plan zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na
advertisement
Załącznik do Uchwały Nr LXIV/2096/2006 Rady Miejskiej w Bielsku-Białej z dnia 24 października 2006 roku PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE GMINY BIELSKO-BIAŁA Wykonawcy: Fundacja na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii ul. Wierzbowa 11 40-169 Katowice dr inż. Sławomir Pasierb, mgr inż. Mariusz Bogacki, mgr inż. Piotr Kukla, mgr inż. Tomasz Zieliński, Joanna Honsek Niniejsze opracowanie wykonano na podstawie Umowy Nr 3105/955/99/PZE zawartej w dniu 18.08.1999 roku w wyniku rozstrzygnięcia przetargu nieograniczonego pomiędzy Gminą Bielsko – Biała a Fundacją na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii w Katowicach oraz aktualizację na podstawie Umowy Nr FK – 3105/1966/02/PZE z dnia 29 listopada 2002r. Opracowanie jest kompletne, zgodne z obowiązującymi przepisami, tzn. Ustawą Prawo Energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. (Dz.U. Nr 54, poz. 348 - tekst jednolity z dnia 1 września 2003 r. Dz.U. Nr 153, poz. 1504 z późniejszymi zmianami) i dotychczas wydanymi rozporządzeniami do tej Ustawy PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 3 SPIS TREŚCI 1. PODSTAWA OPRACOWANIA “PROJEKTU PLANU”.............................................................................. 6 2. ZAKRES PROJEKTU PLANU......................................................................................................................... 7 3. AKTUALNA I PROGNOZOWANA SYTUACJA ENERGETYCZNA I ŚRODOWISKOWA SYSTEMÓW ZAOPATRZENIA W ENERGIĘ...................................................................................................... 7 3.1. 3.2. PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO DO 2020 ROKU ........................................................................ 8 POTRZEBY MODERNIZACJI I BUDOWY NOWYCH ŹRÓDEŁ CIEPŁA................................................................ 15 4. ZAKRES ANALIZOWANYCH PRZEDSIĘWZIĘĆ DO PROPOZYCJI W ZAKRESIE ROZWOJU I MODERNIZACJI POSZCZEGÓLNYCH SYSTEMÓW ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE .............................................................................................................. 17 5. MODERNIZACJA SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO ................................................................................ 17 5.1. TWORZENIE WARIANTÓW ZAPEWNIENIA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO PO 2010 ROKU .......................... 17 5.2. PODSTAWOWE PROBLEMY DECYZYJNE ..................................................................................................... 18 5.3. GŁÓWNE ZAŁOŻENIA PRACY JEDNOSTEK W SYSTEMIE CIEPŁOWNICZYM ................................................... 18 5.3.1. Konfiguracja technologiczna i lokalizacyjna A .................................................................................. 18 5.3.2. Konfiguracja technologiczna i lokalizacyjna B .................................................................................. 18 5.4. PRZYJĘCIE WARIANTÓW - KONFIGURACJA A I B........................................................................................ 19 5.5. OBCIĄŻENIE JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH WG KONFIGURACJI I WARIANTÓW ............................................ 20 5.6. PODSTAWY MERYTORYCZNE OCENY WARIANTÓW .................................................................................... 22 5.7. PRZYJĘTE SZCZEGÓŁOWE ZAŁOŻENIA OBLICZENIOWE .............................................................................. 