapotrzebowanie na parę przemysłową, gorącą wodę do gospodarstw domowych, ogrzewanie
przestrzeni pomieszczeń i ewentualnie jej chłodzenie mogło zostać połączone z równoległą
produkcją energii elektrycznej zgodnie z Rys. 1. Do typowych zalet takich zintegrowanych
systemów należą: (i) pełna elastyczność paliwowa, (ii) wyższa jakość powietrza w miastach
oraz (iii) wysoce skuteczne wykorzystanie dostępnych pierwotnych źródeł energii.

Rys. 1. Produkty procesu CHP

W dużej skali, w szczególności przy dużych elektrociepłowniach wykorzystujących paliwa
stałe, z uwagi na rozmiar procesu uzyskuje się korzyści w zakresie systemów oczyszczania
gazów. Komory spalania o niskiej emisji NO

x

(zapobieganie emisji NO

x

) i z systemami

odsiarczania (usuwanie siarki) z gazów spalinowych przechodzących przez filtry
elektrostatyczne lub tkaninowe (zbieranie pyłów) pozwalają na uzyskanie czystych gazów

Energia elektryczna

Chłodnictwo

okręgowe

Ciepłownictwo

okręgowe

Gorąca woda do

gospodarstw

domowych

Para

przemysłowa

Ogrzewanie

przestrzeni

Elektrociepłownia

-

7

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

spalinowych, które składają się głównie z pary wodnej i dwutlenku węgla (CO

2

). Z uwagi na

wysoką skuteczność CHP, emisje gazów spalinowych, w tym gazów cieplarnianych, związane
ze świadczonymi usługami energetycznymi, są niższe niż przy dowolnej innej metodzie
wytwarzania energii wykorzystującej paliwa kopalne i biopaliwa.

W produkcji energii cieplnej i elektrycznej paliwo stanowi główny składnik kosztowy. W
typowych przypadkach koszty paliwa stanowią około 50% salda kosztów przedsiębiorstw
energetycznych w krajach Unii Europejskich i do 70% w gospodarkach państw w okresie
przejściowym. Z tego względu cały czas wymagane są dalsze działania w celu poprawy
efektywności energetycznej w zakresie wytwarzania i przesyłu energii.

3.2.

Zalety CHP

Efektywność energetyczna CHP jest zwykle o 40% wyższa niż efektywność energetyczna przy
oddzielnym wytwarzaniu energii elektrycznej w elektrowni kondensacyjnej i ciepła w
kotłowni wytwarzającej tylko ciepło (HoB), zakładając korzystanie przez nie z tego samego
paliwa. Innymi słowy, w CHP zużywa się 30% mniej paliwa niż w przypadku oddzielnego
wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, jak przedstawia to Rys. 2. W (oddzielnych)
elektrowniach kondensacyjnych, zwykle opalanych gazem lub węglem, lub elektrowniach
jądrowych, nawet 40-70% zużycia paliwa ulega rozproszeniu w środowisku poprzez
kondensację i straty przez kominy – do mórz, rzek, jezior i bezpośrednio do atmosfery.
Wysoka efektywność paliwowa CHP stanowi istotną zaletę tego rozwiązania w sektorze
energetycznym, wywierając jednocześnie ważny, pozytywny wpływ na gospodarkę
energetyczną i ochronę środowiska naturalnego.

Rys. 2. Wytworzenie 100 jednostek energii elektrycznej i cieplnej wymaga 310 jednostek
paliwa przy efektywności energetycznej 64,5% podczas wytwarzania w zwykłych elektrowniach
kondensacyjnych i kotłowniach opalanych gazem w skojarzonym cyklu, a jedynie 222
jednostek przy efektywności 90% w przypadku wytwarzania przez elektrociepłownię opalanej
gazem w skojarzonym cyklu (schemat Sankeya).

Oddzielne wytwarzanie

Paliwo

310

197

113

Strata przy
spalaniu

Straty przy spalaniu

14

Energia elektryczna

Ciepło

7

Strata przy
kondensacji

Straty w sieci DH

81

5

Straty przy
dystrybucji

2

Produkty

100

100

CHP

Paliwo

222

Straty przy spalaniu

15

Straty przy dystrybucji

2

Straty w sieci DH

5

Energia
elektryczna

Ciepło

Produkty

100

100

-

8

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Przykład: Oddzielna elektrownia kondensacyjna wytwarzająca 100 jednostek energii elektrycznej produkuje
jednocześnie kolejne 100-200 jednostek ciepła odpadowego, które przy braku użytecznego zapotrzebowania na
ciepło musi zostać uwolnione bezpośrednio do atmosfery lub zaabsorbowane przez wodę morską/ jeziora/rzeki.

Przykład przedstawiony na Rys. 2 opiera się na technologii bazującej na gazie i elektrowniach
o dużej skali. Nie zawsze jednak taka sytuacja ma miejsce w rzeczywistości. Z tego względu,
w pozostałych przypadkach:

♦ bazując na paliwach stałych, całkowita efektywność jest również zwykle wyższa o około

40% niż efektywność przy oddzielnej produkcji energii elektrycznej w elektrowni
kondensacyjnej i ciepła w kotłowni wytwarzającej tylko ciepło (HoB), zakładając
wykorzystywanie przez nie tego samego paliwa, natomiast stosunek wytwarzanej energii
elektrycznej do generowanego ciepła jest niższy niż w przypadku gazu;

♦ bazując na technologii CHP w małej skali, stosunek wytwarzanej energii elektrycznej do

generowanego ciepła jest zwykle niższy niż w przypadku CHP w dużej skali, ale można
osiągnąć podobne jak dla wielkich elektrociepłowni korzyści w zakresie gospodarki
paliwowej i ochrony środowiska naturalnego.

Poza efektywnością energetyczną (Rys. 2), w przypadku CHP niższe są zwykle straty na
przesyle energii elektrycznej, ponieważ energia elektryczna jest wytwarzana w pobliżu gminy.

4.

Podstawowe wymagania CHP i DH

4.1.

Granice ekonomiczne CHP

Technologia CHP wymaga dużych nakładów kapitałowych. Aby spłacić wysokie koszty
inwestycji:

♦ roczny czas pracy musi być jak najdłuższy (zwykle ponad 4000 godzin),

♦ wytwarzana energia cieplna musi pokrywać większą część (50-80%) zapotrzebowania

przemysłu i/lub gmin na ciepło,

♦ cena paliwa i ciepła odpadowego powinna być względnie niska,

♦ cena energii elektrycznej sprzedawanej do sieci musi być dostatecznie wysoka, aby

zapewnić zyski ze sprzedaży.

Wielkość i typ elektrociepłowni powinien być indywidualnie optymalizowany, w zależności
od lokalnej dostępności i ceny paliw, ciepła odpadowego i energii elektrycznej sprzedawanej
do sieci. Mimo złożoności zagadnienia, można przedstawić pewne praktyczne przykłady
optymalizacji wydajności CHP, w zależności od tego, czy w konkretnym przypadku istnieje
pojedyncza elektrociepłownia czy jednocześnie kilka elektrociepłowni:

1) Optymalna wydajność pojedynczej elektrociepłowni opalanej paliwem stałym (biopaliwem

lub paliwem kopalnym) może wahać się w zakresie od 10 do 20% szczytowego obciążenia
cieplnego w systemie DH. Zwykle dość wysokie koszty inwestycyjne wymagają dla
zwrotu inwestycji bardzo długiego czasu trwania obciążenia szczytowego.

5

Z tego względu

zakłada się, że elektrociepłownia powinna pracować również w okresie letnim, kiedy to
obciążenie cieplne składa się jedynie z zapotrzebowania na gorącą wodę do gospodarstw
domowych (DHW).

5

Czas trwania szczytowego obciążenia oznacza czas w godzinach wymagany do eksploatacji elektrociepłowni

przy pełnej jej wydajności w celu wytworzenia rzeczywistej energii (cieplnej) w trakcie roku.

-

9

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

2) Optymalna wydajność pojedynczej elektrociepłowni opalanej gazem lub olejem z

turbinami lub silnikami gazowymi waha się od 15 do 40% szczytowego obciążenia
cieplnego systemu DH. Eksploatacja takiej elektrociepłowni w praktyce jest możliwa w
zakresie od 20% (silniki gazowe) lub 40% (turbiny gazowe) do 100% nominalnej
wydajności. Aby możliwa była eksploatacja elektrociepłowni przy niskim obciążeniu w
okresie letnim, minimalne obciążenie latem nie powinno być niższe niż 20% (silniki
gazowe) lub 40% (turbiny gazowe) wydajności DH elektrociepłowni. Zoptymalizowany
poziom zależy jednak od konkretnego przypadku i typu elektrociepłowni.

3) Całkowita wydajność wielu różnych elektrociepłowni w połączonym systemie DH jest

optymalna w zakresie od 45 do 60% szczytowego obciążenia cieplnego systemu DH.
Poszczególne elektrociepłownie można lokalizować i podłączać do różnych węzłów sieci,
która posiada gęste rozmieszczenie pętli. Eksploatacja tych elektrociepłowni będzie
zoptymalizowana, gdyż różne paliwa, wartości wskaźników stosunku wytwarzanej energii
elektrycznej do generowanego ciepła, wydajności i potrzeby w zakresie konserwacji mogą
mieć wpływ na ich eksploatację według potrzeb w trakcie roku. Zazwyczaj, wśród różnych
elektrociepłowni istnieje co najmniej jedna, która jest w stanie uzyskać minimalne
obciążenie cieplne (np. w okresie letnim).

Powyższe trzy warunki mają jedynie charakter orientacyjny i mogą być odmienne w
szczególnych przypadkach. Przykładowo, dany przypadek może być szczególny wówczas, gdy
dostępne są duże ilości energii elektrycznej w sieci w niskiej cenie w okresie letnim i nie jest
potrzebna energia wytwarzana przez elektrociepłownię. Obciążenie cieplne w okresie letnim
może być pokrywane przez kotłownie lub ewentualnie przez istniejące pompy ciepła zasilane
energią elektryczną, jeśli ceny energii elektrycznej są wyjątkowo niskie.




















Rys. 3. Niektóre typowe wielkości wydajności CHP w nowoczesnym systemie DH z przesyłem

obciążenia.

Aby wspomóc dostawy niskiego obciążenia cieplnego w sezonie letnim, można zastosować
akumulator ciepła (zbiornik wodny) w elektrociepłowni w dni robocze w okresie letnim.
Elektrociepłownia dostarczałaby energię cieplną zarówno do sieci DH, jak i akumulatora
ciepła. W weekendy i ewentualnie w nocy, elektrociepłownia mogłaby być wyłączana, a ciepło

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

1

2

3

4

5

6

7

8

tys. godzin

W

a

rt

o

ś

ć

p

ro

c

e

n

to

w

a

o

b

c

ią

ż

e

n

ia

c

ie

p

ln

e

g

o

Obciążenie

CHP na biopaliwo

Turbina gazowa

Silnik gazowy

Wiele CHP

-

10

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

byłoby dostarczane ze zbiornika akumulacyjnego. Taki akumulator ciepła jest również
użyteczny wiosną i jesienią dla zmaksymalizowania wytwarzania CHP w dzień, gdy wartość
generowanej energii elektrycznej jest wyższa niż w godzinach nocnych oraz jako rezerwa
wody zasilającej w przypadkach awaryjnych w sieci DH.

Na Rys. 3 przedstawiono przykłady wielkości wydajności CHP za pomocą krzywej czasu
obciążenia cieplnego odpowiadającej trzem wyżej opisanym przypadkom. Automatyczny
przesył obciążenia, możliwy dzięki zastosowaniu trybu pracy sterowanego popytem,
maksymalizuje wykorzystanie źródeł ciepła o niskim koszcie. Powyższe szczytowe obciążenie
wydajności CHP byłoby zaspokajane przez kotłownie.

4.2.

Granice ekonomiczne DH

Porównanie ujawnia następujące zalety DH:

1) Możliwość stosowania różnych paliw, co zapewnia elastyczność wykorzystania paliwa o

najniższej cenie, nadmiarowość dostaw ciepła i stabilność kształtowania się cen ciepła.

2) Jedyny sposób wykorzystania różnorodnych źródeł ciepła odpadowego do ogrzewania

budynków mieszkalnych.

3) Scentralizowany system oczyszczania gazów spalinowych z korzyściami wynikającymi z

ekonomii skali.

4) Bezpieczeństwo dla klientów – nie ma możliwości pożaru lub wybuchu w wyniku kontaktu

z paliwem w gospodarstwach domowych.

5) Korzyści z ekonomii skali przy jednoczesnym wytwarzaniu ciepła w centralnej

elektrociepłowni.

6) Niezawodność dostaw ciepła wynikająca z profesjonalnej eksploatacji i ciągłego

monitorowania wytwarzania i dystrybucji ciepła.

7) Poprawa jakości powietrza w miastach.

8) Jedyny sposób wytwarzania energii elektrycznej z paliw stałych przy wysokiej

efektywności w procesie kogeneracji.

9) Najwydajniejsza kogeneracja energii elektrycznej z gazu ziemnego.

Zmodernizowany system DH pozwala użytkownikowi ciepła na regulację zużycia ciepła
zgodnie z rzeczywistymi i indywidualnymi potrzebami oraz fakturowanie według odczytów z
liczników ciepła.

Z drugiej strony do zalet indywidualnego ciepłownictwa gazowego należą:

♦ brak strat podczas przesyłu ciepła,

♦ niższe koszty inwestycji w rurociągi podziemne,

♦ ekonomia niewrażliwa na planowanie przestrzenne miasta.

4.3.

Związki ekonomiczne między CHP i DH

Pomimo istnienia oczywistego związku fizycznego między elektrociepłownią a systemem DH,
istnieje wiele powiązań ekonomicznych, które należy uwzględnić podczas optymalizacji
systemu CHP/DH, w tym następujące:

♦ Źródło ciepła determinuje temperaturę zasilania, ale klient określa przepływ wody i

temperaturę powrotną.

♦ Temperatury zasilania i zwrotna posiadają liniowy wpływ na straty ciepła podczas przesyłu

ciepła i w sieci dystrybucyjnej.

-

11

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

♦ Temperatury wody zasilającej i powrotnej zwykle mają bezpośredni wpływ na stosunek

wytwarzanej energii elektrycznej do generowanego ciepła w elektrociepłowni. Przy niskich
temperaturach wody, relatywnie więcej energii elektrycznej może być wytwarzane przy
CHP lub wzrasta całkowita efektywność elektrociepłowni, a wpływ ten zależy od typu
elektrociepłowni.

♦ Chłodzenie określane przez użytkowników jako różnica temperatur wody zasilającej i

powrotnej posiada liniowy wpływ na wymagany przepływ wody dla dostaw ciepła ze
ź

ródła ciepła.

♦ Przepływ wody bezpośrednio wpływa na konieczność pompowania ze źródła ciepła i

wielkość rurociągów w sieci.

♦ Różnica ciśnień wymagana przez węzły użytkowników ma bezpośredni wpływ na zużycie

energii elektrycznej pomp cyrkulacyjnych DH po stronie źródła ciepła.

W systemie sterowanym popytem, węzły użytkowników z ogrzewaniem przestrzeni i
systemami dostarczania ciepłej wody do gospodarstw domowych w budynkach stanowią
kluczowe elementy określające parametry całego systemu DH.

5.

Tryby pracy CHP

5.1.

Elektrociepłownie tradycyjne

Wybrane typowe elektrociepłownie i konwencjonalne kotłownie przedstawiono na Rys. 4.

Rys. 4. Różne tryby wytwarzania ciepła i energii elektrycznej związane z ogrzewaniem

Elektrociepłownia opalana paliwem stałym
Kocioł parowy opalany węglem, torfem lub paliwami odnawialnymi wytwarza parę pod
wysokim ciśnieniem i o wysokiej temperaturze do wykorzystania w turbinach parowych jako
ciśnienie wsteczne

6

lub w procesie ekstrakcji-kondensacji.

7

Turbina obraca generator

6

Ciśnienie wsteczne oznacza, że na końcu turbiny parowej obecne jest niskie ciśnienie pary. Ciśnienie wsteczne

jest wymagane do zapewnienia ogrzewania okręgowego lub wytwarzania pary przemysłowej. Bez ciśnienia
wstecznego para mogłaby rozszerzyć się do ciśnienia zerowego (próżnia) i wytworzyć więcej energii elektrycznej
niż w przypadku ciśnienia wstecznego. W takim przypadku turbina nosiłaby nazwę turbiny kondensacyjnej
zaprojektowanej do oddzielnego wytwarzania energii elektrycznej, ale nie wytwarzającej użytecznego ciepła.

Elektrociepłownia
opalana paliwem
stałym

Kotłownia
wytwarzająca
tylko ciepło
(HoB)

Energia elektryczna

Biopaliwo

Paliwo

DH

DH

Elektrociepłownia z turbiną gazową

Elektrociepłownia
silnikowa

Paliwo gazowe

DH

Powietrze

DH

Paliwo
gazowe

Energia
elektryczna

Energia
elektryczna

-

12

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

wytwarzający energię elektryczną. Tego typu elektrociepłownia jest dość droga, ale pozwala
na korzystanie z niskiej jakości paliw przy niskich kosztach operacyjnych.

Elektrociepłownia z turbiną gazową
Gazy spalinowe z turbiny gazowej, napędzanej gazem ziemnym lub lekkim olejem
napędowym, są kierowane do kotła ciepłowniczego, w którym ciepło jest wychwytywane do
celów grzewczych, a jednocześnie temperatura gazów spalinowych spada mniej więcej do
temperatury otoczenia. Turbina napędza generator wytwarzający energię elektryczną.
Elektrownie tego typu są zwykle niewielkie i ekonomiczne, ale mają niski stosunek
wytwarzanej energii elektrycznej do generowanego ciepła przy częściowym obciążeniu
cieplnym (Rys. 6).

Elektrociepłownia silnikowa
Silnik tłokowy elektrociepłowni silnikowej jest napędzany olejem napędowym lub gazem
ziemnym, w zależności od konstrukcji silnika. Energia cieplna zarówno z gazów spalinowych
z silnika gazowego, jak i z układu chłodzenia silnika, jest odzyskiwana w celu pokrycia
istniejących potrzeb. Stosunek wytwarzanej energii elektrycznej do generowanego ciepła jest
wysoki, ale silnik wymaga nieco większego zakresu konserwacji niż turbina gazowa.

Rys. 5. Elektrociepłownia ze skojarzonym cyklem (gaz i para) w dwóch wariantach: Wariant
przedstawiony na górze bazuje na samym gazie i stanowi przykład nowoczesnej
elektrociepłowni, podczas gdy wariant ukazany poniżej odpowiada nowej turbinie gazowej
zintegrowanej w późniejszym okresie w istniejącej elektrowni opalanej paliwem stałym.

Elektrociepłownia ze skojarzonym cyklem
Wzajemne powiązanie cyklów gazowego i parowego dostarcza większej ilości energii
elektrycznej wytwarzanej przy wyższej efektywności niż w przypadku tych cyklów
przebiegających oddzielnie.

7

Ekstrakcja-kondensacja to połączenie ciśnienia wstecznego i turbiny kondensacyjnej. Wymagana para dla

potrzeb ogrzewania okręgowego lub przemysłu jest pobierana z turbiny przed doprowadzeniem do końcowej
części turbiny kondensacyjnej.

