fot: Krystian Krawczyk
Elektrociepłownia Będzin od dziesiątek lat produkuje w skojarzeniu prąd i ciepło
fot: Krystian Krawczyk
Kogeneracja: jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w elektrociepłowniach. Proces zgodny z coraz ostrzejszymi normami ochrony środowiska oraz unijnymi wymogami redukcji dwutlenku węgla. Co do tego nie ma wątpliwości. Pojawiają się one wówczas, gdy padnie pytanie: z czego wytwarzać prąd i ciepło? Z węgla kamiennego czy gazu ziemnego? A może z odnawialnych źródeł energii (OZE)?
Unijne dyrektywy wytyczają Polsce jasno sprecyzowany cel: do 2030 r. trzeba podwoić produkcję energii w kogeneracji. Obecnie dominującym nośnikiem energii jest węgiel kamienny. Pracuje na nim 72 proc. krajowej kogeneracji. Gaz ziemny ma 11-procentowy udział, a OZE - 7-procentowy (pozostałe - 10 proc.).
- W przyszłości udział węgla będzie malał, ale uważam, że nadal pozostanie on w Polsce głównym paliwem - uważa Gérard Bourland, dyrektor generalny Grupy Veolia w Polsce.
Lobbujący za wzrostem udziału OZE w kogeneracji traktują ją jako "efektywny sposób na przejście od gospodarki opartej na węglu do gospodarki niskoemisyjnej", czyli mówiąc wprost: narzędzie do dekarbonizacji gospodarki. Czy w zawodowym elektrociepłownictwie (przez przedsiębiorstwa koncesjonowane) węgiel nie ma przyszłości? Zależy gdzie. W Polsce ma, tylko kwestią zasadniczą jest to, w jakich elektrowniach będzie spalany. W tych z kogeneracją o sprawności 70-75 proc.? Czy w przestarzałych elektrowniach kondensacyjnych, których sprawność nie przekracza 35 proc.?
Pół tysiąca elektrociepłowni
Kogeneracja wydaje się być doskonałym rozwiązaniem dla Polski. Po pierwsze: kraj ma więcej węgla niż gazu. Po drugie: jak się produkuje w jednym procesie technologicznym prąd i ciepło, to zawsze jest to efektywniej (prawie pod każdym względem), niżby wytwarzało się je w oddzielnych procesach.
Dziś 448 elektrociepłowni daje 60 GW mocy ciepłowniczej. Ponadto do 2030 r. poprzedni rząd zaplanował produkcję 47,9 TWh prądu pochodzącego z kogeneracji. Jest jednak jedno "ale"...
- Dzisiaj w zasadzie nie ma warunków do inwestowania w kogenerację w związku z tym, że dotychczasowy system wsparcia w postaci żółtych i czerwonych certyfikatów kończy się w 2018 r. Pracujemy w ramach czterech organizacji pozarządowych nad nowym mechanizmem wsparcia po 2018 r. Mamy przygotowany system aukcyjny dla nowych jednostek kogeneracyjnych. Jest dylemat: jak utrzymać produkcję w istniejących jednostkach kogeneracyjnych, szczególnie w blokach gazowo-parowych - alarmował podczas ostatniego Europejskiego Kongresu Gospodarczego Marian Babiuch, prezes Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych.
Termomodernizacja a produkcja
Wzrost lub spadek mocy systemu kogeneracyjnego to nie tylko wynikowa finansowego zaangażowania w jej rozwój. Wpływ na wolumen produkcji ciepła mają działania wynikające z poprawy efektywności energetycznej. Tak więc termomodernizacja budynków, zmniejszenie strat ciepła na sieci ciepłowniczej czy wreszcie oszczędzanie energii przez jej odbiorców spowodowało, że produkcja ciepła przez przedsiębiorstwa koncesjonowane spadła w ciągu 10 lat o ponad 15 proc., pomimo iż nastąpił w tym okresie 16 procentowy wzrost długości sieci ciepłowniczych (...). W 2013 r. przedsiębiorstwa koncesjonowane wyprodukowały 395 PJ (petadżul - 10^15 dżula, kolejna jednostka po teradżulu) ciepła, a produkcja energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji wyniosła 24,7 TWh, co stanowiło 15,1 proc. całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej. Dane te podało Ministerstwo Energii.
- Wskutek termomodernizowania budynków notujemy 3-procentowy spadek zapotrzebowania na ciepło - nie ukrywa Jacek Uhryn, prezes Taurona Ciepło.
Paradoks? Tauron Ciepło tylko w Sosnowcu w ostatnich paru latach zainwestował ponad 100 mln zł, by zmniejszyć straty ciepła na tzw. przekazie, modernizując w tym celu podziemną sieć przesyłową. Rozbudował ją, by przyłączyć do niej nowych odbiorców, którzy mogą poważnie podejść do "efektywności energetycznej", co odbije się na przychodach dostawcy ciepła.
Z drugiej strony podłączenie odbiorców używających przestarzałego indywidualnego ogrzewania węglowego skutkuje, w opinii przedstawicieli elektrociepłownictwa, nawet 10-krotnym obniżeniem emisji pyłów pospaleniowych. Abstrahując od tego, że nie wszędzie da się poprowadzić nową nitkę ciepłowniczą, trzeba pamiętać, że aktualnie przygotowanie planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe to obowiązek gmin i to, czy do sieci ciepłowniczej obywatel "podepnie się, czy nie", zależy wyłącznie od niego. Tymczasem prezes zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie Jacek Szymczak uważa, że zasadnym byłoby rozważenie obligatoryjności podłączenia odbiorców do sieci ciepłowniczych, skoro jest to optymalny sposób na zasadnicze ograniczenie niskiej emisji.
Niewiadome rynku carbon
To, że uwarunkowania prawne mają wpływ na rozwój kogeneracji, widać po systemie wsparcia obowiązującego (po przedłużeniu) do 2018 r. Przewiduje on, że firmy obracające energią muszą legitymować się świadectwami pochodzenia (certyfikatami) pewnej części swojego obrotu z wysokosprawnej kogeneracji. Certyfikaty kupuje się od wytwórców lub na rynku, a ich zakup to właśnie wsparcie - i równocześnie pomoc publiczna - danego sposobu wytwarzania energii, w tym przypadku kogeneracji. Jeżeli dana firma nie może wylegitymować się odpowiednią liczbą certyfikatów, płaci tzw. opłatę zastępczą. System promuje kogenerację opartą na gazie. Istotne jest to, czy po 2018 r. nadal będzie obowiązywał jakiś system wsparcia.
Niewiadomych jest wiele, i to istotnych, szczególnie, dla kogeneracji opartej na węglu. Jedną z tych zasadniczych jest cena EUA (uprawnienia do emisji tony dwutlenku węgla) w EU ETS, czyli w Europejskim Systemie Handlu Emisjami. Obciążenia w granicach 5-8 euro za EUA skarbonizowane elektrociepłownictwo jeszcze wytrzyma. Czy prawie 16 euro za EUA w 2020 r. nie wpłynie negatywnie na jego rozwój?