24 5.7.1. Stan wyjściowy taryf i cen za ciepło.................................................................................................... 24 5.8. WYNIKI I OCENA WARIANTÓW .................................................................................................................. 26 5.9. WYBÓR I REKOMENDACJA SPOSOBU ZAPEWNIENIA DOSTAWY CIEPŁA PO 2010 ROKU ............................... 32 5.9.1. Weryfikacja oceny wariantów w świetle uwarunkowań ekonomicznych całego systemu ciepłowniczego .................................................................................................................................................... 32 5.9.2. Weryfikacja oceny wariantów w świetle uwarunkowań i stanowiska istniejących producentów i dystrybutorów ciepła........................................................................................................................................... 34 5.9.3. Wariant 4 - zmodyfikowany wariant 2a i 3a ....................................................................................... 36 5.9.4. Wyniki i ocena wariantu 4................................................................................................................... 39 5.9.5. Wybór i rekomendacja wariantu......................................................................................................... 42 5.9.6. Praca źródeł ciepła w proponowanym wariancie 4 po 2010 roku ..................................................... 44 5.10. ZMODYFIKOWANE WARIANTY ZAOPATRZENIA W CIEPŁO PO 2010 ROKU W WYNIKU WSTEPNEGO PROCESU UZGODNIEŃ PROGRAMU INWESTYCYJNEGO........................................................................................................... 48 5.10.1. Zweryfikowane założenia pracy systemu ciepłowniczego i prognozy zaopatrzenia w ciepło ............. 48 5.10.2. Główne zmodyfikowane warianty zaopatrzenia w ciepło po 2010 roku ............................................. 48 5.10.3. Wyniki obliczeniowe wariantów I, IIA i IIB ........................................................................................ 50 5.11. WYBÓR I REKOMENDACJE ZMODYFIKOWANEGO WARIANTU ..................................................................... 60 5.11.1. Wykonalność wariantów w kryterium stabilizacji cen ciepła dla odbiorców systemu cieplowniczego B-B ............................................................................................................................................................. 60 5.11.2. Rekomendacje wyboru wariantu ......................................................................................................... 62 5.12. OGÓLNE WNIOSKI ODNOSNIE PLANU MODERNIZACJI I ODBUDOWY SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO B-B........ 63 6. MONITOROWANIE STANU ZAOPATRZENIA MIASTA BIELSKO-BIAŁA W PALIWA I ENERGIĘ ORAZ REALIZACJI ZAŁOŻEŃ DO PLANU I PLANU ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE ........................................................................................... 65 6.1. CEL ........................................................................................................................................................... 65 6.2. ZAKRES MONITOROWANIA ........................................................................................................................ 65 6.2.1. Ocena zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe .......................................... 