Elektrociepłownia ze skojarzonym cyklem i paliwami gazowymi

a. Nowy cykl gazowy

b. Istniejący cykl parowy

Gazy spalinowe

Energia
elektryczna

Paliwo gazowe

Powietrze

DH

Energia
elektryczna

Elektrociepłownia ze skojarzonym cyklem oraz paliwami stałym i gazowym

a. Nowy cykl gazowy

b. Nowy cykl parowy

Gazy spalinowe

Energia
elektryczna

Paliwo gazowe

Paliwo stałe

DH

Energia
elektryczna

Powietrze

-

13

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

W rzeczywistej elektrociepłowni ze skojarzonym cyklem, gazy spalinowe z turbiny gazowej
(cykl gazowy) są wykorzystywane do wytwarzania pary o wysokim ciśnieniu i temperaturze
około 500°C (cykl parowy). Para przepływa do zwykłej turbiny parowej wytwarzającej
dodatkową energię elektryczną.

Na Rys. 5 przedstawiono dwa warianty z wielu typów elektrociepłowni ze skojarzonym
cyklem. Górny wariant przedstawia nowoczesną elektrociepłownię opalaną tylko gazem
ziemnym, która jest eksploatowana jako elektrociepłownia ekologiczna, aby zmaksymalizować
efektywność energetyczną i ilość wytwarzanej energii elektrycznej. Wariant przedstawiony
niżej stanowi modernizację dotychczasowej elektrociepłowni opalanej paliwem stałym
poprzez zastosowanie nowej elektrowni z turbiną gazową. Taka zintegrowana
elektrociepłownia będzie korzystać zarówno z paliw gazowych, jak i stałych, przy wyższej
efektywności, w ten sposób stanowiąc interesującą opcję w sytuacji, gdy konieczna jest
modernizacja istniejącej elektrociepłowni z zachowaniem rozsądnych kosztów.

Takie wzajemne połączenie starej i nowej technologii można wdrożyć na dwa główne
sposoby:

1. Gazy spalinowe z turbiny gazowej, w których zawartość tlenu nadal wynosi 15%,

8

można

doprowadzić do komory spalania kotła parowego jako powietrze do spalania i spalić w
komorze z bardzo wysoką efektywnością, jak to przedstawiono na Rys. 5.

2. Inna możliwość wzajemnego połączenia tych technologii istnieje po stronie wody – ciepło

odzyskiwane z gazów spalinowych z turbiny gazowej może być wykorzystane do
wstępnego podgrzania wody zasilającej kotła parowego.

Oba zespoły (zespół turbiny gazowej i stary zespół CHP opalany paliwem stałym) można
również zastosować osobno, w zależności od faktycznej dostępności i ceny paliw lub potrzeb
konserwacyjnych każdego z zespołów.

Rys 6. Stosunek wytwarzanej energii elektrycznej do generowanego ciepła dla różnych paliw i

technologii CHP.

Istniejącą elektrociepłownię opalaną węglem (tego typu elektrociepłownie są bardzo
powszechne w Polsce) można na przykład zmodernizować poprzez zintegrowanie w niej
turbiny gazowej w sposób opisany powyżej, przekształcając ją z elektrociepłowni opalanej

8

Zawartość tlenu w powietrzu atmosferycznym wynosi 21%.

Stosunek wytwarzanej energii elektrycznej do generowanego

ciepła w elektrociepłowniach

-

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

0.4

0.6

0.8

1.0

Względne obciążenie cieplne

Elektrociepłownia z turbiną gazową

Elektrociepłownia opalana paliwem stałym

Elektrociepłownia silnikowa

Elektrociepłownia ze skojarzonym cyklem i paliwami gazowymi

-

14

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

paliwem stałym na elektrociepłownię ze skojarzonym cyklem wykorzystującą zarówno paliwo
gazowe, jak i stałe.

9

Energia elektryczna jest wartościowszym produktem CHP, ponieważ alternatywnie jest zwykle
generowana przez inne elektrownie cieplne (nuklearne lub węglowe) w procesie kondensacji o
niskiej efektywności. Z tego względu elektrociepłownie z silnikiem gazowym i ze
skojarzonym cyklem przewyższają większość innych tradycyjnych typów elektrowni w
zakresie zysku energii elektrycznej (np. stosunku wytwarzanej energii elektrycznej do
generowanego ciepła).

Zespoły odzyskiwania ciepła odpadowego

Kocioł do odzyskiwania ciepła stanowi niezbędny komponent instalacji kogeneracji energii.
Pozwala on na odzyskiwanie ciepła z gazów spalinowych turbin gazowych lub silników
tłokowych.

5.2.

Nowe opracowywane technologie

10

Silniki Stirlinga

Silnik Stirlinga to urządzenie spalania zewnętrznego, które znacznie różni się od
konwencjonalnej spalarni, gdzie paliwo spala się wewnątrz maszyny. W tym przypadku ciepło
jest dostarczane przez zewnętrzne urządzenie, a jako ciecz roboczą silnik Stirlinga
wykorzystuje hel. Silnik Stirlinga jest cichszy niż standardowe silniki i wymaga niewielkiego
zakresu konserwacji. Poziomy emisji pyłów, tlenków azotu i niespalonych węglowodorów dla
tego typu silnika są niskie. Skuteczność tych urządzeń jest potencjalnie większa niż małych
maszyn spalania wewnętrznego lub turbin gazowych.

Technologia ta posiada już ponad 60-letnią tradycję, natomiast nowością jest jej zastosowanie
w kotłach do mikrokogeneracji. Dla tego typu kotłów istnieje konieczność stosowania
niewielkich silników o mocy od 0,2 do 4 kW

e

, dla których silnik Stirlinga stanowi dobrą

alternatywę.

Opracowywane lub już dostępne na rynku są silniki Stirlinga o niewielkiej mocy.
Współczynnik sprawności elektrycznej nadal nie jest bardzo wysoki i oscyluje na poziomie
10% (dla silnika o mocy 350 W

e

), 12,5% (dla silnika 800 W

e

) do 25% (dla silnika 3 kW

e

), ale

możliwe powinno być opracowanie konstrukcji o współczynniku sprawności elektrycznej
wynoszącym co najmniej 25% i całkowitej sprawności na poziomie 90%.

Mikroturbiny

Systemy o mocy mniejszej niż 1 MW

e

były jak dotąd nieekonomiczne, ale obecnie zaczyna się

to zmieniać. Producenci opracowują coraz mniejsze systemy i obecnie dostępne są
mikroturbiny o mocy zaledwie 25 kW

e

. Generalnie mikroturbiny mogą wytwarzać energię

elektryczną o mocy w przedziale od 25 kW

e

do 200 kW

e

. Napędzane są głównie gazem

ziemnym, ale mogą również pracować na olej napędowy, benzynę lub inne podobne,
wysokoenergetyczne paliwa kopalne. Prowadzone są badania nad wykorzystaniem biogazu.

Mikroturbiny są mniejsze niż konwencjonalne silniki tłokowe oraz charakteryzują się niższymi
kosztami kapitałowymi i konserwacji. Emisja NO

x

dla tych urządzeń jest niska.

9

Taką modernizację z powodzeniem przeprowadzono w wielu przypadkach, np. w Lahti i Espoo w Finlandii.

10

Niniejszy rozdział został zaadaptowany z raportu PEERIA 46.

-

15

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

W przyszłości mikroturbiny mogłyby zostać wykorzystane jako rozproszone źródło
wytwarzania energii dla producentów i użytkowników energii elektrycznej, w tym przemysłu i
użytkowników komercyjnych, a nawet użytkowników energii elektrycznej z budynków
mieszkalnych.

Ogniwa paliwowe

Ogniwa paliwowe przekształcają energię chemiczną wodoru i tlenu bezpośrednio w energię
elektryczną bez spalania i pracy mechanicznej, jak to ma miejsce w turbinach lub silnikach.
Wodór stosowany jako paliwo może być pozyskiwany z różnorodnych źródeł, w tym z gazu
ziemnego, propanu, węgla i paliw odnawialnych, takich jak biomasa lub z elektrolizy, energii
wiatrowej i słonecznej.

Nawet w przypadku wykorzystania jako źródła wodoru gazu ziemnego, poziomy emisji są
pomijalne.

Trwają prace nad różnymi rodzajami ogniw paliwowych. Charakterystyki, a także etapy
rozwoju poszczególnych typów ogniw, są bardzo zróżnicowane – niektóre z nich jeszcze nie
wyszły poza mury laboratoriów, a inne wydają się już bliskie wprowadzenia na rynek.

5.3.

Scentralizowane i zdecentralizowane CHP

W małej gminie nie istnieje wiele opcji optymalnego określenia struktury wydajności CHP. W
dużych gminach funkcjonują jednak dwie główne zasady polityki, które należy rozważyć –
scentralizowane i zdecentralizowane CHP.

Scentralizowane CHP, stanowiące typowe rozwiązanie, składa się z jednej lub kilku dużych
elektrociepłowni podłączonych do systemu DH. Do zalet tego rozwiązania należą:

♦ niskie koszty jednostkowe inwestycji wynikające z ekonomii skali,

♦ korzyści związane ze scentralizowanym oczyszczaniem gazów spalinowych wynikające z

ekonomii skali,

♦ mniejsza liczba wymaganego personelu z uwagi na ekonomię skali.

Zdecentralizowane CHP składa się z wielu, względnie niewielkich zespołów CHP
rozrzuconych w różnych częściach gminy. Do zalet tego rozwiązania należą:

♦ niższe koszty inwestycji w budowę sieci DH z uwagi na mniejszą liczbę wymaganych linii

przesyłowych,

♦ stopniowa rozbudowa wydajności CHP według potrzeb i zasobów,

♦ możliwość zlokalizowania poszczególnych zespołów CHP w miejscach, gdzie lokalne

obciążenia cieplne gminy i przemysłu mogą być wzajemnie połączone w ramach jednej
elektrociepłowni.

5.4.

CHP w oparciu o współpracę przemysłu i gminy

Połączenie obciążenia cieplnego lokalnego przemysłu i gminy daje doskonałą możliwość
zbudowania jednej większej elektrociepłowni zamiast dwóch mniejszych. Taka wspólna
elektrociepłownia posiada zalety wynikające z ekonomii skali zarówno w zakresie kosztów
inwestycji, jak i eksploatacji.

-

16

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

District Heating

Steam to Industry

Total

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

MW

Rys. 7. Krzywa czasu trwania obciążenia cieplnego w ciągu roku oraz wahania obciążenia
cieplnego w tygodniu przedstawiają potencjał integracji obciążeń cieplnych gminy i przemysłu
dla wydajnego skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej

Na Rys. 7 przedstawiono przykłady krzywej czasu trwania obciążenia cieplnego w ciągu roku
(wykres na lewo) i wahań obciążenia cieplnego w ciągu tygodnia (wykres na prawo), aby
zobrazować połączenie zapotrzebowania na ciepło ze strony przemysłu i gminy
(ciepłownictwo okręgowe) jako źródła wspólnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła.
W tym konkretnym przypadku do najważniejszych zalet takiego rozwiązania należą:

• z uwagi na różne pory szczytowego obciążenia cieplnego ze strony przemysłu i gminy,

całkowita wydajność wspólnej elektrociepłowni jest o 18% niższa niż w przypadku dwóch
oddzielnych elektrociepłowni, co zmniejsza koszty inwestycyjne,

• z tego samego powodu czas trwania szczytowego obciążenia wspólnej elektrociepłowni

wynosi 4100 godzin w porównaniu z 3300 i 3400 godzinami dla dwóch oddzielnych
obciążeń cieplnych,

• do obsługi i konserwacji elektrociepłowni potrzebny jest jeden zespół personelu zamiast

dwóch,

• elastyczność w zakresie wykorzystania wolnej wydajności wytwarzania ciepła, gdy jest

tylko dostępna i potrzebna dowolnemu z właścicieli, niezależnie od jego udziałów, pomaga
zminimalizować koszty wytwarzania ciepła obu właścicieli.

Wymogi w zakresie ochrony środowiska dla większej elektrociepłowni są wyższe niż dla
mniejszych obiektów tego typu. Z tego względu większa elektrociepłownia będzie czystsza z
punktu widzenia środowiska naturalnego niż łącznie dwie mniejsze elektrociepłownie.

Do gałęzi przemysłu, w których istnieje znaczne obciążenie cieplne, a zatem stanowiących
potencjał dla CHP, należą na przykład:

• ścieralnie, papiernie i tartaki,

• zakłady hutnicze,

• przemysł mleczarski i inne gałęzie przemysłu spożywczego,

• przemysł hutnictwa szklanego i ceramiczny,

• przemysł chemiczny,

• rafinerie ropy naftowej.

Przemysł może również być głównym dostawcą paliwa do wspólnej elektrociepłowni w
przypadku, gdy odpady przemysłowe stanowią źródło energii. Do takich odpadów należą na
przykład: ług czarny, odpady drzewne, przemysłowe gazy odpadowe oraz pozostałości
ropopochodne.

Aby wdrożyć i eksploatować taką elektrociepłownię, zwykle zawiązuje się osobny zakład EC ,
w którym udziałowcami są zarówno gmina, jak i lokalne przedsiębiorstwa przemysłowe. W

-

17

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

takiej spółce koszty stałe (kapitałowe i operacyjne) są dzielone na udziałowców według
wielkości ich udziałów własnościowych, podczas gdy koszty zmienne (energii) – według
zużycia.

Integracja lokalnych obciążeń cieplnych przemysłu i gminy z ewentualnymi paliwami
odpadowymi dla skutecznego procesu CHP przyczyni się do znacznej poprawy sytuacji
ekonomicznej i stanu środowiska naturalnego w regionie.

5.5.

CHP z chłodnictwem okręgowym

W okresie letnim jako siłę napędową absorpcyjnych agregatów chłodniczych w budynkach do
chłodzenia powietrza wewnątrz można najlepiej wykorzystać parę lub gorącą wodę
cyrkulacyjną systemu ciepłowniczego.

Takie rozwiązanie byłoby bardzo energooszczędne w porównaniu z tradycyjnym
wykorzystaniem energii elektrycznej w systemach chłodzenia powietrza, ponieważ różnicowe
koszty wytwarzania ciepła w elektrociepłowni w sezonie letnim są bliskie zeru. W sezonie
letnim koszty ciepła są niskie, gdyż większość nadmiaru energii cieplnej wytwarzanej przez
elektrociepłownię jest kierowana do atmosfery przy braku dostatecznego zapotrzebowania na
ciepło. Z tego względu wykorzystanie ciepła odpadowego elektrociepłowni do wytworzenia
chłodnego powietrza w budynkach przy niskich kosztach różnicowych jest energooszczędnym
rozwiązaniem.

Przykład: Absorpcyjny agregat chłodniczy to chemiczna pompa ciepła, w której energia cieplna jest zamieniana
na chłodzenie przestrzeni pomieszczeń. Podobnie, tradycyjna lodówka domowa wykorzystuje energię elektryczną
do chłodzenia żywności i napojów znajdujących się w jej wnętrzu. W absorpcyjnym agregacie chłodniczym
energia elektryczna wykorzystywana przez lodówkę jest zastąpiona parą lub ogrzewaniem okręgowym jako siłą
napędową do wytwarzania chłodnego powietrza.

Absorpcyjne agregaty chłodnicze nie są jednak zbyt powszechne w Europie, ponieważ
związane z nimi koszty inwestycyjne są dość wysokie, a wymagania względem temperatury
wody zasilającej zwykle wyższe niż w przypadku przygotowania ciepłej wody do gospodarstw
domowych (DHW) w okresie letnim.

Wybrane dane statystyczne odnośnie systemów chłodnictwa okręgowego w Europie
przedstawiono w Załączniku 1.

6.

Alternatywy paliwowe

Niezawodność i nadmiarowość dostaw paliwa ma krytyczne znaczenie dla każdego
scentralizowanego systemu energetycznego. Z tego względu istotną sprawą jest dostępność
niezawodnego i konkurencyjnego rynku (różnych) paliw. Monopol w zakresie dostaw paliw
poważnie zakłóciłby ekonomię CHP.

Elektrociepłownie są zwykle projektowane z uwzględnieniem co najmniej dwóch paliw
rezerwowych w celu zabezpieczenia dostępności elektrociepłowni. Ponadto niezbędne są
lokalne rezerwy paliwowe do skompensowania ewentualnych zakłóceń dostaw paliwowych.
Zakłócenia mogą mieć miejsce w okresie zimowym, gdy zapotrzebowanie na ciepło jest
najwyższe, a drogi transportu paliw mogą być zablokowane.

Główne właściwości powszechnie stosowanych paliw przedstawiono w Tabeli A.

-

18

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Tabela A. Typowa zawartość energetyczna i współczynniki emisji dla poszczególnych paliw.

Wartość cieplna

Emisja CO

2

Emisja SO

2

Paliwo

MJ/kg

MJ/m

3

g/MJ

g/MJ

Gaz ziemny

36

56

0

Węgiel kamienny

26

91

0,4

Ropa naftowa

41

76

Torf

22

106

0

Odpady drzewne

20

0

0

Poza typowymi wartościami przedstawionymi w Tabeli A, podczas obliczania i składania
raportów w zakresie narodowych emisji dopuszczalne jest korzystanie z dobrze
udokumentowanych wartości dla danego kraju.

Instrukcje i wymagania w zakresie spalania odpadów przedstawiono w Dyrektywie
2000/76/EC.

7.

Koszty CHP

Koszty inwestycyjne elektrociepłowni zależą od jej wielkości (ekonomia skali) i typu. Koszty
te są wysokie w przypadku paliw stałych, a niższe dla paliw gazowych i płynnych.

Wykonalność finansowa zależy w dużym stopniu od kosztów operacyjnych i przychodów ze
sprzedaży, które są funkcją:

♦ stosunku wytwarzanej energii elektrycznej do generowanego ciepła, wahającego się w

granicach od 0,2 do 1,0 w zależności od typu i rzeczywistego obciążenia elektrociepłowni,

♦ czasu trwania szczytowego obciążenia w granicach od 4000 do 8000 godzin rocznie,

♦ dziennych i tygodniowych wahań obciążenia cieplnego w okresie zimowym, letnim i

sezonach pośrednich,

♦ relacji cen paliw między gazem ziemnym, ropą naftową, węglem, torfem i biomasą,

♦ ceny energii elektrycznej do sprzedaży do sieci niskiego, średniego lub wysokiego napięcia

zależnej od pory sprzedaży,

♦ ceny ciepła sprzedawanego użytkownikom ciepła,

♦ kosztów różnych emisji,

♦ podłączeń do sieci dostaw paliwa, wody i ciepła oraz sieci energetycznej,

♦ parametrów finansowych, w tym podatków.

Koszty operacyjne i konserwacji zależą w pewnym stopniu od dokonanych wyborów w fazie
projektowania i konstrukcji elektrociepłowni. Często działania ograniczające początkowe
koszty inwestycyjne mogą prowadzić do wyższych kosztów operacyjnych i konserwacji,
zaburzając w ten sposób ogólną ekonomię elektrociepłowni.

Paliwo stanowi zwykle najistotniejszy składnik kosztów operacyjnych, który może sięgać 80%
całkowitych kosztów operacyjnych.

Koszty personelu zależą od wielkości, typu i poziomu automatyzacji elektrociepłowni.
Niewielkie systemy CHP korzystające z paliw gazowych i płynnych mogą być obsługiwane
automatycznie bez załogi do poziomu wydajności około 10 MW, podczas gdy
elektrociepłownie korzystające z paliwa stałego wymagają zatrudnienia personelu. Następuje
szybki rozwój zmierzający do obsługi bezzałogowej niewielkich elektrociepłowni opalanych
paliwem stałym.

-

19

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Koszty konserwacji zależą od takich czynników jak rodzaj paliwa, cykl operacyjny oraz
ś

rodowisko eksploatacji. Opalanie paliwem stałym wymaga większego zakresu konserwacji

niż paliwem płynnym i gazowym. Częste uruchamianie i wyłączanie zwiększa naprężenia
termiczne, podnosząc w ten sposób intensywność prac konserwacyjnych. Koszty
konserwacyjne zwiększa również zanieczyszczone środowisko.