65 6.2.2. Ocena realizacji celów i kierunkowych zamierzeń założeń do planu i planu zaopatrzenia BielskaBiałej w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe......................................................................................... 66 6.3. REZULTATY I HARMONOGRAM DZIAŁAŃ ................................................................................................... 67 6.3.1. Rezultaty: ............................................................................................................................................ 67 6.3.2. Partnerzy projektu: ............................................................................................................................. 67 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 4 6.3.3. Harmonogram wdrożenia ................................................................................................................... 67 6.4. NAKŁADY FINANSOWE I SPOSÓB ICH POKRYCIA ........................................................................................ 68 7. PROPOZYCJE W ZAKRESIE WYKORZYSTANIA ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII .......... 76 7.1. 7.2. 7.3. 7.4. 8. WYKORZYSTANIE BIOGAZU Z FERMENTACJI OSADÓW ŚCIEKOWYCH ......................................................... 76 WYKORZYSTANIE ENERGII SŁONECZNEJ ................................................................................................... 76 EDUKACJA EKOLOGICZNA ZWIĄZANA Z ROZPOWSZECHNIANIEM ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII......... 76 WYKORZYSTANIE BIOMASY W PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ .......................................................... 77 OGRANICZENIE NISKIEJ EMISJI ............................................................................................................. 80 8.1. 8.2. 8.3. UCIEPŁOWNIENIE BIELSKIEJ STARÓWKI .................................................................................................... 82 UCIEPŁOWNIENIE BUDYNKÓW W CENTRUM MIASTA BIELSKO-BIAŁA ....................................................... 83 OGRANICZENIE NISKIEJ EMISJI W BUDOWNICTWIE ROZPROSZONYM .......................................................... 84 9. PODSUMOWANIE/STRESZCZENIE DECYZYJNE PROPOZYCJI PRZEDSIĘWZIĘĆ DO PLANU ZAOPATRZENIA BIELSKA-BIAŁEJ W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE.. 87 10. SYNTETYCZNE ZESTAWIENIE PROPONOWANYCH PRZEDSIĘWZIĘĆ ................................... 89 SPIS RYSUNKÓW RYSUNEK 1 PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO W PRZEMYŚLE 11 RYSUNEK 2 PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO W MIESZKALNICTWIE 11 RYSUNEK 3 PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO DLA BUDYNKÓW UŻYTECZNOŚCI PUBLICZNEJ 12 RYSUNEK 4 PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO DLA POZOSTAŁYCH BUDYNKÓW 12 RYSUNEK 5 SUMARYCZNA PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO DLA WSZYSTKICH SEKTORÓW 13 RYSUNEK 6 SUMARYCZNA PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC DLA WSZYSTKICH SEKTORÓW 14 RYSUNEK 7 MOC ZAINSTALOWANA W ISTNIEJĄCYCH ŹRÓDŁACH CIEPŁA NA TLE POSZCZEGÓLNYCH SCENARIUSZY W LATACH 1998 – 2020 14 RYSUNEK 8 SCHEMAT OGÓLNY POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁĄ WODĘ PO 2010 17 RYSUNEK 9 SCHEMAT OGÓLNY POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA PARĘ 18 RYSUNEK 10 OBCIĄŻENIE JEDNOSTEK NA TLE UPORZĄDKOWANEGO WYKRESU OBCIĄŻEŃ SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO W ROKU 2010 - KONFIGURACJA A (CIEPŁA WODA) 21 RYSUNEK 11 OBCIĄŻENIE JEDNOSTEK NA TLE UPORZĄDKOWANEGO