Ubezpieczenie również podwyższa koszty operacyjne. Zakres ubezpieczenia może wahać się
od ubezpieczenia od awarii maszyn po utratę dochodów, w ten sposób bardzo różnicując
koszty ubezpieczenia. Ubezpieczenie stanowi zwykle 0,25-2% kosztów kapitałowych rocznie.

Koszty operacyjne i konserwacji zwykle dzieli się na koszty stałe i zmienne. Koszty stałe to
koszty występujące bez względu na to, czy system pracuje, czy nie. Koszty zmienne zależą od
długości okresu i poziomu eksploatacji systemu. Do sklasyfikowania kosztów danego systemu
elektrociepłowniczego na wyżej wymienione kategorie konieczna jest szczegółowa logistyka.

Z uwagi na liczne zmienne parametry, przedstawiona poniżej Tabela B ma charakter
orientacyjny. W przypadku rzeczywistej inwestycji typ, wielkość i proces technologiczny
elektrociepłowni należy uważnie zoptymalizować zgodnie z istniejącymi i prognozowanymi
warunkami, a wyniki mogą znacznie odbiegać od przedstawionych poniżej.

Tabela B. Orientacyjne koszty elektrociepłowni (CHP)

11

Typ elektrociepłowni

Cykl

skojarzony

Cykl

skojarzony

Cykl

skojarzony,

ciśnienie

wsteczne

Turbina

gazowa

Silnik

gazowy

Silnik

gazowy

Elektrociepłownia

ekstrakcyjna

Turbina

parowa,

ciśnienie

wsteczne

Turbina

parowa,

ciśnienie

wsteczne

Paliwo

Gaz

Gaz

Gaz

Gaz

Gaz

Gaz

Węgiel

Węgiel

Biopaliwo

Ilość energii elektrycznej

/ ciepła (MW)

220/200

80/70

80/70

10/18

2/2,7

10/12,5

200/300

20/40

20/40

Wytwarzanie

energii elektrycznej

ciepła

(GWh/rok)

990

900

360

315

360

315

45

81

9

12

45

56

900

1350

90

180

90

180

Godziny pracy

rocznie

4500

4500

4500

4500

4500

4500

4500

4500

4500

Cena paliwa

(EURO/MWh)

14

15

15

16

16

16

8

8

8

Cena ciepła z

elektrociepłowni

(EURO/MWh)

16

16

16

16

16

16

16

16

16

Cena energii

elektrycznej

(EURO/MWh)

40

40

40

40

40

40

40

40

40

Inwestycja

(w mln EURO)

155

66

60

6

1,6

7,5

350

40

40

Wewnętrzna stopa

zwrotu (%)

14

11

12

14

9

12

8

8

8

Wartości inwestycji dla silników gazowych uwzględniają ostatnio zdobyte doświadczenia w
porównaniu z pierwotnym raportem PEEREA: 700-800 €/kW

e

(Finlandia).

11

Tabelę zaadaptowano z badania PEEREA 46: Kogeneracja i ciepłownictwo okręgowe – ewolucja, bariery i

możliwości

, CS (02) 689, Bruksela, 29 maja 2002

-

20

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Koszty inwestycyjne elektrociepłowni wahają się w szerokich granicach, w zależności od
ś

rodowiska i wybranych rozwiązań technicznych. Na przykład, jednostkowy koszt inwestycji

elektrociepłowni na paliwo stałe (paliwa odnawialne, torf, węgiel i biopaliwo) może wahać się
w granicach od 1400 do 4800 €/kW

e

w zależności od wielkości (od 33 do 3 MW) i konkretnej

realizacji. Duże różnice kosztów jednostkowych stanowią ważną siłę napędową dla łączenia i
rozbudowy systemów ciepłownictwa okręgowego do rozmiarów, gdzie ekonomia skali (>10-
20 MWe) pozwala na wykonalność elektrowni opalanej paliwem stałym.

Typowe koszty operacyjne i konserwacji różnych typów elektrociepłowni,

12

z wyłączeniem

kosztów paliwa, wynoszą:

♦ dla silnika tłokowego: 7,5-15 €/MWh,

♦ dla turbin gazowych: 4.5-10.5 €/MWh,

♦ dla cykli parowych: 3 €/MWh.

Niższe wartości są typowe dla dużych elektrociepłowni, a wysokie wartości – dla niewielkich
elektrociepłowni. Inne przyczyny zróżnicowania kosztów operacyjnych i konserwacji są
zależne od konkretnego przypadku.

Konkretne koszty inwestycyjne kotłowni na biopaliwo są znacznie zróżnicowane w
poszczególnych krajach, podobnie jak poziom technologii. Wybrane typowe przykłady
przedstawiono poniżej w Tabeli C.


Tabela C. Średnie całkowite koszty przedsięwzięcia na 1 MW zainstalowanej mocy dla budowy
kotłowni na biopaliwo o mocy 1-10 MW w północno-zachodniej części Rosji, €/kW

13

Kotłownia wytwarzająca

tylko ciepło (HoB)

Inwestycja

€/kW

Jakość

Nowa/Używana

1. Nowa skandynawska kotłownia HoB

na biomasę

375

Wysoka

Nowa

2. Kotłownia HoB bazująca na

skandynawskich używanych
urządzeniach

125

Dostateczna

Używana

3. Rekonstrukcja kotłowni HoB typu

DKVR z dodatkowymi
skandynawskimi urządzeniami

125

Dostateczna

Używana

4. Białoruska technologia oparta na

biomasie

100-180

Dostateczna

Używana

5. Rosyjska technologia oparta na

biomasie

50-100

Wymaga

modernizacji

Nowa

8.

Benchmarking CHP i DH

Zamieszczona niżej orientacyjna tabela porównawcza opiera się na różnych bazach danych

14

i

ma na celu przedstawienie ogólnego obrazu podstawowych różnic między małymi i dużymi
przedsiębiorstwami CHP/DH w krajach członkowskich Unii Europejskiej i krajach
kandydujących.

12

PEEREA 46: Kogeneracja i ciepłownictwo okręgowe – ewolucja, bariery i możliwości, CS (02) 689, maj 2002

13

Anja Stub: Wykorzystanie bioenergii w rejonie Archangielska, NEEG, Oslo, 3 lutego 2000, dla Norweskiego

Ministerstwa Spraw Zagranicznych.

14

Fińskie Stowarzyszenie Ciepłownictwa Okręgowego reprezentuje tutaj państwo członkowskie Unii

Europejskiej i Bank Światowy oraz gospodarki w okresie przejściowym.

-

21

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

W Tabeli D uwaga o „krajach kandydujących do UE przed” odnosi się do ich gospodarek w
okresie przejściowym na początku lat 90-tych, gdy systemy DH i CHP pracowały w starym
trybie sterowanym podażą, podczas gdy uwaga o „krajach kandydujących do UE po” odnosi
się do obecnej sytuacji, gdy systemy mogły zostać już zmodernizowane, aby pracowały w
trybie sterowanym popytem.
Tabela D. Orientacyjny benchmarking dla CHP i DH.

Małe

Populacja do 100.000

Duże

Populacja ponad 100.000

Państwo kandydujące do UE

UE

Państwa kandydujące do UE

UE

Wskaźnik

Przed

Po

Obecnie

Przed

Po

Obecnie

DH z CHP
Całkowita efektywność energetyczna

47%

70%

80%

56%

69%

87%

%

Ciepło CHP/Całkowita produkcja
ciepła

71%

76%

>80%

Efektywność wytwarzania ciepła

89%

91%

85-92%

75-85%

80-88%

92-94%

%

Efektywność przesyłu ciepła

78%

85%

92%

82%

90%

95%

%

Efektywność dystrybucji ciepła

68%

91%

99%

85%

91%

99%

%

Gospodarka wodna

59

7

2

23

8

1

Razy w roku

Energia elektryczna do pomp
DH/wytwarzane ciepło

2,0

1,0

4,4

4,1

kWh/MWh

Całkowite wytwarzane ciepło/Liczba
pracowników

0,9

1,0

3,4

4,2

>10

GWh/osobę

Udział płac w całkowitych kosztach

7%

10%

10%

%

Zamówiona gęstość obciążenia
cieplnego/długość sieci

1,9

1,2

3,9

3,2

kW/m

Gęstość popytu na ciepło/długość sieci

3,4

2,4

7,1

6,4

MWh/m

W Tabeli D efektywność przesyłu odnosi się do sieci między źródłem ciepła a węzłem
użytkownika. Efektywność dystrybucji oznacza wewnętrzne rurociągi między węzłem a
poszczególnymi mieszkaniami. Całkowita efektywność systemu to iloczyn poszczególnych
wartości efektywności wytwarzania, przesyłu i dystrybucji ciepła zgodnie z Rys. 13
przedstawionym w dalszej części poradnika.

Na Rys. 8. przedstawiono pięć fikcyjnych przedsiębiorstw usług energetycznych jako
przykłady zróżnicowania struktury kosztów w Polsce. Dostęp do porównawczej bazy danych
jest bezpłatny dla przedsiębiorstw, które przedłożyły do niej swoje dane.
















Rys. 8. Struktura kosztów pięciu fikcyjnych przedsiębiorstw usług energetycznych jako

przykład danych wyjściowych z bazy danych

15

15

Metodę porównawczą w Polsce opracowano w 1999 roku w ramach projektu „FEMOPET POLAND KAPE –

BAPE – GRAPE” sponsorowanego przez Komisję Europejską i polskie Ministerstwo Gospodarki.

Numery przedsiębiorstw

Dochód [w tys. PLN]

zysk brutto

usługi obce

pośrednie koszty produkcji

inne materiały

bezpośrednie koszty pracy

materiały bezpośrednie

-

22

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

9.

Korzyści w zakresie stanu środowiska naturalnego

Spodziewane ograniczenie emisji związane z zastosowaniem elektrociepłowni w porównaniu z
alternatywnymi kotłowniami o poziomach efektywności 80% i 65% przedstawiono poniżej w
Tabeli E. Ponieważ wartości emisji dotyczą konkretnego, wykorzystywanego paliwa i
technologii, zakłada się, że elektrociepłownie będą spalać olej. Jak widać, CHP umożliwia
radykalne ograniczenie emisji, szczególnie CO

2

, dla danego poziomu podaży energii cieplnej.

Tabela E. Emisje przyrostowe i ograniczenie emisji przy CHP

16

CHP

Kotłownie (80%)

Kotłownie (65%)

Typ emisji

Emisje

ciepła

Emisje

Ograniczenie

przy CHP

Emisje

Ograniczenie

przy CHP

Zużycie paliwa - MW

c

311

692

55%

852

64%

SO

2

111

377

71%

465

76%

NO

x

21

165

87%

203

90%

Pyły

8,8

16

45%

20

56%

CO

2

41

192

79%

236

83%

* Emisje wyrażone są w kg/godz.
* Systemy dostarczają 554 MW energii cieplnej (para lub gorąca woda).
* Paliwo i emisje CHP mają charakter przyrostowy powyżej podanych poziomów przy samym wytwarzaniu
energii elektrycznej.

Przykład: Tabela E z kotłowniami o efektywności 80% prognozuje spadek zużycia paliwa o 55% w porównaniu z
zużyciem paliwa w elektrociepłowni przy odpowiadającym wzroście produkcji ciepła. Korzystając ze schematu
Sankeya przedstawionego wcześniej na Rys. 2, przyrostowe zużycie paliwa dla ciepła CHP w tym przypadku
wynosi 47 jednostek (=185-138), podczas gdy zużycie paliwa dla kotłowni o efektywności 84% wynosi 125
jednostek. W tym przykładzie zużycie paliwa ciepła wytwarzanego przez CHP wynosi o 62% (= 1-47/125) mniej
niż w przypadku oddzielnej kotłowni. Innymi słowy, 62% z przykładu wskazuje jeszcze większe oszczędności niż
szacowane 55% w Tabeli E. Różnica jest spowodowana zastosowaniem różnych źródeł literatury do sporządzenia
schematu Sankeya i Tabeli E.

Ponadto elektrociepłownie są często wyposażane w bardziej zaawansowane systemy
oczyszczania gazów spalinowych niż kotłownie HoB, w tym takie systemy jak komory
spalania o niskiej emisji NO

x

, filtry elektrostatyczne i instalacje odsiarczające, które

pozwoliłyby na osiągnięcie jeszcze większego ograniczenia różnego typu szkodliwych emisji.

Na terenie Unii Europejskiej wiele większych i mniejszych miast odniosło już znaczne
korzyści z kompleksowego wdrażania systemów DH i CHP.

Przykład: W roku 1990 miasto Helsinki zostało wyróżnione przez Organizację Narodów Zjednoczonych za
wydajny system wytwarzania energii na bazie CHP, który przyczynił się do poprawy jakości powietrza. W Tabeli
F poniżej przedstawiono najważniejsze wyniki w zakresie korzyści środowiskowych wynikające z rozbudowy
systemu CHP/DH w ciągu minionych lat w Helsinkach.

16

Tabelę zaadaptowano z: The District Energy Trends, Issues, and Opportunities, The Role of the World Bank,

Raport techniczny Banku Światowego nr 493 przygotowany przez C. Gochenour (2001).

-

23

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Tabela F. Wskaźniki dla miasta Helsinki i miejskiego systemu CHP/DH na przestrzeni minionych 40

lat

Przedsiębiorstwo

Helsinki Energy

Rok

1960

1975

1990

2000

Liczba ludności Helsinek

tys.

446

504

521

558

Dostawy energii elektrycznej

GWh/rok

583

1667

3117

5228

Dostawy ciepłownictwa
okręgowego

GWh/rok

357

3305

5425

6523

Udział ciepłownictwa okręgowego
w rynku ciepłowniczym

%

8

60

88

92

Efektywność energetyczna
przedsiębiorstwa Helsinki Energy

%

47

77

82

89

Właściwe zużycie ciepła w
budynkach

kWh/m

3

rocznie

65

58

47

44

Emisje na wytworzoną energię
netto

Dwutlenek siarki – SO

2

ton/GWh

5,8

2,6

1,6

0,25

Tlenek azotu – NO

x

ton/GWh

1,9

1,4

1,5

0,33

Dwutlenek węgla – CO

2

kiloton/GWh

0,85

0,52

0,40

0,28

Emisje na jednostkę wytwarzanej energii radykalnie spadły w Helsinkach, podczas gdy system DH i CHP został
w mieście rozbudowany. Jednocześnie pozostałe emisje zostały wyeliminowane z niskich kominów silnie
zanieczyszczających powietrze w mieście, a jakość powietrza w mieście wzrosła znacznie bardziej niż na to mogą
wskazywać dane przedstawione w Tabeli F.

Podobnie w Sztokholmie łączone efekty rozwoju ciepłownictwa okręgowego i niższych emisji właściwych
doprowadziły do zmniejszenia o ponad 98% średniego stężenia siarki w powietrzu.

10.

Alokacja kosztów CHP na energię elektryczną i cieplną

W przypadku CHP konieczne jest istnienie obciążenia cieplnego, takiego jak system
ciepłownictwa

okręgowego,

zapotrzebowania

na

parę

przemysłową

lub

nawet

zapotrzebowania na scentralizowane chłodzenie pomieszczeń. Z tego względu istnienie
konkurencji na rynku ciepłowniczym/chłodniczym jest niezbędnym warunkiem wykonalności
CHP.

Alokacja kosztów CHP na energię elektryczną i cieplną stanowi odwieczny problem, a w
poszczególnych krajach stosuje się różne rozwiązania. Zasadnicze problemy i możliwe
rozwiązania przedstawiono na Rys. 9, na którym wybrana metoda alokacji przesuwa jedynie
koszty z jednej strony na drugą, utrzymując koszty całkowite na stałym poziomie.

Przykład: Problem alokacji kosztów CHP to kolejny z problemów typu „jajka czy kurczaki”. Cena kurczaków i
jajek jest zależna całkowicie od rynku. Aby pokryć koszty i jednocześnie osiągnąć przyzwoity zysk, należy
wybrać odpowiednią strukturę kosztów (cen) produktów. Na przykład, obniżenie ceny jajek wymagałoby
podniesienia ceny kurczaków dla osiągnięcia stałych przychodów. Tu również istnieje analogia do skojarzonej
produkcji, według której nie można prowadzić produkcji jajek (energii elektrycznej) bez posiadania kurczaków
(ciepła).

-

24

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Istnieje kilka sposobów alokacji kosztów przez elektrociepłownię na energię elektryczną i
ciepło, jak to ukazano na Rys. 9. Wybór metody alokacji będzie zgodny z wymaganiami
otaczającego rynku energetycznego w następujący sposób:

A: Produkcja ciepłownictwa okręgowego wykorzystywanego do rozpoczęcia
pozyskiwania pary z istniejącej elektrowni kondensacyjnej przy niskich kosztach
różnicowych i taka struktura kosztów były stosowane już dość dawno temu do
konkurowania z ogrzewaniem gazowym (system stosowany w przeszłości w Dani i
Niemczech).

B: Ciepłownictwo okręgowe i energetyka działają na nasyconym rynku i alokacja
kosztów na energię elektryczną i ciepło następuje w sposób oparty o cenę rynkową
(Finlandia i Szwecja).

C: Ciepło pokrywa większą część kosztów CHP, a energia elektryczna opiera się na
kosztach różnicowych (system stosowany w przeszłości w Polsce, krajach
nadbałtyckich i w Rosji).

D: Dowolna metoda bez regulacji – gdy zarówno sektor ciepła, jak i energii
elektrycznej są nieskrępowane i konkurencja funkcjonuje prawidłowo po obu stronach,
nie jest wymagana żadna regulacja, a rynek zapewnia właściwą alokację kosztów CHP.

Przykłady wynikające z ogólnych informacji ekonomicznych i termodynamicznych różnych
metod przedstawiono w Załączniku 2.

Rys. 9. Alokacja kosztów CHP na energią elektryczną i ciepło

11.

Węzeł użytkownika z pomiarem zużycia ciepła

11.1.

Węzeł użytkownika

W krajach o gospodarkach w okresie przejściowym stosuje się różne sposoby podłączania
budynków do sieci DH. Najbardziej typowym rozwiązaniem jest instalacja wymiennika ciepła
do podgrzewania ciepłej wody do gospodarstw domowych, jak to ma również miejsce zwykle
w starszych krajach członkowskich Unii Europejskiej oraz hydroelewator (np. pompę

Ciepło

C

Koszty całkowite = stałe

D?

B

A

Energia elektryczna

-

25

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

wtryskową) do podgrzewania wody w obwodzie kaloryferów ogrzewania przestrzeni (SH).
Hydroelewator miesza wodę zasilającą z sieci DH z wodą powracającą z obwodu SH w stałym
stosunku. Zmieszana woda jest dostarczana do obwodu SH. Z tego względu poziom
temperatury obwodu SH jest równolegle regulowany przez źródło ciepła dla wszystkich
użytkowników sieci.

Z uwagi na opóźnienia czasowe w sieci, różne potrzeby grzewcze i sezonowe zachowania
użytkowników, typowym zjawiskiem jest, że u użytkowników w gospodarkach w okresie
przejściowym często występuje nadmiar lub niedobór ciepła. Jedynym sposobem reakcji na
taki stan rzeczy jest albo otwarcie okna i uwolnienie nadmiaru ciepła lub, w przypadku
deficytu ciepła, założenie cieplejszych ubrań lub zastosowanie innych źródeł ciepła (piecyka,
grzejników elektrycznych, itd.) w swoich mieszkaniach.

W nowoczesnych systemach ogrzewanie ciepłej wody dla gospodarstw domowych jest
zasadniczo takie samo we wszystkich węzłach, bez względu na to, czy jest ona stara czy nowa,
oraz gdzie jest zlokalizowana. Główne różnice między starą a nowoczesną podstacją
sprowadzają się do typu zastosowanego wymiennika ciepła i jakości regulacji temperatury.
Innymi słowy, podstawowa różnica polega na sterowaniu i strukturze połączenia obwodu SH:

Kontroler

warunków

atmosferycznych:

Aktualna

temperatura

na

zewnątrz

jest

wykorzystywana w elektronicznym kontrolerze do regulacji temperatury zasilającej w
obwodzie SH. W praktyce kontroler porównuje aktualną temperaturę na zewnątrz z zadaną
wartością i pomierzoną temperaturą w obwodzie SH. W zależności od wyniku porównania,
kontroler otwiera lub zamyka zawór sterujący, aby dostarczyć więcej lub mniej ciepła do
obwodu SH (Rys. 10).

Wymiennik ciepła w obwodzie SH nie jest konieczny, ale skutecznie izoluje wodę z sieci DH
od wody z obwodu SH, która może mieć inny status własności i inne wymagania w zakresie
jej jakości. W przypadku, gdy straty wody, ciśnień i temperatur w systemie DH są wysokie, w
typowych rozwiązaniach zaleca się wymiennik ciepła w celu odizolowania obwodu SH.

11.2.

Pomiar energii cieplnej

Liczniki ciepła rejestrują zużycie ciepła przez użytkownika, a odczyty z mierników są
wykorzystywane do wystawiania faktur dla użytkownika. Z tego względu pomiary zużycia
ciepła motywują użytkownika do racjonalnego zużycia energii. Liczniki i ciepła są jednak dość
drogie. W efekcie w wielu krajach ogrzewany budynek jest wyposażony tylko w jeden ogólny
licznik ciepła, a pomierzona energia cieplna jest dzielona na mieszkania za pomocą
podzielników kosztów ciepła instalowanych na kaloryferach w pomieszczeniach (częściowo w
Polsce, Niemczech) lub po prostu według metrażu mieszkania (Finlandia, Szwecja).

Pomimo wysokich kosztów, istnieje jeszcze jeden problem z pomiarami na poziomie
mieszkania. Mieszkania nie znajdują się w jednakowym położeniu względem siebie.
Mieszkania usytuowane od szczytu mogą posiadać ocieplone ściany, podczas gdy mieszkania
znajdujące się w otoczeniu innych mieszkań w środku bloku mają znacząco różne zużycie
energii i mniej możliwości oszczędności energii. Na przykład:

• gdy użytkownik w mieszkaniu z zewnętrznymi ścianami w bloku ograniczy zużycie energii,

otrzyma znacznie niższy rachunek za zużyte ciepło,

• gdy użytkownik w mieszkaniu znajdującym się w środku bloku ograniczy zużycie energii,

zwiększy tym samym rachunki swoich sąsiadów, ponieważ energia cieplna przepłynie z
cieplejszych mieszkań do chłodniejszych.

-

26

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

W większości gospodarek krajów w okresie przejściowym koszty ogrzewania stanowią ważny
składnik kosztowy gospodarstw domowych. Z tego powodu zrozumiałym jest, że należy
zapewnić jakiś rodzaj pomiarów na poziomie mieszkania i wykorzystać je do wystawiania
faktur za ciepło zużyte w mieszkaniu. Odczyty z podzielników kosztów ciepła należy
wykorzystywać do prawidłowej alokacji kosztów ogrzewania. Z tego względu opracowano
programy komputerowe, które rozwiązują większość kwestii uczciwej alokacji kosztów,
kompensując różne położenia mieszkań.

Koszty jednostki pomiarowej centralnego ogrzewania wahają się w granicach od 300 do 500
EURO na budynek.
Miernik ciepła składa się z trzech rodzajów komponentów (Rys. 10):
-

miernika przepływu wody,

-

dwóch czujników temperatury (zwykle typu Pt 100),

-

jednostki obliczeniowej (integratora).

Rys. 10. Przykład nowoczesnej podstacji użytkownika z dwoma wymiennikami ciepła (HE) i
licznikiem ciepła z czujnikami temperatury (T)

W małych licznikach ciepła stosuje się zwykle jedną z niżej opisanych zasad pomiaru
przepływu wody:

1) Liczniki wirnikowe
Jeden lub więcej strumieni wody obraca wirniki. Ruch wirnika jest przenoszony na licznik
poprzez urządzenie zliczające lub urządzenie magnetyczne.

2) Liczniki z turbiną
Wykorzystuje się obracające się wirniki, ale w przeciwieństwie do liczników z wirnikiem, oś
obrotu jest umieszczona w środku strumienia wody i równolegle do niego.

3) Liczniki indukcyjne

Granice podstacji

Temperatura
zewnętrzna

Zasilanie z DH

T

Zasilanie

HE

HE

do DHW

Ogrzewanie

przestrzeni

Zawory
sterujące

(SH)
z

kaloryferami
w
pomieszczeniach

Powrót

z DHW

Ś

wieża woda

Pompa

Powrót do DH

T

Miernik przepływu

Jednostka
obliczeniowa

Sterowanie
Unit

SH

DHW

-

27

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Z technicznego punktu widzenia pomiar oparty jest na rejestracji napięcia indukowanego przez
przewodnik uruchamiający w polu magnetycznym. Innymi słowy, ponieważ woda jest
przewodnikiem prądu, napięcie jest indukowane przez przepływającą wodę proporcjonalnie do
prędkości przepływu. Wartość napięcia jest przekształcana na informacje o pomierzonym
przepływie wody.

4) Liczniki ultradźwiękowe
Ultradźwięki są przekazywane do strumienia wody. Do uzyskania informacji o szybkości
przepływu wody wykorzystuje się kąt odchylenia lub opóźnienie czasowe odbijanego
dźwięku. Prędkość jest następnie przekształcana na wartość przepływu wody.

Podzielniki kosztów ogrzewania do podziału zużycia ogrzewania w budynku na poszczególne
mieszkania

Najczęściej stosowane podzielniki kosztów instalowane na kaloryferach w pomieszczeniach to
podzielniki ewaporacyjne lub podzielniki elektroniczne wyposażone w systemy zbierania
danych różnych poziomów. Podzielnik ewaporacyjny składa się z niewielkiego pojemnika
(ampuły) z cieczą, która paruje w funkcji energii cieplnej wypromieniowywanej przez element
grzewczy. Ampuły są umieszczone w uszczelnionych komorach wyposażonych w skale
pomiarowe. Zużyte puste ampuły wymienia się na nowe po pewnym okresie czasu w
zależności od stopnia wykorzystania kaloryfera oraz struktury i typu miernika parowania.
Podzielnik elektroniczny rejestruje dostarczane ciepło przez kaloryfer w swojej wbudowanej
pamięci. Blok pamięci jest regularnie odczytywany, a odczyty zużycia są wykorzystywane do
sporządzania rachunków za ciepło. Podzielnik elektroniczny jest zasilany z baterii, które
należy zawsze wymienić przed ich wyczerpaniem się.

W przypadku stosowania alokatorów kosztów na kaloryferach należy zainstalować zawory
termostatyczne. Zawory termostatyczne są niezbędne do kontroli wyjściowego ciepła na
kaloryferach zgodnie z zapotrzebowaniem przestrzeni pomieszczenia ustalanym przez
mieszkańca.

Tabela G. Orientacyjne koszty inwestycji, instalacji i projektowania podzielnikow ciepła w
przypadku renowacji mieszkania o średnim metrażu 50 m

2

wyposażonego w 4 kaloryfery

Inwestycja

Dodatkowa robocizna

Ogółem

Pomiar po stronie

zapotrzebowania (DSM)

€/mieszkanie

€/mieszkanie

€/mieszkanie

A) Alokator ewaporacyjny

50

200

250

B) Alokator elektroniczny

100

200

300

C) Alokator elektroniczny ze

scentralizowanym gromadzeniem danych

150

300

450

D) Zawór termostatyczny

50

200

250

12.

Ustalanie systemu taryf na energię cieplną i okres przejściowy

Przedsiębiorstwo ciepłownicze (DHE) powinno w dłuższej perspektywie czasowej stać się
samofinansującym się podmiotem. W oparciu o spodziewane, znaczne oszczędności energii
związane z proponowanymi inwestycjami, należy wyciągnąć kilka wniosków do rozważenia
podczas opracowywania taryfy na energię cieplną oraz kroków przejściowych w systemie
taryf.

12.1.

Charakterystyka właściwej taryfy na energię cieplną

Taryfę na energię cieplną należy opracować zgodnie z sześcioma poniższymi zasadami:

-

28

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

1. Pełne pokrycie kosztów: Taryfa powinna uwzględniać wszystkie przewidywane koszty

w najbliższej przyszłości i rozsądny zysk. Taryfa powinna być oparta na
przewidywanych kosztach, a nie kosztach ponoszonych w przeszłości, ponieważ nowa
taryfa będzie stosowana w bliskiej przyszłości, a nie w przeszłości.

2. Odzwierciedlenie struktury kosztów: Składniki taryfy należy oprzeć na rzeczywistej

strukturze kosztów. Opłata zmienna obejmuje koszty zakupu paliwa i energii, a opłata
stała koszty kapitału i personelu. Jednoskładnikowe taryfy doprowadziłyby do
niestabilności finansowej przedsiębiorstwa ciepłowniczego, gdy użytkownicy zaczęliby
oszczędzać energię, jak to zademonstrowano w Tabeli H.

3. Konkurencyjność: Taryfa na energię cieplną powinna oferować konkurencyjną opcję

użytkownikom, u których zastosowanie ciepłownictwa okręgowego jest wykonalne
ekonomicznie.

4. Motywowanie do ograniczania kosztów: Dla PECu powinien istnieć bodziec

ograniczający koszty usług ciepłowniczych poprzez istniejącą konkurencję w zakresie
ogrzewania gazowego/olejowego, określenie taryfy przez państwowe organy
stanowiące lub w inny sposób.

5. Motywowanie do oszczędzania energii: Dla użytkownika ciepła powinien istnieć

bodziec do ograniczania wymaganego ciśnienia wody, temperatury wody zasilającej i
powrotnej oraz przepływu wody, co przyczyniłoby się do oszczędności energii. Jedną z
metod realizacji tego celu jest powiązanie opłaty stałej z zamówionym przepływem
wody. W ten sposób, gdy użytkownik jest motywowany do ograniczenia przepływu
wody, działa na rzecz oszczędzania energii i zwiększenia poziomu chłodzenia.

6. Prostota: Taryfa na energię cieplną powinna być zrozumiała dla użytkowników.

Użytkownicy, zwykle nie posiadający wiedzy w zakresie działalności energetycznej i
technologii, powinni wyraźnie widzieć z taryfy, za co są odpowiedzialni i jak mogą
wpływać na wielkość składników w otrzymywanych rachunkach za ciepło.

Niekiedy trudno jest spełnić jednocześnie wszystkie wymienione wyżej kryteria, dlatego
konieczne jest wówczas określenie priorytetów w strukturze taryfy.

12.2.

Taryfa oparta na odczytach z liczników ciepła

W trakcie modernizacji systemu ciepłowniczego i instalacji liczników ciepła u odbiorców,
taryfę na energię cieplną należy przekształcić z taryfy opartej na metrażu pomieszczeń (€/m

2

ogrzewanej powierzchni) na taryfę opartą na pomierzonej zużytej energii (€/MJ lub €/kWh). Z
przekształceniem taryfy należy jednak poczekać do chwili, gdy dostępne staną się dostateczne
i miarodajne dane dotyczące zużycia (sprzedaży) pomierzonego ciepła.

Zanim użytkownicy ciepła zostaną wyposażeni w liczniki ciepła na poziomie budynku, należy
oszacować straty ciepła podczas przesyłu. Dane szacunkowe zwykle są niższe niż rzeczywiste,
nieznane straty, gdyż opierają się na obliczeniach teoretycznych. Z uwagi na niskie wartości
szacunkowe strat, sprzedaż ciepła jest sztucznie zawyżona, ponieważ w rzeczywistości część
rzeczywistych strat podczas przesyłu jest ujętych w sprzedaży energii cieplnej. Wprowadzenie
mierników ciepła ujawniło jednak prawie wszędzie, że rzeczywista sprzedaż ciepła jest niższa
niż początkowo szacowana. Jeśli system taryf zostanie zmieniony z systemu opartego na
metrażu na system bazujący na ilości pomierzonego ciepła przed przeanalizowaniem
pomierzonych danych, nowy system taryf zamieni się w nadmiernie motywujący dla
użytkowników ciepła, ale spowoduje odniesienie znacznych strat finansowych przez
przedsiębiorstwo cieplownicze. Z tego względu zaleca się, aby DHE utrzymało aktualny
system taryf oparty na metrażu do momentu, gdy wszyscy użytkownicy zostaną wyposażeni w

-

29

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

liczniki ciepła i dostępne staną się dane dotyczące rzeczywistej sprzedaży ciepła. Rzeczywiste
dane należy wykorzystać podczas opracowywania nowej, dwuczłonowej taryfy.

Przykład: W systemie DH zmierzona ilość ciepła dostarczanego do sieci przez kotłownię wyniosła 100 GWh w
2002 roku, z czego straty ciepła podczas przesyłu oszacowano na 5 GWh, otrzymując sprzedaż rzędu 95 GWh. W
oparciu o całkowite koszty dostaw wynoszące 1,9 miliona €, wyliczono cenę ciepła na poziomie 20 €/MWh. Rok
później wszyscy użytkownicy zostali wyposażeni w liczniki ciepła, a dostawy energii cieplnej znowu wyniosły
100 GWh. Pomierzona sprzedaż ciepła wyniosła 85 GWh, a nie 95 GWh jak poprzednio, a straty podczas
przesyłu - 15 GWh zamiast szacowanych 5 GWh. Przy tej samej taryfie przychody przedsiębiorstwa wyniosły 1,7
miliona €, co stanowi 200.000 € mniej niż rok wcześniej. Z tego powodu, przed ostateczną zmianą taryfy DHE
powinno poczekać aż pomierzone dane zostaną przeanalizowane i staną się dostępne do opracowania taryfy, aby
wprowadzić taryfę pokrywającą koszty wynoszące 22,4 €/MWh.

12.3.

Taryfa dwuczłonowa

Taryfa na energię cieplną musi się składać z dwóch elementów odzwierciedlających strukturę
kosztów DH: (1) opłaty stałej obejmującej koszty kapitału, stałego personelu i części
konserwacji, oraz (2) opłaty zmiennej obejmującej koszty zakupu paliwa, wody, energii
elektrycznej i ciepła, tymczasowo zatrudnionego personelu i pozostałą część kosztów
konserwacji. Te dwie opłaty powinny uwzględniać również przyzwoity zysk, aby umożliwić
działalność i rozwój przedsiębiorstwa w dłuższej perspektywie czasowej.

Przykład: Fikcyjne polskie miasto „Ciepło” rozważa wybór taryfy jednoczłonowej lub dwuczłonowej. Dzięki
dobrze zorganizowanym kampaniom na rzecz oszczędności energii i udanym inwestycjom w nowoczesne
technologie DH, użytkownicy ciepła między innymi w budynku przy ul. Cieplnej 18 zaczęli oszczędzać energię.
W Tabeli H poniżej przedstawiono rozliczenie użytkownika z ul. Cieplnej 18 przy dwóch opcjonalnych
systemach taryf – taryfy jednoczłonowej j i taryfy dwuczłonowej (w PLN). Oba systemy taryf przyniosą
jednakowe wyniki finansowe dla DHE w roku 2003. Dwa lata później, gdy użytkownikowi udało się
zaoszczędzić 10% zużywanego ciepła, taryfa dwuskładnikowa daje neutralny wynik finansowy, podczas gdy
taryfa jednoczłonowa spowodowałaby odnotowanie przez DHE poważnych strat finansowych. Aby uniknąć strat
finansowych i utrzymać taryfę jednoczłonowej, DHE musi zwiększyć poziom taryfy, aby zrekompensować straty
finansowe. Innymi słowy, DHE musi ukarać użytkownika poprzez wzrost taryfy na energię cieplną, ponieważ
użytkownikowi udało się zaoszczędzić energię. Kara za dobrze wykonane zadanie nie jest zgodna z przesłaniem
oszczędności energii. Z tego względu należy wprowadzić taryfę dwuczłonowej i ją odpowiednio zastosować, aby
odpowiedzieć na działania w zakresie oszczędności energii podejmowane przez użytkowników.

Tabela H. Wpływ finansowy struktury taryfy związany z oszczędnością energii

Oszczędność energii: 10% rocznie
Przypadek: ul. Cieplna 18, miasto Ciepło, Polska

2003

2004

2005 Rok

Prognoza zapotrzebowania na ciepło

4115

3704

3333 GJ/rok

Opcje taryfy na energię cieplną
A. Taryfa jedno

członowa

Opłata zmienna

24

24

24

PLN/GJ

B. Taryfa dwu

członowa

Opłata stała
Opłata zmienna

9,6

14,4

9,6

14,4

9,6

14,4

PLN/GJ odpowiednik
PLN/GJ

Przepływ środków pieniężnych DHE w mieście Ciepło
A. Taryfa jedno

członowa

Przychody zmienne

98760

88884

79996 PLN

Zmniejszone przychody zmienne

5926

11259 PLN

Ogólny przepływ środków pieniężnych

98760

94810

91254 PLN

Efektywny przepływ środków pieniężnych netto

-

-3950

-7506 PLN

B. Taryfa dwu

członowa

Przychody stałe

39504

39504

39504 PLN

Przychody zmienne

59256

53330

47997 PLN

Zmniejszone przychody zmienne

0

5926

11259 PLN

Ogólny przepływ środków pieniężnych

98760

98760

98760 PLN

Efektywny przepływ środków pieniężnych netto

-

0

0

-

30

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

W przykładzie podanym w Tabeli H nie osiągniętoby takich słabych wyników, gdyby przedsiębiorstwo miało
możliwość pozyskania nowych użytkowników w systemie DH. Nowi użytkownicy mogliby otrzymać ciepło
uzyskiwane z paliwa i wydajności zwolnionej przez dotychczasowych użytkowników, którzy dokonali
oszczędności, i w ten sposób bazować na większych przychodach ze sprzedaży ciepła przyrostowego.

13.

Relacje między stronami

13.1.

Definicja użytkownika ciepła

W regionie Morza Bałtyckiego istnieją dwie różne zasady definiowania użytkownika ciepła z
budynku mieszkalnego:

1. Termin „użytkownik ciepła” oznacza stowarzyszenie właścicieli nieruchomości lub

spółdzielnię mieszkaniową, która płaci rachunki za media, a sama z kolei pobiera opłaty od
mieszkańców (przykład: Polska).

2. Termin „użytkownik ciepła” oznacza każdego właściciela mieszkania indywidualnie, który

bezpośrednio odpowiada za płacenie rachunków za media i może również mieć swobodę
odłączenia się od układu centralnego ogrzewania (przykład: Litwa).

W ciepłownictwie okręgowym, jako scentralizowanym i zintegrowanym systemie, zbiorowy
udział mieszkańców bloków mieszkalnych jest niezbędny, aby uniknąć budowy równoległych
rurociągów ciepłowniczych wewnątrz budynków i nie dopuścić do powstania problemu osób
wykorzystujących sytuację.

Przykład: W bloku znajduje się 10 mieszkań. Pięciu właścicieli mieszkań skorzystało z możliwości
zagwarantowanej przez lokalne prawo i odłączyło się od systemu centralnego ogrzewania, a pięciu pozostałych
właścicieli pozostało podłączonych. Mimo wszystko trzeba jednak ogrzewać cały budynek, gdyż wewnątrz nie
istnieje izolacja termiczna, a ściany wewnętrzne i stropy wykonane są z samego betonu. W efekcie pięciu
podłączonych właścicieli musi płacić nie tylko za swoje własne ogrzewanie, ale również za ogrzewanie mieszkań
odłączonych. W ten sposób właściciele mieszkań odłączonych wykorzystują sytuację i otrzymują ciepło przez
ś

ciany i stropy, za które płacą ich sąsiedzi. Takie zachowanie nie jest uczciwe i nie zapewnia zrównoważonego

rozwoju, dlatego powinno być zabronione prawnie.

W większości krajów europejskich zbiorowa instytucja stowarzyszenia właścicieli
nieruchomości lub spółdzielni mieszkaniowej już funkcjonuje. Taka instytucja okazuje się
praktycznym rozwiązaniem nie tylko w przypadku DH, ale również dla utrzymania wspólnych
przestrzeni w budynkach (klatki schodowe, place, parkingi, itd.) i administrowania wspólnymi
obowiązkami właścicieli mieszkańców (podejmowanie decyzji w sprawie docieplenia
budynku, sadzenie drzew na placach, regularne sprzątanie wspólnie użytkowanych
przestrzeni).

13.2.

Umowa między użytkownikiem a przedsiębiorstwem ciepłowniczym

Umowę należy zawrzeć z każdym użytkownikiem ciepła (dotyczy wszystkich budynków,
stowarzyszeń właścicieli nieruchomości i firm, nie mniej w najlepszym układzie nie z każdym
właścicielem mieszkania indywidualnie). Umowa musi określać, co następuje:

1. Zakres umowy

♦ Rodzaje świadczonych usług ciepłowniczych, z których korzysta użytkownik.

-

31

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

2. Własność urządzeń

♦ Kto jest właścicielem węzła i licznika ciepła? Węzeł powinien być własnością

DHE lub użytkownika ciepła, ale licznik ciepła powinien być własnością DHE.

3. Odpowiedzialność za konserwację

♦ Właściciel węzła ponosi odpowiedzialność za konserwację i poprawność działania.

Jeśli właścicielem węzła jest użytkownik, odpowiedzialność tę może przerzucić na
DHE lub na osoby trzecie poprzez dodatkową umowę o obsługę węzła.

4. Obowiązki DHE

♦ Jakość ciepła: poziomy temperatur, przepływ wody (ograniczony lub nie), różnica

ciśnień, dostępność.

♦ Informowanie użytkowników o planowanych przerwach konserwacyjnych w

dostawach ciepła.

♦ Prawa do konserwacji i modernizacji urządzeń (jeśli są własnością DHE lub DHE

zostało uprawnione do ich konserwacji).

♦ Zasady ewentualnych kar do zapłacenia przez DHE w przypadku nie

wywiązywania się ze swoich obowiązków.

♦ Informowanie użytkownika ciepła w przypadku stwierdzenia nieprawidłowości

działania węzła pi należącego lub konserwowanego przez użytkownika i zażądanie
naprawy węzła w określonym terminie.

♦ Jeśli DHE nie jest w stanie podłączyć nowego użytkownika do systemu DH według

uzgodnień, z uwagi na opóźnienia wynikłe z winy DHE, DHE zorganizuje
tymczasowe ogrzewanie użytkownika bez dodatkowych kosztów dla użytkownika
do chwili zrealizowania ostatecznego podłączenia.

♦ Dostosowanie opłaty stałej taryfy na energię cieplną użytkownika na żądanie w

przypadku zastosowania znacznych działań w zakresie oszczędności energii w
budynku, fundamentalnej zmiany przeznaczenia budynku lub gdy opłata stała jest
za wysoka według niezależnego audytu energetycznego.

♦ Odłączenie użytkownika na żądanie w przypadku rozbiórki budynku, zastąpienia

połączenia DH przez nowy, wydajniejszy system ogrzewania lub fundamentalnej
zmiany przeznaczenia budynku.

♦ Ewentualnie zwrócenie odłączonemu użytkownikowi opłaty przyłączeniowej, jeśli

została kiedykolwiek pobrana, bez odsetek i z potrąceniem rzeczywistych kosztów
odłączenia (opłata przyłączeniowa jest uważana za rodzaj długoterminowej
pożyczki z zerowym oprocentowaniem) w przypadku, gdy opłata przyłączeniowa
znacznie przewyższa początkowe koszty podłączenia. Z drugiej strony, opłatę
przyłączeniową można uważać za jednorazową płatność za podłączenie, która w
związku z tym nie podlega zwrotowi.

5. Prawa DHE

♦ Wykorzystanie gruntu użytkownika ciepła pod budowę podziemnych rurociągów

bez odszkodowania lub ewentualnie za rozsądną rekompensatą w przypadkach, gdy
właściciel gruntu nie zostanie podłączony do systemu DH (kto decyduje, jak
wysoka powinna być taka rekompensata?).

♦ Dostęp w dowolnej chwili do pomieszczenia węzła.

-

32

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

♦ Zaproponowanie wywłaszczenia własności przez gminę, jeśli jest to konieczne dla

budowy rurociągów i urządzeń dostaw ciepła niezbędnych do zatwierdzonej
zbiorowej instalacji dostaw ciepła oraz budowę obiektów wymaganych do
dostarczania paliw i innych zasobów materiałowych.

♦ Uwzględnienie amortyzacji operacyjnej i przeznaczenia funduszy na ponowne

inwestycje i odsetki od zainwestowanego kapitału (za zgodą władz regulujących
rynek energetyczny?) poza przewidywanymi (!) kosztami paliwa, eksploatacji,
konserwacji i personelu w taryfie na energię cieplną.

♦ Określenie różnych cen dla dużych i specjalnych użytkowników, grup

użytkowników i geograficznie wydzielonych obszarów (cena energii powinna
odzwierciedlać koszty paliwa, a opłata stała – koszty kapitałowe i konserwacji).

♦ Prawo zatwierdzania/odrzucania projektów nowych węzła.

♦ Zaskarżenie użytkownika (budynku) mającego poważne problemy z opłacaniem

rachunków za ciepło. W ostateczności, gdy użytkownik nie dostosuje się do
orzeczenia sądu, DHE będzie mieć prawo odłączenia budynku użytkownika.

♦ Pobieranie opłaty przyłączeniowej (nowi użytkownicy), opłaty stałej i opłaty

zmiennej jako wynagrodzenia za usługi grzewcze.

♦ Opłata przyłączeniowa może zależeć od wielkości użytkownika (opłata liniowa lub

regresyjna) oraz istniejącego systemu cieplnego, który zostanie zastąpiony (uwaga:
użytkownicy z nowym systemem ogrzewania mogą zapłacić niższą opłatę
przyłączeniową niż użytkownicy posiadający przestarzałe systemy).

♦ Pobieranie opłaty konserwacyjnej, jeśli zostało to uzgodnione osobno z

użytkownikiem ciepła.

♦ Podejmowanie samodzielnych decyzji o inwestycjach poprawiających parametry i

ekonomię systemu do równowartości ... €; samodzielnie, ale z poinformowaniem
gminy – do … €; oraz za zgodą gminy, jeśli wartość inwestycji przekracza ... €.
Powyższe wartości podane w EURO pozostały otwarte, ponieważ są zależne od
danego przedsiębiorstwa, a także mogą być powiązane procentowo, na przykład z
kapitałem własnym.

6. Obowiązki użytkownika ciepła

♦ Udzielanie pomocy w zakresie odczytu wskazań liczników i dostarczanie takich

danych do DHE.

♦ Zapewnienie dostępu DHE do pomieszczenia węzła w dowolnej chwili, ale nie

dopuszczanie do niego osób trzecich.

♦ Utrzymanie i modernizacja urządzeń (jeśli stanowią własność użytkownika i

użytkownik odpowiada za ich konserwację).

7. Prawa użytkownika energii cieplnej

♦ Otrzymywanie ciepła o parametrach określonych w umowie.

♦ Uzyskiwanie

danych

statystycznych

dotyczących

zużycia

ciepła

przez

użytkownika.

♦ Żądanie kalibracji lub sprawdzenia licznika ciepła. Narosłe koszty zostaną pokryte

przez DHE w przypadku, gdy wskazania licznika są niedokładne i licznik wymaga

-

33

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

kalibracji, naprawy lub wymiany; w pozostałych przypadkach koszty te pokrywa
użytkownik ciepła.

♦ Uzyskanie rekompensaty finansowej od DHE, jeśli nieprawidłowa działalność

przedsiębiorstwa spowodowała poniesienie przez użytkownika kosztów.

♦ Dostęp do pomieszczenia węzła w dowolnej chwili.

♦ Zażądanie dostosowania opłaty stałej taryfy na energię cieplną w przypadku

wdrożenia w budynku istotnych działań mających na celu oszczędność energii,
istotnej zmiany przeznaczenia budynku lub gdy opłata stała jest zbyt wysoka, jak na
to wskazuje niezależny audyt energetyczny.

♦ Użytkownik ma prawo odłączyć się od systemu DH, jeśli budynek przeznaczony

jest do rozbiórki, podłączenie DH zostanie zastąpione przez bardziej ekonomiczny
system grzewczy lub w przypadku fundamentalnej zmiany przeznaczenia budynku.

♦ Jeśli użytkownik chce i ma prawo odłączyć się od systemu DH, przedsiębiorstwo

DHE jest zobowiązane zwrócić pierwotną opłatę przyłączeniową, jeśli taka została
kiedykolwiek pobrana, bez odsetek i z potrąceniem rzeczywistych kosztów
demontażu podłączenia (w praktyce bardzo rzadko należy cokolwiek wypłacić z
uwagi na zwykle znaczne koszty demontażu podłączenia, a w szczególności
rosnącą roczną inflację).

13.3.

Umowa między przedsiębiorstwami CHP i DHE

Współpraca między przedsiębiorstwami CHP a DHE nie powinna ograniczać się jedynie do
poziomu operacyjnej umowy o handel ciepłem. Z uwagi na różne powiązania techniczne i
ekonomiczne między systemami, całkowita optymalizacja rozwoju i eksploatacji systemu
CHP/DH powinna być zarządzana przez jeden organ organizacyjny lub w innym przypadku –
w ramach kompletnej i kompleksowej umowy.

Przykład: W systemie CHP/DH obciążenie cieplne może spaść wskutek modernizacji systemu DH i
następujących w rezultacie oszczędności energii lub z powodu odejścia użytkowników do innych systemów.
Jednocześnie elektrociepłownia powinna starannie rozważyć, czy zwiększenie wydajności CHP jest optymalne
dla zaspokojenia zmniejszającego się obciążenia cieplnego. Aby uniknąć problemów, obie strony powinny ze
sobą współpracować nad usprawnieniem parametrów systemu CHP/DH, w ten sposób utrzymując
dotychczasowych użytkowników i pozyskując nowych.

Hurtowy handel operacyjny ciepłem (sprzedaż hurtowa) powinien opierać się na umowie o
hurtowy zakup ciepła podpisanej przez przedsiębiorstwo CHP i DHE, która określi:

1. Prawa DHE

♦ Wymaganie ciepła o określonej jakości: temperatura dostaw, przepływ wody,

ciśnienie zasilające, dostępność ciepła w trakcie roku z dopuszczalnymi wyjątkami.

♦ Oczekiwanie korzyści ze strony CHP (lub dowolnego zakupu ciepła) w porównaniu

z realnymi, alternatywnymi sposobami dostarczania ciepła do użytkowników przez
DHE.

♦ Otrzymywanie informacji dotyczących kształtowania się cen ciepła, w tym alokacji

kosztów CHP, planów inwestycyjnych i konserwacyjnych hurtowego sprzedawcy
ciepła oraz powodów dostosowywania cen ciepła.

-

34

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

♦ Oczekiwanie uczciwego traktowania ze strony hurtowego sprzedawcy ciepła,

ponieważ dostawca ciepła zwykle zajmuje pozycję monopolistyczną względem
DHE.

♦ Ewentualna eksploatacja elektrociepłowni w oddzielnym (kondensacyjnym) trybie

nie powinna stanowić przyczyny dostosowywania ceny ciepła.

2. Obowiązki DHE

♦ Właściwa eksploatacja i konserwacja sieci.

♦ Zapłata za usługi – opłata stała i zmienna.

♦ Dostarczanie informacji o saldzie użytkowników, planach inwestycyjnych i

konserwacyjnych, zasadach polityki operacyjnej, strukturze kosztów przesyłu i
dystrybucji ciepła.

♦ Współpraca w zakresie marketingu i public relations.

3. Prawa hurtowego sprzedawcy ciepła

♦ Uzyskiwanie odnośnych danych i informacji wyszczególnionych powyżej.

♦ Dostosowywanie cen ciepła w sposób dopuszczony w umowie, zwykle z uwagi na

znaczną zmianę ceny paliwa, nowe obowiązki finansowe ustalone przez rząd (np.
podatki związane z ochroną środowiska), koszty związane z zatrudnianym
personelem, itp.

♦ Oczekiwanie uczciwego traktowania ze strony DHE, ponieważ nabywca ciepła

zwykle zajmuje pozycję monopolistyczną względem sprzedawcy.

4. Obowiązki hurtowego sprzedawcy ciepła

♦ Dostarczanie ciepła zgodnie z zatwierdzonymi parametrami jakości określonymi

powyżej.

♦ Dostarczanie informacji odnośnie istotnych kwestii wymienionych powyżej.

♦ Niedopuszczalne jest całkowite odcięcie dostaw ciepła, jeśli DHE nie posiada

znacznej własnej wydajności produkcyjnej.

♦ Współpraca w zakresie marketingu i public relations.

13.4.

Organ regulacji rynku CHP/DH

1. Obowiązki organu regulującego

♦ Zrównoważenie różnych interesów hurtowego sprzedawcy ciepła, DHE i

użytkowników ciepła.

♦ Opracowanie wytycznych i instrukcji do projektowania i dostosowywania taryf.

♦ Przedstawianie w formie pisemnej informacji dotyczących warunków i stanowisk,

które stanowią podstawę podejmowania decyzji (przejrzystość decyzji).

♦ Ewentualnie zatwierdzanie lub odrzucanie taryf opartych na przewidywanych

kosztach w danym okresie czasu po przedłożeniu w przypadkach, gdy zachowania
rynkowe w kraju nadal się kształtują.

♦ Zwrócenie uwagi ministra odpowiedzialnego za sektor energetyczny na związki,

które mogą mieć wpływ na funkcje ministra realizowane zgodnie z ustawą, lub na

-

35

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

konieczność nowelizacji ustawodawstwa (rozwój sektora CHP/DH) związanego z
przemysłem CHP/DH.

2. Prawa organu regulującego

♦ Proponowanie działań mających na celu promowanie efektywnej energetycznie

kogeneracji energii elektrycznej i ciepła (CHP) w miejscach, gdzie dostępne jest
ciepłownictwo okręgowe i/lub obciążenie cieplne ze strony przemysłu.

♦ Możliwość ustalania zasad alokacji kosztów między wytwarzaniem energii

elektrycznej a generacją ciepła w elektrociepłowniach.

♦ Proponowanie zmian w ustawodawstwie, aby powołać stowarzyszenia właścicieli

nieruchomości (spółdzielnie mieszkaniowe). (1) Stowarzyszenia są konieczne dla
podejmowania wspólnych decyzji odnośnie budynków mieszkalnych i (2)
reprezentują mieszkańców budynku zbiorowo jako wspólnego użytkownika ciepła
na granicy własności. Do właścicieli mieszkań należy wewnętrzna przestrzeń
pomieszczeń i wewnętrzne instalacje rurowe, a często również węzeł, podczas gdy
system DH stanowi własność i jest eksploatowany przez przedsiębiorstwo DHE.
Stowarzyszenie właścicieli nieruchomości jest skuteczną instytucją dla
niedopuszczania odłączania indywidualnych mieszkań w blokach, w których
odłączone mieszkania wykorzystywałyby sytuację i korzystały z ciepła sąsiadów
podłączonych do systemu. Aby uniknąć tego problemu, poszczególne mieszkania
nie będą miały prawa odłączania się od systemu. Stworzenie stowarzyszeń
właścicieli nieruchomości stanowi niezbędny środek zarządzania blokami
mieszkalnymi, jak to wykazano w wielu krajach Unii Europejskiej, a także w
Polsce.

♦ Dostęp do elektrociepłowni określonych w ustawie i sprawdzania dokumentów

finansowych, kont, informacji wykorzystywanych w kontach, księgach i rejestrach
roboczych oraz danych elektronicznych, a także prawo sporządzania kopii na
terenie obiektów.

13.5.

Gmina z systemem ciepłownictwa okręgowego

Gmina stanowi lokalnego zarządcę, przedstawiciela użytkowników ciepła (mieszkańców) i
jako duży właściciel gruntu i nieruchomości w regionie, a w większości przypadków jako
właściciel DHE, posiada szereg praw i obowiązków odnośnie eksploatacji DH, które
obejmują:

1. Obowiązki gminy

♦ Jako ewentualny właściciel DHE, przyczynia się do planowania strategicznego

DHE i zapewnia autonomię operacyjną i finansową zarządzania DHE niezależnie
od wpływów politycznych.

♦ Jeśli rynek energii cieplnej w kraju nadal się kształtuje i obecne są zniekształcenia

cen paliw, przygotowuje plan ciepłowniczy dla swojego miasta, różnicując obszary
według typów ogrzewania: DH, ogrzewanie gazowe, ogrzewanie elektryczne, itp.
Przy właściwie funkcjonujących warunkach rynku ciepłowniczego takie plany
ciepłownicze nie są konieczne.

♦ Umożliwia swobodny dostęp przedsiębiorstwa DHE do gruntów i nieruchomości

należących do gminy, gdy jest to konieczne dla budowy i konserwacji systemu DH.

-

36

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

♦ Wywłaszczenie nieruchomości, jeśli konieczne dla budowy rurociągów i urządzeń

dostarczających ciepło wymaganych dla zatwierdzonej zbiorowej instalacji dostaw
ciepła. Rekompensata za wywłaszczenie powinna opierać się na niezależnej ocenie
wywłaszczonej nieruchomości.

2. Prawa gminy

♦ Prawo oczekiwania rozsądnego zwrotu z kapitału zainwestowanego przez gminę.

14.

Modernizacja systemu ciepłowniczego

14.1.

Porównanie systemów CHP/DH

Istnieją trzy przyczyny modernizacji systemu CHP/DH w gospodarkach w okresie
przejściowym: konieczność zwiększenia efektywności energetycznej, ograniczenie kosztów
ogrzewania oraz ograniczenie emisji do środowiska naturalnego. Różnice między systemami
DH w gospodarkach w okresie przejściowym i w starszych krajach członkowskich Unii
Europejskiej można dostrzec analizując wskaźniki wyników przedstawione w Tabeli D
(Benchmarking). Głównym powodem różnic jest bliski związek z następującymi dwoma
filozofiami działania:

1. W gospodarkach w okresie przejściowym system DH jest zwykle sterowany przez

wytwarzanie energii. Elektrociepłownia reguluje ciepło dostarczane do użytkowników.
Prowadzi to do zaburzenia równowagi wytwarzania energii i rzeczywistego
zapotrzebowania na ciepło, ponieważ ze strony użytkowników nie są dostępne dane
pomiarowe lub są one ograniczone. Użytkownik nie ma również żadnych technicznych
możliwości skompensowania braku równowagi poza uwolnieniem nadmiaru ciepła przez
okna lub założeniem cieplejszego ubrania w przypadku niedoboru ciepła.

2. W państwach członkowskich Unii Europejskiej systemy DH są sterowane przez popyt.

Wezeł użytkownika znajdujący się w podpiwniczeniu każdego budynku jest wyposażony
w kontroler warunków atmosferycznych. Kontroler automatycznie dostosowuje
temperaturę zasilającą w obwodzie SH według temperatury na zewnątrz i zapotrzebowania
na ciepło konkretnego budynku. Z tego względu wezeł pobiera z sieci tyle ciepła, ile jest
potrzebne – ani za dużo, ani za mało. Źródła ciepła muszą odpowiadać na rzeczywiste
potrzeby węzla w sposób ciągły, odpowiednio dostosowując produkcję energii cieplnej.

Powyższe różnice w filozofii działania pociągnęły za sobą szereg implikacji w czterech
przedstawionych niżej dziedzinach odnośnie (a) gospodarek w okresie przejściowym oraz (b)
krajów członkowskich Unii Europejskiej:

1. Przesył obciążenia

(a)

W gospodarkach w okresie przejściowym, sieci przesyłu ciepła są eksploatowane w
trybie promieniowym. W systemie promieniowym ciepło dostarczać może w tym
samym czasie tylko jedno źródło ciepła. Nie istnieje przesył obciążeń z wyjątkiem
tego w miejscu źródła ciepła. Fizyczne pętle w sieci są zamknięte za pomocą zaworów.
Użytkownik może uzyskać ciepło tylko z jednego kierunku, a mianowicie z
pojedynczego źródła ciepła.

(b)

W systemie pętlowym, typowym dla krajów członkowskich Unii Europejskiej, może
istnieć wiele różnych źródeł ciepła pracujących we wspólnej sieci równolegle, w ten
sposób pozwalając na swobodne przesyłanie obciążenia dla osiągnięcia maksymalnej

-

37

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

efektywności. Użytkownik może otrzymać ciepło z różnych kierunków w systemie
pętlowym, co poprawia niezawodność i ekonomię dostaw.

2. Wydajność rezerwowa

(a) W systemie promieniowym, typowym dla gospodarek w okresie przejściowym, wydajność

rezerwowa musi być zlokalizowana w tym samym miejscu, gdzie główne (pojedyncze)
ź

ródło ciepła, i mieć wielkość rzędu 50-100% rzeczywistego obciążenia cieplnego. W

przypadku uszkodzenia sieci, wydajność rezerwowa może nie być bardziej pomocna niż
wydajność operacyjna, jeśli uszkodzeniu ulegnie krytyczny rurociąg przesyłowy. W
mieście istnieje zwykle kilka oddzielnych systemów promieniowych, z których każdy
wymaga własnej wydajności rezerwowej. Z tego powodu koszty budowy i konserwacji
takiej dużej wydajności rezerwowej produkcji ciepła są dość wysokie.

(b) Z drugiej strony, w systemie pętlowym, typowym dla starszych krajów członkowskich

Unii Europejskiej, źródła ciepła mogą być usytuowane w różnych miejscach w mieście i
podłączone do jednej wspólnej sieci, w ten sposób wzajemnie się wspierając. Z tego
względu wymagana jest niewielka, nadmierna wydajność rezerwowa wynosząca około
10% rzeczywistego obciążenia cieplnego, a różne lokalizacje działają nadmiarowo w
przypadku uszkodzeń w sieci. W efekcie, w nowoczesnych sieciach pętlowych koszt
wydajności rezerwowej pozostaje niewielki.

3. Określenie wielkości sieci ciepłowniczej

(a) Przepływy wody w systemach promieniowych są względnie duże, ponieważ chłodzenie

(różnica temperatur wody zasilającej i powrotnej) jest niskie. System o stałym przepływie,
sieć typu promieniowego i rurowe wymienniki ciepła o słabych właściwościach chłodzenia
powodują duże przepływy wody, wymagające dużych i drogich rurociągów.

(b) Przepływy wody w nowoczesnych systemach są relatywnie niewielkie, gdyż chłodzenie

jest wysokie, a sieci ciepłownicze są zapętlone. W efekcie rurociągi mają względnie
niewielkie średnice, w ten sposób przyczyniając się do dość niskich kosztów
inwestycyjnych i operacyjnych.

4. Regulacja temperatury pokojowej

(a) W budynkach, w gospodarkach w okresie przejściowym obwód SH jest zwykle

regulowany za pośrednictwem hydroelewatorów (injektorów), które mieszają wodę
otrzymywaną z głównej sieci z wodą powracającą z obwodu SH w stałym stosunku i
dostarczają wymieszaną wodę do obwodu SH. Jedynym sposobem regulacji temperatury
obwodu SH w trakcie pracy jest zmiana zadanej wartości temperatury zasilającej zbiorowo
w źródle ciepła.

(b) W budynkach w krajach Unii Europejskiej kontroler warunków atmosferycznych

podłączony do wezła DH zapewnia regulację rzeczywistego doprowadzanego ciepła na
poziomie budynku.

Oczywistym jest zatem, że, aby zmienić filozofię produkcji ciepła na typ sterowany popytem,
kluczowym elementem, od którego należy rozpocząć, jest modernizacja węzłów. Nie mniej
inwestycje w węzły powinny być dobrze skoordynowane z możliwymi inwestycjami w zdalne
systemy sterowania, aby uzyskać oczekiwane korzyści.

Przykład: W wielu przykładach modernizacji DH przedsiębiorstwo DHE chętnie instaluje system zdalnego
sterowania. System zdalnego sterowania jest wykorzystywany do ominięcia systemów sterowania węzłów
użytkowników, w ten sposób wracając do starego trybu sterowanego wytwarzaniem energii. W takim przypadku
system zdalnego sterowania został źle wykorzystany do zarzucenia nowego trybu sterowanego popytem i
związanych z nim korzyści.

-

38

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

14.2.

Dlaczego modernizować?

Można by sądzić, że modernizacja dotychczasowego systemu DH nie jest konieczna i system
można jeszcze długo eksploatować poprzez naprawę uszkodzeń i utrzymanie filozofii systemu
będącej w użyciu od momentu jego zaprojektowania. Sytuacja taka może mieć miejsce, jeśli
użytkownicy nie mają żadnego wyboru, ale są zmuszeni do pozostania przy starym systemie
DH.
Tabela J. Porównanie efektywności energetycznej DH w gospodarkach w okresie
przejściowym przed modernizacją (stare) i po modernizacji (nowoczesne)

Ekonomia energetyczna DH

Stare

Nowoczesne

Jednostka

Energia paliwa

175

117

MWh

- straty przy spalaniu

15%

26

8%

9

MWh

Do sieci

149

108

MWh

- straty na przesyle

20%

30

7%

8

MWh

Do użytkowników

119

100

MWh

- straty niewłaściwej regulacji

16%

19

0%

0

MWh

A. Energia cieplna do użytkownika

100

100

MWh

Koszty

Cena paliwa

20

20

€

/MWh

Koszt paliwa do ogrzewania

3500

2340

€

Marża sprzedaży

10%

350

10%

234

€

B. Koszt energii dla użytkownika

3850

2574

€

Koszt jednostkowy dla użytkownika

B/A

38,5

B/A

25,7

€

/MWh

Tabela J obrazuje różnice między starymi a nowoczesnymi systemami DH przed i po
modernizacji systemu DH. Wartości efektywności mają charakter orientacyjny, ale są raczej
typowe dla obu typów systemów DH. W obu przypadkach zadaniem systemu DH jest
dostarczenie użytkownikom 100 jednostek (MWh) ciepła. Aby zrealizować to zadanie, stary
system musi zużyć o 50% więcej paliwa niż nowoczesny system. A zatem użytkownik musi
zapłacić 50% więcej za dostarczoną energię cieplną niż użytkownik w nowoczesnym systemie,
zakładając, że ceny paliwa są jednakowe.

W większości gospodarek w okresie przejściowym użytkownicy DH są świadomi istnienia
alternatywnych metod ogrzewania, a rynek ciepłowniczy zwykle napędzany przez sektor
gazowniczy pozyskał użytkowników, którzy się odłączyli i zastosowali indywidualne grzejniki
gazowe i elektryczne.

W warunkach wolnego rynku przedsiębiorstwo DHE ma dwie następujące opcje odnośnie
decyzji, czy rozpocząć modernizację:

1) Kontynuować swoją działalność jak dotąd, co doprowadzi do spadku sprzedaży ciepła z

dwóch powodów: utraty użytkowników przechodzących na alternatywne systemy
grzewcze i z uwagi na podejmowane środki w celu osiągnięcia oszczędności energii przez
pozostałych użytkowników. Ostatecznie koncepcja działalności jak dotąd może
doprowadzić do załamania systemu DH, jak zilustrowano to na Rys. 11 oraz do utraty na
zawsze możliwości efektywnej produkcji CHP.

2) Modernizacja systemu DH poprzez modernizację większości węzłów użytkowników,

około 5-20% sieci ciepłowniczej i dostosowanie źródeł ciepła do zmiennego przepływu
wody. Doprowadzi to również do spadku obciążenia cieplnego, ale zatrzyma
użytkowników w systemie DH, ponieważ ogólne koszty ogrzewania będą niższe, a jakość
ogrzewania wyższa niż przed modernizacją, a koszty będą fakturowane zgodnie ze

-

39

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

wskazaniami mierników. Zmodernizowany system przyciągnie nawet nowych klientów,
którzy przyłączą się po koszcie różnicowym, ale z wyższym zyskiem. W
zmodernizowanym systemie DH użytkownik będzie posiadał pełną kontrolę nad swoim
zużyciem ciepła i związanymi z tym opłatami. Doprowadzi to do uzyskania
ekonomicznego systemu DH o wysokiej dyscyplinie płatności. Dodatkowe korzyści
zostaną osiągnięte przez wprowadzenie nowej wydajności CHP lub poprzez poprawienie
istniejącej wydajności, w zależności od konkretnego przypadku. Przy zastosowaniu
ekonomicznego systemu DH w połączeniu z efektywnym skojarzonym wytwarzaniem
ciepła i energii elektrycznej oraz wysokim poziomem dyscypliny płatności przez
użytkowników, DHE może okazać się dość zyskownym i stabilnym obszarem działalności,
który będzie spełniał oczekiwania użytkowników i właściciela systemu, tak jak to
wskazano na Rys. 11.

Przykład: Od Helsinki Energy, rentownego przedsiębiorstwa CHP/DH należącego w całości do gminy Helsinki i
działającego na otwartym rynku energii elektrycznej i ciepła, zażądano wpłacania prawie 80 milionów € do
budżetu gminy co roku w postaci różnych opłat, które to żądanie przedsiębiorstwo było w stanie spełnić (około
20% obrotu). Było to możliwe dzięki wysoce zintegrowanemu systemowi CHP/DH eksploatowanemu przy
niskich kosztach.

-

40

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Rys. 11. Schemat alternatyw, czy modernizować stary system DH. Unikanie modernizacji może
doprowadzić do załamania systemu DH, podczas gdy modernizacja może pozwolić na
stworzenie ekonomicznego systemu CHP/DH zadowalającego użytkowników i dostawcę usług
ciepłowniczych.

14.3.

Proces modernizacji

Proces modernizacji istniejącego systemu ciepłowniczego można przedstawić w trzech fazach
zilustrowanych na Rys 12.

Analiza obciążenia cieplnego ma na celu dokonanie przeglądu aktualnego i zbadanie
przewidywanego obciążenia cieplnego, aby dostosować zakres środków modernizacyjnych do
prawdopodobnych potrzeb. Badanie społeczne jest zwykle konieczne do oceny możliwości

Konkurencja na rynku ciepła w gospodarce w okresie przejściowym

DH w porównaniu z gazem

Problemy DH

Objaw

Reakcja DHE

Straty DH

Sprzedaż ciepła

Zmiana taryfy

Koszty ogrzewania

dla użytkownika

Liczba

użytkowników

Sprzedaż ciepła

Taryfa na ciepło

Działania

Końcowy
rezultat

Bez modernizacji:

działalność jak do tej pory

Po modernizacji DH:

Lepsza działalność

Wzrost z uwagi na

starzenie się systemu

Spadek z uwagi na zastosowanie

nowoczesnej technologii

Wzrost z uwagi

na wyższą taryfę

Spadek z powodu

oszczędności energii

Spadek z powodu utraty

klientów i oszczędzania

energii

Niewielki wzrost niezbędny

do pokrycia kosztów stałych

Silny wzrost niezbędny do

pokrycia wysokich kosztów

Ogólny spadek kosztów

Użytkownicy

przechodzą na gaz

Starzy użytkownicy pozostają przy DH

Pozyskiwanie i podłączanie

nowych użytkowników do DH

Załamanie systemu DH

Sukces systemu DH i CHP

Wprowadzanie/Usprawnianie CHP

Spadek kosztów ogrzewania

dla użytkowników

Pozostali użytkownicy

są zmuszeni szukać alternatyw

Utrzymuje się na niższym poziomie

Trzeba podwyższyć

Spada

Pozostaje stała

Wysokie straty DH

Wysoka taryfa DH

Wysoki koszt DH
dla użytkowników

Niezadowoleni klienci

Niska jakość DH

-

41

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

sfinansowania i chęci płacenia za usługi ciepłownicze, które mogą mieć wpływ na
projektowanie, określenie priorytetów i oszacowanie ilościowe środków modernizacyjnych.









Rys. 12. Proces modernizacji systemu ciepłowniczego

Analiza najniższych kosztów ma na celu znalezienie najtańszego rozwiązania ogrzewania
rożnych części miasta i różnych typów użytkowników. Obszary lub użytkownicy, u których
zastosowanie innego typu ogrzewania wydaje się ekonomiczne, zostaną wykluczeni z
optymalizacji systemu DH i z sugestią do odłączenia jakiś czas później.

Optymalizacja systemu CHP/DH skupi się na gęsto zaludnionych i uprzemysłowionych
obszarach podstawowych, gdzie CHP/DH na dłuższą metę jest oczywiście najtańszym
rozwiązaniem.

Właściwe analizy i proces optymalizacji są krótko omówione w kolejnych rozdziałach.

14.4.

Analiza obciążenia cieplnego

Należy dokonać przeglądu lokalnego przemysłu poprzez znalezienie odpowiedzi na
następujące pytania:

♦ W jakim stopniu lokalny przemysł zatrudnia mieszkańców bezpośrednio i pośrednio?

♦ Jak najprawdopodobniej będzie wyglądał bieżący przemysł w porównaniu ze strukturą

podobnego przemysłu w Unii Europejskiej?

♦ Jakie inne gałęzie przemysłu można by pozyskać w regionie w oparciu o dostępne lokalnie

zasoby naturalne lub wykwalifikowaną i wykształconą kadrę?

♦ Jakie inne czynniki mogą zadecydować o zachęceniu ludzi do przeprowadzenia się do

miasta (czyste powietrze i woda, popularne hobby, itp.)?

♦ Jakie mogą być przyczyny (zagrożenia), dla których ludzie mogą opuszczać miasto w

ciągu kolejnych 10-20 lat? Jak bardzo prawdopodobne są te zagrożenia?

Należy przeanalizować sytuację demograficzną, wraz z przedstawieniem prognoz, poprzez
udzielnie odpowiedzi na następujące pytania:

♦ Jaki jest wskaźnik urodzeń w ostatnich pięciu latach i przyczyny ewentualnych trendów

wzrostowych lub spadkowych?

♦ Jak wygląda bilans napływu i odpływu ludności w ciągu ostatnich pięciu lat i jakie są

przyczyny możliwych trendów?

Istniejący

system

DH/CHP

Analiza

najniższych

kosztów
systemu

DH/CHP

Usunięcie nieekonomicznych składników
wprowadzenie rozwiązań zdecentralizowanych:
kotły gazowe/ elektryczne,
piece opalane drewnem

Optymalizacja systemu DH/CHP:
Modernizacja wytwarzania,
przesyłu, dystrybucji i wykorzystania
ciepła przez użytkownika końcowego

Analiza

obciążenia

cieplnego

-

42

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

♦ Jakie są przewidywania odnośnie liczby ludności dla trzech scenariuszy: optymistycznego,

pesymistycznego i realistycznego?

Rys. 13. Efektywność energetyczna typowego systemu DH w gospodarce w okresie
przejściowym przed i po kompleksowej modernizacji

14.5.

Analiza najniższych kosztów

Dla konkretnego miasta można przeprowadzić badania ciepłownicze. Takie badanie powinno
pozwolić na analizę rozwiązania o najmniejszym koszcie różnych typów użytkowników i
różnych obszarów miasta w oparciu o:

♦ gęstość obciążenia cieplnego,

♦ dostępność i koszty różnych paliw,

♦ dostępność i cenę (przemysłowego) ciepła odpadowego,

♦ możliwości finansowe mieszkańców,

♦ istnienie sieci ciepłowniczej i sieci dystrybucji gazu,

♦ priorytety w zakresie ochrony środowiska naturalnego,

♦ wykonalność budowy nowych elektrociepłowni i rozbudowy istniejących.

14.6.

Analizy ekonomiczne i finansowe

Różnice pomiędzy analizą ekonomiczną i finansową projektu modernizacji można określić w
następujący sposób:

Analiza ekonomiczna projektu rozważa wyniki przedsięwzięcia na poziomie krajowym: ile
musi zainwestować dany kraj i jak wiele korzyści odniesie z realizacji projektu modernizacji
DH. Z tego powodu ceny i koszty podaje się bez podatków. Opłaty za emisje mogą być
znaczne, uwzględniając wpływ na społeczeństwo (zdrowie ludzkie, korozja materiałów).

Ind y widualn y
w ęzeł użytk o wn ik a (IC S )

W ytwarza nie ciep ła

Ep

W ęzeł
grup o wy

Eo

K otłownia

Przesył ciepła

E fe ktywn o ść energ etyczn a

D H W

Paliw o

G S

ICS

E c

Ew1

Ew2

P rzed

Po

0

R ealny p o py t na ciepło

Eo

Rzecz yw ista sprze d aż cie pła ( w o parciu o liczniki, jeśli dostę pne)

10 0 0

1 0 0 0

T J

1

Efektywność sterowania budynku

Eo/E w2

N owo czesny węzeł ogranicz ający straty p rzez otw arte ok na

8 3 %

1 0 0 %

2

Efek ty w ność G S

Ew2 /E w1

Elim inacja G S i ruro ciąg ó w D H W

9 6 %

9 9 %

3

Efek ty w ność sieci

Ew1 /E c

W cześn iej izolo wan e ru ro ciągi ogra niczające straty przesyłu

8 5 %

9 3 %

4

Efek ty w ność produ k cji

Ec/Ep

Elim inacja k otło w ni o niskiej efekty w no ści i u zu p ełnienie o u k ładu
stero wa nia

8 5 %

9 0 %

5

Ogólna efektywność systemu

Eo/Ep

5 8 %

8 3 %

6

Zu ży cie paliwa

17 3 7

1 2 0 7

T J

7

O szczęd ności en ergii paliwa

53 0

T J

Pro cento w e

3 1%

Jak o ró w n oważnik w ęglo wy

2 4 .0

G J/ton ę

8

O szczęd ności paliwa jak o ró w no ważnik gazu ziem n eg o

2 2 .1

ty s. to n

SH

system u D H

-

43

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Analiza finansowa projektu rozważa przedsięwzięcie na poziomie przedsiębiorstwa: ile musi
zainwestować dane przedsiębiorstwo DHE i jak wiele korzyści odniesie z realizacji projektu
modernizacji DH. Z tego powodu ceny obejmują podatki, a opłaty za emisje są równe lub
zbliżone do faktycznych opłat pokrywanych przez DHE.

Rys. 14. Analizy przepływów zasobów.

Zarówno w analizach finansowych, jak i ekonomicznych, można zastosować Rys. 14.
Koncepcja analiz polega na stworzeniu przepływu środków pieniężnych na 10 do 20 lat w obu
przypadkach: po pierwsze, działalność bez projektu i po drugie działalność z projektem. W
przepływach środków pieniężnych różnicę między wariantami z i bez projektu można dostrzec
w składnikach zasobów, takich jak straty robocizny (koszty personelu), straty przesyłu i
dystrybucji ciepła, zużycie energii elektrycznej, zużycie wody, straty spalania w źródłach
ciepła oraz różne emisje do środowiska.

Można przyjąć, że ciepło zużywane przez użytkowników pozostaje na stałym poziomie w
poszczególnych latach, ponieważ DHE normalnie nie ma bezpośredniego wpływu na
docieplanie budynków i wewnętrzne instalacje, z wyjątkiem węzła użytkownika, który może
być uważany za część systemu dystrybucji ciepła przedsiębiorstwa DHE.

Węzeł użytkownika jest nieco problematyczny z ekonomicznego i finansowego punktu
widzenia. Węzeł znajduje się na terenie użytkownika i często jest jego własnością. Licznik
ciepła znajduje się między węzłem a siecią przesyłu ciepła. W efekcie oszczędności energii
wynikające z modernizacji podstacji bezpośrednio zmniejszą sprzedaż ciepła przez DHE. Z
tego względu można by dojść do wniosku, że w interesie DHE nie leży inwestowanie w
modernizację węzłów wiążącej się z jednoczesnym zmniejszeniem sprzedaży ciepła. Z drugiej
strony, bardzo trudno jest zachęcić użytkowników do inwestowania w modernizację węzłów z
uwagi na ich ograniczenia finansowe i skomplikowane procesy decyzyjne. Modernizacja
węzłów finansowana przez DHE musi być zyskowna zarówno z punktu widzenia
ekonomicznego, jak i finansowego. Uzasadnienie ekonomiczne zwykle jest wyraźnie
widoczne, natomiast odnośnie zyskowności finansowej należy poczynić ustalenia w zakresie
leasingu węzłów lub opłaty eksploatacyjnej i konserwacyjnej uiszczanej przez użytkownika na
rzecz DHE.

Międzynarodowe instytucje finansujące (IFI) zawsze wymagają dodatkowej analizy
finansowej obejmującej całe przedsiębiorstwo DHE i zwykle właściciela (gminę) w
przypadku, gdy działania gminy i DHE są silnie ze sobą powiązane lub nakładają się na siebie.

Ś

rodki niematerialne

Inwestycje

Straty

Wyniki

Zasoby

Paliwa

Niewydajna praca

Kupowane ciepło

Straty cieplne

Kupowana energia el.

Straty energii elektrycznej

Kupowana woda

Straty wody

Robocizna

Emisje

Części zamienne, itp.

Sprzedaż ciepła netto

DHE

Ciepło

zużywane

przez

użytkowników

-

44

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Taka analiza finansowa przedsiębiorstwa i jego właściciela jest konieczna do oceny
możliwości sfinansowania projektu z punktu widzenia pożyczkobiorców.

14.7.

Optymalizacja systemu CHP/DH

Modernizacja systemu DH sterowanego wytwarzaniem energii oferuje znaczny potencjał
oszczędności energii. Na Rys. 13 przedstawiono bilans energetyczny fikcyjnego systemu DH
przed i po pełnej modernizacji. Działania modernizacyjne obejmują:

♦ Wyposażenie węzłów na poziomie budynku w regulatory temperatury zarówno dla DHW i

SH oraz zwykle w wymiennik ciepła oddzielający cyrkulację wody od sieci i obwody SH
budynku. Modernizacja węzłów jest kluczowym elementem podczas przekształcania
starego systemu sterowanego wytwarzaniem energii na nowoczesny system sterowany
popytem.

♦ Wymiana części (5-20% całości) rurociągów będących w najgorszym stanie technicznym

na wcześniej izolowane rurociągi, które charakteryzują się odpornością na korozję i
wysoką efektywnością energetyczną.

♦ Wyeliminowanie węzłów grupowych i rurociągów DHW oraz wykorzystanie istniejących

rurociągów SH do doprowadzenia całości DH do budynków.

♦ Ewentualne wyeliminowanie niewielkich kotłowni wytwarzających tylko ciepło (HoB)

opalanych węglem o niskiej efektywności i podłączenie użytkowników do głównego
systemu DH lub wyposażenie ich w nowoczesne kotły gazowe/olejowe, w zależności od
tego, które rozwiązanie jest bardziej ekonomiczne.

♦ Zwiększenie efektywności głównego źródła ciepła poprzez modernizację pomp

cyrkulacyjnych DH (sterowanie częstotliwością) i usprawnienie sterowalności procesem
spalania paliwa.

♦ Usprawnienie systemu oczyszczania wody, aby zapobiec wewnętrznej korozji i

gromadzeniu się osadów w rurociągach i innych urządzeniach w systemie DH.

♦ Ostatnim, ale nie mniej ważnym działaniem jest inwestowanie w budowanie wydajności

pracy personelu CHP/DH w zakresie marketingu i public relations, zarządzania ochroną
ś

rodowiska, zarządzenia finansowego, analiz ekonomicznych, oceny personelu,

zapewnienia jakości, konserwacji prewencyjnej i nowoczesnych technologii. W oparciu o
doświadczenia zdobyte podczas zrealizowanych dużych projektów modernizacji DH, dla
powodzenia projektu niezbędne jest szkolenie personelu w trakcie jego realizacji.

W oparciu o wyżej wymienione środki modernizacyjne, można spodziewać się znacznych
korzyści, co potwierdziła realizacja wielu kompleksowych projektów modernizacji systemu
DH w Polsce i krajach nadbałtyckich.

17

Przykład: Korzyści wynikające z realizacji projektów modernizacji DH w Polsce obejmowały:

Szybka eliminacja znacznych subwencji:

Subwencje inwestycyjne zostały wyeliminowane, a subsydia dla

gospodarstw domowych likwidowano stopniowo ze średniej krajowej wynoszącej 78% rachunku krajowego w
1991 roku do zera w roku 1998.

17

Od 1991 roku Bank Światowy współfinansował kompleksowe programy modernizacji systemów DH także w

państwach BASREC. W Polsce (Warszawa, Kraków, Gdańsk, Gdynia i Katowice), w Estonii (Tallin, Pärnu i
Tarto) i na Łotwie (Jelgava) całkowite koszty realizacji projektów sięgnęły wartości 760 milionów USD, a
ekonomiczna stopa zwrotu (ERR) przekroczyła 22% bez i 39% z korzyściami środowiskowymi zależnymi od
miasta. A zatem korzyści ekonomiczne zrealizowanych programów były znaczne, a w Polsce przekroczyły nawet
wcześniejsze oczekiwania. Wartości na Rys. 13 i 15 oraz w Tabeli J są zgodne z doświadczeniami
zgromadzonymi podczas realizacji zakończonych projektów.

-

45

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Korzyści dla użytkowników wynikające z realnego spadku kosztów ogrzewania:

Zyski z efektywności

wynikające z rządowej polityki kształtowania cen oraz osiągnięte przez przedsiębiorstwa DH i elektrociepłownie
przyniosły znaczne korzyści konsumentom DH poprzez spadek ceny o 56% za ogrzewanie jednego metra
kwadratowego (m

2

) powierzchni (z 54,5 PLN/m

2

w 1991 roku do 24,0 PLN/ m

2

w roku 1999 przy cenach z roku

1999) zgodnie z Rys. 15. Kurs wymiany przy przeliczaniu przyjęto na poziomie 4 PLN za jedno EURO przy
rzeczywistej rocznej stopie inflacji w Polsce.

Rys.15. Realne koszty ogrzewania powierzchni (poziom cen z roku 1999)

Konsumenci nie dostrzegli w pełni spadku cen, ponieważ do ceny ciepła w trakcie realizacji programu dodano
podatek VAT.

W praktyce większość korzyści ekonomicznych programu zapewniono konsumentom w zakresie niskich taryf na
energię cieplną, jak to przedstawiono powyżej. Z tej przyczyny niewiele korzyści ekonomicznych w tej sytuacji
odniosły przedsiębiorstwa DHE. W efekcie, niektóre przedsiębiorstwa DHE musiały prowadzić działalność w
niezwykle wymagających warunkach finansowych w trakcie lat wdrażania programu i nadal być w stanie
finansować co najmniej 30% całkowitych kosztów programu.

Oszczędności energii wynikające ze zwiększenia efektywności:

Uzyskane 22% oszczędności energii w pięciu

miastach sięgnęły 1.200.000 ton węgla rocznie o szacowanej wartości 60 milionów USD rocznie. Osiągnięte
oszczędności wyniosły 35% więcej niż 900.000 ton prognozowane w 1990 roku, gdy rozpoczynano realizację
programu.

Zwiększenie konkurencyjności względem gazu:

Wskutek modernizacji systemu DH, konkurencyjność DH

wzrosła w zakresie niższych kosztów i wyższej jakości usług. A zatem konsumenci, którzy niegdyś przeszli na
gaz, powracają obecnie do DH.

Przedsiębiorstwa DH zaczęły generować własne fundusze na inwestycje:

Mimo ograniczenia marży z zysków

z powodu realnych spadków taryfy, przedsiębiorstwa były w stanie wygenerować wewnętrznie środki pieniężne z
62% inwestycji kapitałowych, przekraczając minimalny wymagany poziom 30% wynikający z porozumień
finansowych odnośnie pożyczek z Banku Światowego.

Modernizacja techniczna umożliwiła konsumentom kontrolę i pomiar zużywanego przez nich ciepła:

Kontrola systemów ciepłownictwa okręgowego została zautomatyzowana i przekształcona z kontroli sterownej
wytwarzaniem na kontrolę sterowaną popytem, w ten sposób dając użytkownikowi możliwość regulacji zużycia
ciepła.

Korzyści środowiskowe wynikające z modernizacji:

Obywatele odnieśli korzyść z lepszej jakości powietrza

poprzez ograniczenie emisji gazów i pyłów. Zarówno wskutek wyeliminowania niewielkich kotłowni HoB
opalanych węglem, jak i oszczędności energii osiągniętych w systemie DH, roczne emisje zostały znacznie
ograniczone:

61.2

49.5

55

46.3

55.7

28

25

21.4

21.9

24.4

27.8

0

10

20

30

40

50

60

70

Gdańsk

Gdynia

Katowice

Kraków

Warszawa

Turku/FIN

PLN/m2

1992

1999

-

46

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

•

Spadek o 26.000 ton SO

2

z początkowej wartości 102.300 ton w 1992 roku w oparciu o oszczędności energii

w zakresie węgla o średniej zawartości siarki 0,7%, ale bez żadnej instalacji do odsiarczania dostępnej w
którejkolwiek elektrociepłowni w trakcie realizacji programu.

•

Ograniczenie o 9.500 ton NO

x

z początkowego poziomu 37.700 ton w oparciu o zmniejszone zużycie węgla i

przy braku dostępnych komór spalania o niskiej emisji NO

x

w elektrociepłowniach, choć niektóre komory

spalania tego typu mogły zostać zainstalowane w późniejszych latach programu w źródłach CHP, lecz nie
zostały sfinansowane w ramach tego programu.

•

Ograniczenie o 3.200.000 ton CO

2

z początkowego poziomu 12.700.000 ton opiera się na zmniejszonym

zużyciu węgla.

•

Ograniczenie o 6.700 ton pyłów z początkowej wartości 15.500 ton w oparciu tylko o program wyłączenia z
użycia kotłowni HoB. Źródła CHP posiadały przez cały czas filtry elektrostatyczne, a z analizy wykluczono
możliwe zmiany ich efektywności.

W rezultacie programu modernizacji DH, Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Krakowie (MPEC)
zostało oficjalnie usunięte z listy największych trucicieli powietrza dzięki programom eliminowania kotłowni i
przechodzenia z węgla na gaz. Polska gospodarka ograniczyła również wkład wnoszony w zakresie emisji gazów
cieplarnianych (głównie emisji dwutlenku węgla).

Zużycie wody sieciowej w pięciu systemach DH znacznie spadło, w ten sposób zapewniając oszczędność energii
i surowej wody.

Gdańskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej (GPEC) było pierwszym przedsiębiorstwem DHE w Europie
Ś

rodkowej i Wschodniej, w którym przeprowadzono audyt systemu zapewniania jakości (QAS) i które otrzymało

certyfikat zgodności z wymogami normy ISO 9002. Następnie opracowano system QAS w wielu innych
przedsiębiorstwach DHE w Polsce i nastąpił rozwój systemu korporacyjnego w kierunku systemów zarządzania
ś

rodowiskiem zgodnych z normą ISO 14000 jako systematycznego sposobu poprawy zrównoważonego rozwoju

DH i zmiany orientacji przedsiębiorstw z wytwarzania energii w stronę konsumenta.

Główny system CHP/DH należy zoptymalizować w sposób, który uwzględnia następujące
priorytety i ograniczenia:

♦ Dostępne, ograniczone środki na finansowanie, szczególnie na początku realizacji

programu: działania wymagające niskich kosztów, takie jak szkolenia i inwestycje w
zakresie systemów informatycznych, mają wysoki priorytet.

♦ Konieczny szybki okres spłaty: środki o wysokiej stopie IRR posiadają najwyższy

priorytet.

♦ Konieczne mogą być inwestycje w zakresie oczyszczania wody, ponieważ prawidłowe

funkcjonowanie nowoczesnych urządzeń i wydłużenie spodziewanego okresu eksploatacji
zależy w dużym stopniu od jakości cyrkulującej wody.

Podczas planowania kompleksowych inwestycji modernizacyjnych należy uwzględnić
następujące doświadczenia:

♦ Wymiana najgorszych rurociągów (o długości wynoszącej około 5-20% całkowitej

długości) posiada wyższą stopę IRR niż wymiana wszystkich rurociągów. A zatem
wymiana do 20% długości sieci wydaje się wykonalna w programie modernizacji.

♦ Wymiana rurociągów o niewielkich średnicach daje wyższą stopę IRR niż wymiana

rurociągów o dużych średnicach (Rys. 16). Małe rurociągi dystrybucyjne są podatne na
korozję zewnętrzną, ich spodziewany okres eksploatacji jest krótki i charakteryzują się
dość dużymi stratami cieplnymi, ale względnie niskimi kosztami inwestycyjnymi w
porównaniu z rurociągami przesyłowymi o duzych średnicach.

-

47

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Rys. 16. Częstotliwość awarii małych i dużych rurociągów w krajach byłego Związku

Radzieckiego

18

♦ Modernizacja węzłów , stanowiąca kluczowy element modernizacji systemu DH, jest nieco

skomplikowana. Raczej niemożliwe jest zmodernizowanie wszystkich węzłow w trakcie
jednego sezonu letniego – proces ten wymaga kilku lat. W okresie przejściowym system
powoli przestawia się z trybu sterowanego wytwarzaniem energii na tryb sterowany
zapotrzebowaniem. Tymczasem, w okresie przejściowym stare i nowoczesne węzły nie
współpracują ze sobą, a wręcz na odwrót – nowoczesne węzły zakłócają pracę starych
węzłów w taki sposób, że problemy mieszkańców nadal zaopatrywanych przez stary węzeł
mogą stać się jeszcze dotkliwsze niż przed rozpoczęciem modernizacji. Jeśli tego typu
użytkownicy byli przyzwyczajeni do sporadycznych niedoborów ciepła w okresie
zimowym, najprawdopodobniej nastąpi u nich silniejszy i częstszy niż wcześniej deficyt
ciepła. Ponadto, jeśli tacy odbiorcy byli przyzwyczajeni do okazjonalnego otrzymywania
nadmiaru ciepła w okresie wiosennym i jesiennym, teraz otrzymają najprawdopodobniej
jeszcze więcej ciepła i częściej niż do tej pory. To nieprawidłowe działanie systemu może
trwać w latach przejściowych. Instalacja kontrolerów różnicy ciśnień w starych węzłach
lub odgałęzieniach sieci skutecznie ograniczyłaby opisane wyżej problemy ze starymi
węzłami.

♦ Z uwagi na powyższy problem, należy zmodernizować wszystkie lub większość węzłów ,

aby przejść z jednego trybu pracy na drugi i osiągnąć spodziewane korzyści.

♦ Poprawa efektywności kotłowni jest szybką i niezawodną metodą inwestowania. Typową

inwestycją jest nowy układ sterowania spalaniem z systemem monitorującym.

♦ Nowoczesne pompy DH wyposażone w kontrolery częstotliwości ograniczyłyby koszty

pompowania, gdy przepływ wody zaczyna się zmieniać.

♦ Z uwagi na przejście na poziomie systemu z sieci promieniowej sterowanej wytwarzaniem

energii na sieć pętlową sterowaną popytem, część wydajności kotłowni stanie się zbędna i
można je będzie przeznaczyć do rozbiórki lub wyłączyć z użycia.

18

Prognozowanie awarii w systemach cieplnych (w języku rosyjskim), autorzy Messrs. A. Ljuza, B. Jakowlew, J.

Lisenko, M. Melcher i O. Shienok z Minskenergo, Białoruś, rok 1989 (UDK 658.264.62:697.34).

4

Awarii/km/rok

3

a

2

1

b

0

0

10

15

20

Lata

25

Rurociągi o średnicy (a) do DN 200 oraz (b) DN 250 i większej

-

48

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

♦ Nowoczesne narzędzia konserwacji wspomogą transformację polityki konserwacji z

naprawy dużych usterek, których nie można już tolerować, na konserwację prewencyjną,
która obejmuje wcześniejszy regularny serwis składników systemu, wczesne wykrywanie i
szybką naprawę niewielkich awarii zanim osiągną zakres, którego nie będzie można
tolerować. Takie usprawnienie polityki ograniczyłoby koszty części zamiennych, liczbę
roboczogodzin i przyczyny usterek w całym systemie DH. Narzędzia konserwacyjne,
których zakup zaleca się rozważyć, obejmują pojazd konserwacyjny (z napędem na cztery
koła, agregatem prądotwórczym, powietrzem pod ciśnieniem, urządzeniem do wykrywania
przecieków, urządzeniami do spawania, agregatem pompującym), narzędzie do łączenia
rur umożliwiające wykonywanie niewielkich połączeń rur pod normalnym ciśnieniem
wody oraz komputer PC z bazą danych prowadzonych prac konserwacyjnych.

14.8.

Zarządzanie po stronie popytu w budynkach

Zasadniczo istnieją dwa następujące rodzaje działań w zakresie zarządzania po stronie popytu
(DSM) dla zwiększenia skuteczności ogrzewania budynków, w zależności od poziomu
kosztów inwestycyjnych:

DSM o niskim koszcie:

♦ uszczelnienie okien,

♦ odbłyśnik między kaloryferem w pokoju a ścianą,

♦ zawory termostatyczne i podzielniki kosztów na kaloryferach,

♦ węzeł sterujący w podpiwniczeniu budynku z licznikiem ciepła.

DSM o wysokim koszcie:

♦ wymiana okien,

♦ dodatkowa izolacja termiczna ścian i dachów,

♦ wymiana rurociągów wewnątrz budynku i instalacji elektrycznej.

14.9.

Finansowanie

Modernizacja systemów DH w krajach z gospodarką w okresie przejściowym okazuje się
bardzo ekonomiczna przy stopie IRR wahającej się w granicach od 20% do 100%, nie
włączając w to i włączając korzyści środowiskowe, w zależności od konkretnej modernizacji.
Pomimo wysokich wskaźników ekonomicznych, rentowność finansowa modernizacji jest
mniej atrakcyjna z uwagi na regulowane (niskie) taryfy na energię cieplną, spadającą sprzedaż
ciepła i różne bariery instytucjonalne.

Zasoby finansowe przedsiębiorstwa DHE i gminy są zwykle bardzo ograniczone. Z tego
względu należy poszukiwać źródeł finansowania zewnętrznego. Bez względu na źródło
finansowania, konieczne jest przeprowadzenie niezależnego studium wykonalności
wskazującego inwestycje o znaczeniu priorytetowym, spodziewane korzyści, możliwe
zagrożenia, w tym sposoby zarządzania ryzykiem oraz ustalenia odnośnie szybkiego i
prawidłowego wdrażania projektu.

W zasadzie należy rozważyć następujące zewnętrzne systemy finansowania:

Wspólna implementacja w ramach Protokołu z Kioto
Nowa elektrociepłownia ograniczy emisje gazów cieplarnianych (GHG) w porównaniu z
alternatywnym sposobem dostarczania ciepła i energii elektrycznej. Kredyty uzyskane dzięki
względnemu ograniczeniu emisji można będzie sprzedać na rynku międzynarodowym, na
przykład za pośrednictwem Prototypecarbonfund, który skupi kredyty i sprzeda je dalej

-

49

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

innemu krajowi potrzebującemu takich kredytów. Handel kredytami może odbywać się
również dwustronnie, np. po prostu między krajem inwestora a krajem otrzymującym nową
elektrociepłownię. Wspólna implementacja (JI) oferuje sposób ograniczania kosztów
inwestycji i eksploatacji nowych elektrociepłowni.

Nabywanie środków trwałych
(Obcy) inwestor może nabyć wszystkie środki trwałe systemu energetycznego i kontynuować
eksploatację jako właściciel w pełni odpowiedzialny za eksploatację i rozwój systemu.
Przykłady: elektrociepłownie w Warszawie (Vattenfall), Krakowie, Gdańsku i Gdyni
(Electricite de France)

Inwestor strategiczny
(Obcy) inwestor może stać się udziałowcem większościowym przedsiębiorstwa
energetycznego jako inwestor strategiczny. Wniesie wówczas do przedsiębiorstwa know-how i
zwiększy jego zasoby finansowe, co stworzy możliwości modernizacji systemu.

Dzierżawca
Przedsiębiorstwo dzierżawcy dzierżawi aktywa systemu CHP/DH przez pewien okres czasu.
Dzierżawca płaci roczny czynsz właścicielowi aktywów i zobowiązuje się zainwestować
pewną kwotę funduszy dla utrzymania i rozwoju aktywów. Dzierżawca prowadzi działalność
wyłącznie w okresie dzierżawy. Przykłady: Dalkia w Tallinie i Wilnie.

Przedsiębiorstwo usług energetycznych (ESCO)
ESCO finansuje inwestycje, a uzyskane oszczędności energii i inne korzyści są
wykorzystywane do spłacenia inwestycji. Użytkownik płaci taki sam rachunek za ciepło jak
wcześniej, mimo że zużycie energii po realizacji inwestycji znacznie spadło, do chwili gdy
inwestycja zostanie spłacona. Następnie rachunek za ciepło zostanie dostosowany do
rzeczywistego zużycia i ceny ciepła. Przykład: Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej
w Krakowie

(MPEC).

Pożyczki
Międzynarodowe instytucje finansujące (IFI) (np. Bank Światowy, Europejski Bank
Odbudowy i Rozwoju i Nordycki Bank Inwestycyjny) sfinansowały już udane projekty
modernizacji DH (przykłady: Gdańsk, Gdynia, Katowice, Kraków i Warszawa) i wykazały
duże zainteresowanie kontynuowaniem tego trendu finansowania. IFI stawiają jednak pewne
podstawowe wymagania w zakresie udzielania pożyczek, które obejmują na przykład:

♦ Bank Światowy zawsze wymaga gwarancji państwa na pożyczkę. Gwarancja musi zostać

przedłożona przez Ministerstwo Finansów danego kraju.

♦ Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju wymaga gwarancji państwa lub zagranicznego,

prywatnego partnera.

Wybór podejścia do finansowania zależy od celów politycznych i priorytetów aktualnego
właściciela systemu CHP/DH.

15.

Dyrektywa Unii Europejskiej w sprawie CHP

15.1.

Definicja

Z uwagi na rosnące znaczenie kogeneracji, Komisja zaproponowała specjalną dyrektywę
określającą podejście związane z CHP w Unii Europejskiej. Proponowana Dyrektywa w

-

50

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

sprawie CHP

19

uznaje kogenerację jako zastosowanie energii, które stanowi jeden z

największych czynników przyczyniających się do osiągnięcia celów Unii Europejskiej w
zakresie zmian klimatycznych.

Ostateczna wersja Dyrektywy może się istotnie różnić od zaproponowanej. Nie mniej
zaproponowana Dyrektywa, zawierająca pięć elementów, została krótko omówiona w
kolejnych podrozdziałach:

15.2.

Gwarancja pochodzenia

Generalnie, aby uzyskać certyfikację jako zakład kogeneracji o wysokiej efektywności,
elektrociepłownia musi spełnić pewne wymagania odnośnie oszczędności energii.
Zaproponowana Dyrektywa przedstawia poniższy wzór do wykorzystania w obliczeniach
oszczędności energii wynikających z kogeneracji:

gdzie:

PES

pierwotne oszczędności energii

CHP Hη efektywność cieplna produkcji skojarzonej

Ref Hη

efektywność cieplna odniesienia dla oddzielnej produkcji ciepła

CHP Eη efektywność elektryczna produkcji skojarzonej

Ref Eη

efektywność elektryczna odniesienia dla oddzielnej produkcji energii elektrycznej

Odniesienie do oddzielnej produkcji ciepła i energii elektrycznej dotyczy obiektów o wielkości
równej wydajności wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w elektrociepłowni, z
wykorzystaniem tych samych paliw i mieszanki paliwowej, jak w elektrociepłowniach.

Wartości efektywności odniesienia oddzielnej produkcji energii elektrycznej zależą od paliwa
w następujący sposób: efektywność dla gazu ziemnego 55%, dla węgla 42%, dla oleju 42%, a
dla paliw odnawialnych i odpadowych 22-35%. W przypadku elektrociepłowni podłączonej do
systemu dystrybucji energii elektrycznej, wyżej wymienione wartości można zmniejszyć o 5-
10%.

Wartości efektywności odniesienia dla oddzielnej produkcji ciepła wynoszą 90% dla nowych
obiektów ogólnie, a w szczególności 85% dla węgla i 80% dla źródeł odnawialnych. W
przypadku wytwarzania z wykorzystaniem pary o wysokiej temperaturze, wartości odniesienia
można zmniejszyć do 80%.

19

Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie promocji kogeneracji oparta na użytecznym

zapotrzebowaniu na ciepło na wewnętrznym rynku energetycznym - COM(2002) 415 wersja ostateczna,
2002/0185 (COD) z dnia 22.07.2002.

CHP Hη

CHP Eη

+

Ref Hη

Ref Eη

PES = 1 -

x 100%

1

-

51

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

15.3.

Potencjał kogeneracji i bariery realizacji projektów

Każde państwo członkowskie (i kandydujące) powinno ocenić krajowy potencjał kogeneracji o
wysokiej efektywności oddzielnie dla różnych zastosowań (przemysłowych, ciepłownictwa
okręgowego i rolniczych). Do oceny potencjału kogeneracji zaproponowano poniższą listę z
zasadami obliczania i odnośnikami do właściwych części poradnika.

Przykład: Tabela oceny potencjału CHP

1. Typ obciążenia cieplnego: przemysłowe, ciepłownictwo okręgowe lub inne (rolnicze)
2. Obciążenie cieplne (MW)
3. Zapotrzebowanie na ciepło (GWh)
4. Identyfikacja miejsca (obciążenie cieplne ma zawsze charakter lokalny)
5. Dostępne paliwa: torf, gaz, węgiel, olej, odpady, źródła odnawialne (odniesienie)
6. Realistyczne prognozy dla CHP (Rys. 3) na przykład jako:

- 55% obciążenia (wiele elektrociepłowni)
- 80% energii

7. Dostępna wydajność skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej na miejscu
8. Energia cieplna wytwarzana przez istniejącą elektrociepłownię (GWh)
9. Wolny potencjał ekonomiczny dla ciepła CHP (wiersz 8 – wiersz 10)
10. Typ elektrociepłowni, jaka najprawdopodobniej zostanie zastosowana (rozdział 5. Tryby pracy

CHP)

11. Szacowane dodatkowe wytwarzanie energii wyrażone jako wartości energii (wiersz 11 * 0,8) i

wydajności (obecnie 11/4500):

12. Oszczędności paliwa wyrażone w GWh i w % (wzór 1 z podrozdziału 14.2)

Istnieje

szereg

ogólnych

i

ograniczonych

do

poszczególnych

krajów

barier

uniemożliwiających realizację znacznego potencjału kogeneracji. Ogólne bariery i
zaproponowane koncepcje usunięcia barier omówiono poniżej, natomiast bariery ograniczone
do konkretnych państw i działania korygujące zestawiono w Załącznikach 3 i 4.

♦ Niepewność związana z zachowaniami na rynku energetycznym na dłuższą metę zniechęca

do jakichkolwiek inwestycji w zakresie wytwarzania energii elektrycznej.

♦ Mimo różnych efektywności, nowe elektrociepłownie o wysokich kosztach kapitałowych

są droższe w posiadaniu i eksploatacji niż stare, już zamortyzowane obiekty.

♦ Do tej pory nastąpiła jedynie częściowa liberalizacja. Przedsiębiorstwa dystrybucji energii

są monopolami pobierającymi wysokie opłaty za podłączenie i eksploatację.

♦ Niskie ceny energii elektrycznej nie pokrywają odnośnych kosztów środowiskowych.

♦ Ceny gazu są wysokie w porównaniu z cenami oleju.

15.4.

Doświadczenia w zakresie mechanizmów wspierających

Doświadczenia zdobyte w zakresie stosowania i współistnienia mechanizmów wspierających
zestawiono w Załącznikach 3 i 4 do niniejszego poradnika.

Przykład modelu limitów: Konsumenci lub producenci (w zależności od modelu) muszą nabywać pewien odsetek
ekologicznej energii elektrycznej. Można to połączyć z systemem handlu certyfikatami. Niemcy podjęły próbę
wdrożenia takiego systemu w 2001 roku, ale nie udało się go wprowadzić z przyczyn politycznych, w wyniku
czego zastosowano system obowiązku zakupu nadmiaru energii elektrycznej (ustawa o CHP).

15.5.

Interakcja pomiędzy kogeneracją a siecią

Interakcja pomiędzy producentami kogeneracyjnymi a siecią energetyczną napotyka szereg
przeszkód zarówno na etapie projektowania i wdrażania, jak i w fazie eksploatacji.

Etap projektowania i wdrażania

-

52

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

♦ Niepewność związana z niekontrolowanymi zachowaniami na rynku energii elektrycznej i

gazu w średnio- i długookresowej perspektywie czasowej utrudniają podejmowanie decyzji
o długoterminowych inwestycjach.

♦ Brak zainteresowania dystrybutora energii elektrycznej w zakresie podłączania małych

elektrociepłowni do sieci.

♦ Pionowa integracja CHP i DH może być nawet zakazana, mimo że zapewniłaby pełną

optymalizację eksploatacji i rozwoju systemu CHP/DH.

Etap eksploatacji

♦ Taryfa punktowa nie zależy od odległości między źródłem energii elektrycznej a

użytkownikiem. Użytkownik płaci stałą opłatę za przesył energii elektrycznej, bez względu
na odległość, jaka dzieli go od sprzedawcy energii elektrycznej. Duże obiekty odnoszą
korzyść z taryfy punktowej, ale niewielkie elektrociepłownie znajdujące się blisko
użytkowników ponoszą z tego powodu straty.

♦ Straty przesyłu energii elektrycznej są niższe dla lokalnych elektrociepłowni niż dla

obiektów zlokalizowanych daleko od użytkowników, nie mniej taryfa punktowa nie
uwzględnia tego faktu.

♦ Bilans wytwarzania energii elektrycznej mogą w prosty sposób utrzymać hydroelektrownie

i elektrownie cieplne, nie mniej wytwarzanie energii przez elektrociepłownie zależy od
aktualnego obciążenia cieplnego. Elektrociepłownia może być silnie obciążona
chwilowymi odchyleniami (w stronę nadmiaru lub niedoboru) w zakresie wytwarzania
energii w stosunku do uzgodnionego planu wytwarzania.

15.6.

Procedury administracyjne

Istnieje szereg barier administracyjnych dla inicjowania nowych elektrociepłowni odnośnie
długości procedur zatwierdzania, wymagań, jakie należy spełnić i wysokich kosztów
związanych z realizacją tych procedur. Struktura administracyjna i konstytucyjna jest jednak
bardzo zróżnicowana w poszczególnych krajach i dlatego zaproponowana Dyrektywa nie
zawiera postanowień w zakresie ujednolicenia tych zasad.

Dla promowania rozwoju CHP, podczas wprowadzania zmian do szkieletu regulacyjnego
należy uwzględnić poniższe zagadnienia:

♦ Właściwą alokację kosztów CHP odpowiadającą wymaganiom rynku energii elektrycznej i

cieplnej.

♦ Przyjęcie realistycznych i przyrostowych kosztów podłączenia elektrociepłowni do sieci, w

szczególności niewielkich obiektów korzystających z paliw odnawialnych.

♦ Dostosowanie podatków na paliwa i ochronę środowiskowa, aby raczej wspierać, a nie

dyskryminować, rozwój lokalnego CHP, w szczególności z wprowadzeniem paliw
odnawialnych.

♦ Wprowadzenie obiektywnych i przejrzystych zasad budowy nowych elektrociepłowni i ich

podłączania do fizycznych sieci.

16.

Wnioski

CHP wraz z gminnymi DH i zapotrzebowaniem na ciepło przemysłowe oferuje oczywiste
korzyści dla środowiska naturalnego i efektywności energetycznej regionu, jak to już zostało
potwierdzone w raporcie ekologicznym Unii Europejskiej.

-

53

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Niniejszy poradnik stanowi próbę opisania niezbędnych cech związanych z CHP, aby pogłębić
zrozumienie i uzyskać pożądane wsparcie dla rozbudowy CHP na obiektywnych podstawach.

W poszczególnych krajach władze energetyczne i ochrony środowiska z gminami i
przedsiębiorstwami przemysłowymi mają do odegrania kluczową rolę w udostępnieniu
obywatelom korzyści związanych z CHP. W tym zakresie poradnik próbuje przedstawić
najlepsze praktyki w zakresie działalności CHP, które nie bazują jedynie na licznych i
zróżnicowanych przykładach pomyślnych realizacji z wielu krajów i jednostkowych analizach
przypadków, ale również na pewnych, napotykanych niekiedy niepowodzeniach. Te
niepowodzenia zostały przeanalizowane i na ich bazie wyciągnięto odpowiednio wnioski jako
lekcje na przyszłość.

17.

Informacje pomocnicze

Tabela przeliczania jednostek energii

Przykład: Sprzedaż ciepła przez miasto o średniej wielkości może sięgać 9000 TJ, co odpowiada 2500 GWh i
2150 Tcal, a wymaga przepływu wody 43,1 mln m

3

rocznie, czyli 5390 m

3

/h i 1 500 kg/s przy nominalnej różnicy

temperatur wynoszącej 50°C między przepływem zasilającym a powrotnym.

Definicje

Ciepłownictwo okręgowe (DH) oznacza ciepło wytwarzane centralnie i dostarczane poprzez
sieci przesyłowe i dystrybucyjne do użytkowników. Systemy DH są znacznie zróżnicowane
pod względem swojej wielkości – począwszy od systemów zaopatrujących jedynie kilka
budynków po systemy zaopatrujące duże miasta z kilkoma tysiącami kilometrów rurociągów
w miejskiej sieci ciepłowniczej.

CHP i kogeneracja oznaczają skojarzone wytwarzanie energii (elektrycznej) i ciepła w
jednym zintegrowanym procesie produkcyjnym dla różnych zastosowań, które zapewniają
zarówno dostawy do sieci energetycznej, jak i zaspokajają lokalne zapotrzebowanie grzewcze i
chłodnicze budynków, przemysłu i rolnictwa. Dzięki lokalnemu zapotrzebowaniu na ciepło,
CHP może wytwarzać energię elektryczną i cieplną z całkowitą wydajnością wynoszącą 85-
92% paliwa wejściowego. Ta efektywność jest o 30-40% wyższa niż w przypadku oddzielnego

Energia cieplna

1 kcal

=

4,19 kJ

=

1,16 Wh

1 Mcal

=

4,19 MJ

=

1,16 kWh

1 Gcal

=

4,19 GJ

=

1,16 MWh

1 Tcal

=

4,19 TJ

=

1,16 GWh

1 Pcal

=

4,19 PJ

=

1,16 TWh

Przepływ ciepła

1 kcal/h

=

1,16 W

1 Mcal/h

=

1,16 kW

1 Gcal/h

=

1,16 MW

Przepływ wody

(dla różnicy temperatur 50°C)

100 MW odpowiada

1 720 m

3

/h

100 MW odpowiada

480 kg/s

-

54

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, w ten sposób wywierając znaczny pozytywny
wpływ na efektywność energetyczną i ochronę środowiska naturalnego.

-

55

-

BASREC: Podręcznik dla instytucji o CHP oraz DH

A. Nuorkivi

Wykaz akronimów

BASREC (Baltic Sea Region Energy Co-operation)

Współpraca Energetyczna w Regionie Morza
Bałtyckiego

CHP (Combined Heat and Power)

skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej

CBSS (Council of the Baltic Sea States)

Rada Krajów Nadbałtyckich

DH (District Heating)

ciepłownictwo okręgowe

DHE (District Heating Enterprise)

przedsiębiorstwo ciepłownicze odpowiedzialne za
dostawy ciepła dla użytkowników

DHW (Domestic Hot Water)

gorąca woda dla gospodarstw domowych

EA (Environmental Assessment)

ocena środowiskowa

EBRD (European Bank for Reconstruction and Development) Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju
EIA (Environmental Impact Assessment)

ocena oddziaływania na środowisko

ERR (Economic Rate of Return)

ekonomiczna stopa zwrotu

ESCO (Energy Service Company)

przedsiębiorstwo usług energetycznych

FDHA (Finnish District Heating Association)

Fińskie Stowarzyszenie Ciepłownictwa Okręgowego

FRR (Financial Rate of Return)

finansowa stopa zwrotu

FSU (Former Soviet Union)

były Związek Radziecki

GEF (Global Environmental Facility)

globalny zakład ekologiczny

GHG (Green House Gases)

gazy cieplarniane

GS (Group Substation)

węzeł grupowy (lub centralny punkt ciepłowniczy):
wiele budynków jest obsługiwanych przez węzeł
grupowy oddzielnie przez system czterorurowy: dwie
rury zapewniają ogrzewanie przestrzeni, a dwie
pozostałe doprowadzają gorącą wodę do gospodarstw
domowych

HoB (Heat-only-boiler)

kotłownia wytwarzająca tylko ciepło

ICS (Individual Consumer Substation)

indywidualna podstacjy użytkownika (na poziomie
budynku), przekształcająca ciepło DH z sieci
miejskiej na ogrzewanie przestrzeni i gorącą wodę do
gospodarstw domowych do sieci w budynku

IRR (Internal Rate of Return)

wewnętrzna stopa zwrotu

JI (Joint Implementation)

wspólne wdrażanie Protokołu z Kioto

PLN

waluta polska (złoty)

PR (Public Relations)

Public Relations

SH (Space Heating)

ogrzewanie przestrzeni budynków: pomieszczeń,
korytarzy, piwnic, klatek schodowych, itd.

TA (Technical Assistance)

pomoc techniczna

VAT (Value Added Tax)

podatek od wartości dodanej (x%)

WB (World Bank)

Bank Światowy (Międzynarodowy Bank Odbudowy
i Rozwoju – IBRD)

Indeksy

R

strona powrotna rurociągu

S

strona zasilająca rurociągu

Użyteczne strony internetowe

1. Euroheat&power (organizacja przedsiębiorstw DH i CHP)

http://www.euroheat.org

2. Eurostat (statystyki Unii Europejskiej)

http://europa.eu.int/comm/eurostat/Public/datashop/print-
catalogue/EN?catalogue=Eurostat

3. Cogen

(organizacja promująca CHP w Europie)

www.cogen.org