WYKRESU OBCIĄŻEŃ SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO W ROKU 2010 - KONFIGURACJA B (CIEPŁA WODA) 21 RYSUNEK 12 OBCIĄŻENIE JEDNOSTEK NA TLE UPORZĄDKOWANEGO WYKRESU OBCIĄŻEŃ SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO W ROKU 2010 - KONFIGURACJA A I B (PARA WODNA) 22 RYSUNEK 13 OBCIĄŻENIE JEDNOSTEK NA TLE UPORZĄDKOWANEGO WYKRESU OBCIĄŻEŃ SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO W ROKU 2010 - WARIANT 4, KONFIGURACJA C 38 RYSUNEK 14 SYSTEM CIEPŁOWNICZY B-B – WARIANT I 580 RYSUNEK 15 SYSTEM CIEPŁOWNICZY B-B – WARIANT IIA/IIB – PODSYSTEM PÓŁNOC 80 RYSUNEK 16 SYSTEM CIEPŁOWNICZY B-B – PODSYSTEM POŁUDNIE – WARIANT IIA BEZ SKOJARZENIA (W MIEJSCU EC-1) 80 RYSUNEK 17 SYSTEM CIEPŁOWNICZY B-B – PODSYSTEM POŁUDNIE – WARIANT IIB ZE SKOJARZENIEM (W MIEJSCU EC-1) 80 RYSUNEK 18 STRUKTURA RYNKU CIEPŁA W BIELSKU – BIAŁEJ W 2001 ROKU. 80 SPIS TABEL TABELA 1 PODSTAWOWE INFORMACJE O ŹRÓDŁACH ENERGII ZAINSTALOWANYCH W EC 1, EC 2 I CIEPŁOWNI WAPIENICA 15 TABELA 2 RUCH ISTNIEJĄCYCH ŹRÓDEŁ CIEPŁA ORAZ SKUTKI NA ZAPOTRZEBOWANIE NA MOC W BIELSKU – BIAŁEJ DO ROKU 2020 16 TABELA 3 PROPONOWANE WARIANTY NOWYCH JEDNOSTEK DLA KONFIGURACJI A I B – CIEPŁA WODA 19 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 5 TABELA 4 PROPONOWANE WARIANTY NOWYCH JEDNOSTEK DLA KONFIGURACJI A I B – PARA WODNA 20 TABELA 5 ROZDYSPONOWANIE OBCIĄŻENIA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH NA POKRYCIE ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁĄ WODĘ W CIĄGU ROKU – KONFIGURACJA AI B 20 TABELA 6 ROZDYSPONOWANIE OBCIĄŻENIA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH NA POKRYCIE ZAPOTZREBOWANIA NA PARĘ W CIĄGU ROKU 20 TABELA 7 TARYFA ZA CIEPŁO DLA EC 1 I EC 2 24 TABELA 8 TARYFA ZA CIEPŁO – THERMA (ŁĄCZNIE Z KOSZTEM WYTWARZANIA) 24 TABELA 9 KONFIGURACJA A. NAKŁADY INWESTYCYJNE I JEDNOSTKOWE KOSZTY CIEPŁA W WARIANTACH (BRUTTO) 27 TABELA 10 KONFIGURACJA B. NAKŁADY INWESTYCYJNE I JEDNOSTKOWE KOSZTY CIEPŁA W WARIANTACH (BRUTTO) 30 TABELA 11 ROZDYSPONOWANIE OBCIĄŻENIA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH NA POKRYCIE ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁĄ WODĘ W CIĄGU ROKU – KONFIGURACJA C 37 TABELA 12 KONFIGURACJA C. NAKŁADY INWESTYCYJNE I JEDNOSTKOWE KOSZTY CIEPŁA BRUTTO W WARIANCIE 4 41 TABELA 13 CHARAKTERYSTYCZNE WIELKOŚCI ŹRÓDEŁ CIEPŁA – WARIANT I 69 TABELA 14 CHARAKTERYSTYCZNE WIELKOŚCI ŹRÓDEŁ CIEPŁA PODSYSTEMU „POŁUDNIE” – WARIANT IIA BEZ SKOJARZENIA 71 TABELA 15 CHARAKTERYSTYCZNE WIELKOŚCI ŹRÓDEŁ CIEPŁA PODSYSTEMU „POŁUDNIE” – WARIANT IIB ZE SKOJARZENIEM 78 TABELA 16 NAKŁADY INWESTYCYJNE WARIANTÓW: I, IIA I IIB 78 TABELA 17 KOSZTY WYTWARZANIA CIEPŁA DLA WARIANTU I 79 TABELA 18 KOSZTY WYTWARZANIA CIEPŁA DLA WARIANTU IIA BEZ SKOJARZENIA 81 TABELA 19 KOSZTY WYTWARZANIA CIEPŁA PODSYSTEMU „POŁUDNIE” – WARIANT IIB ZE SKOJARZENIEM 85 TABELA 20 JEDNOSTKOWE KOSZTY I WYMAGANE PRZYCHODY DLA SFINANSOWANIA INWESTYCJI W WARIANTACH I, IIA I IIB (NETTO BE VAT-U) 89 TABELA 21 MONITOROWANIE PIERWOTNYCH DANYCH DLA OCENY WIELKOŚCI ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE 69 TABELA 22 MONITOROWANIE DANYCH DLA OCENY REALIZACJI ZAŁOŻEŃ DO PLANU I PLANU ZAOPATRZENIA 71 TABELA 23 PROGNOZOWANA ILOŚĆ PRODUKOWANEJ ENERGII W BLOKU BC 50 W 2010 ROKU 78 TABELA 24 PROGNOZOWANA ILOŚĆ SPALANEGO W BLOKU BC 50 PALIWA 78 TABELA 25 ZUŻYCIE PALIWA I PRODUKCJA ENERGII W BLOKU BC 50 W PRZYPADKU STOSOWANIA WĘGLA I WSPÓŁSPALANIA 79 TABELA 26 SZACUNKOWA EMISJA ZE SPALANIA WĘGLA W OGRZEWNICTWIE INDYWIDUALNYM NA TERENIE GMINY BIELSKO - BIAŁA 81 TABELA 27 EFEKT EKOLOGICZNY W WYNIKU WDROŻENIA PROGRAMU OGRANICZENIA NISKIEJ 85 EMISJI TABELA 28 SYNTETYCZNE ZESTAWIENIE PROPONOWANYCH PRZEDSIĘWZIĘĆ DO PLANU ZAOPATRZENIA BIELSKA-BIAŁEJ W CIEPŁO. ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE 89 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 1. 6 PODSTAWA OPRACOWANIA “PROJEKTU PLANU” • Podstawą prawną do opracowania „Projekt planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy Bielsko-Biała” jest zapis art. 20 ust.1 Ustawy Prawo Energetyczne „W przypadku gdy plany przedsiębiorstw energetycznych nie zapewniają realizacji założeń, o których mowa w art.19 ust. 8 – PE, Prezydent miasta opracowuje Projekt planu w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru gminy lub jej części. Projekt planu opracowywany jest na podstawie uchwalonych przez radę tej gminy założeń i winien być z nim zgodny”. W przypadku Gminy Bielsko - Biała zaistniała konieczność opracowania „Projektu planu...”, ponieważ przedsiębiorstwo ciepłownicze, funkcjonujące na terenie Gminy Bielsko - Biała, nie posiadały planów rozwoju. Z tego powodu nie można było rozwiązać problemów bezpieczeństwa zaopatrzenia systemu ciepłowniczego po roku 2010. W uchwale Nr XIX/664/2003 Rady Miejskiej w Bielsku – Białej z dnia 18 listopada 2003r. dotyczącej uchwalenia „Założeń do planu …” w § 5 zobowiązano Prezydenta Miasta do oparcowania Planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy Bielsko – Biała w terminie do końca września 2004 roku. • Podstawą formalną opracowania " Projekt planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy Bielsko-Biała" była jest Umowa zawarta pomiędzy Zarządem Miasta Bielsko - Biała, a Fundacją na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii w Katowicach (FEWE). • Jako podstawę do opracowania „Projektu planu...” przyjęto uchwalone przez Radę Miasta „Założenia do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze miasta Bielsko - Biała”. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 2. 7 ZAKRES PROJEKTU PLANU Art. 20. ust.2-6 ustawy Prawo energetyczne mówi: 2. Projekt planu, o którym mowa w ust. 1, powinien zawierać: 1) propozycje w zakresie rozwoju i modernizacji poszczególnych systemów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, wraz z uzasadnieniem ekonomicznym, 1a) propozycje w zakresie wykorzystania odnawialnych źródeł energii; 2) harmonogram realizacji zadań, 3) przewidywane koszty realizacji proponowanych przedsięwzięć oraz źródło ich finansowania. 3. Rada gminy uchwala plan zaopatrzenia, o którym mowa w ust. 1. 4. W celu realizacji planu, o którym mowa w ust. 1, gmina może zawierać umowy z przedsiębiorstwami energetycznymi. 5. W przypadku, gdy nie jest możliwa realizacja planu na podstawie umów, rada gminy - dla zapewnienia zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe - może wskazać w drodze uchwały tę część planu, z którą prowadzone na obszarze gminy działania muszą być zgodne. 3. AKTUALNA I PROGNOZOWANA SYTUACJA ENERGETYCZNA I ŚRODOWISKOWA SYSTEMÓW ZAOPATRZENIA W ENERGIĘ Podstawowe założenia do opracowania planu określa Uchwała Rady Miejskiej dotycząca "Założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze miasta Bielsko - Biała ". Poniżej przedstawiono główne wnioski i ukierunkowania wynikające z tych założeń. Priorytetowym problemem dla miasta Bielsko - Biała jest system ciepłowniczy z uwagi na: • niekorzystny trend zmniejszania z roku na rok sprzedaży ciepła z sytemu ciepłowniczego. Istnieje zagrożenie wzrostu kosztów dostawy ciepła do odbiorców, które już w chwili obecnej zbliżają się do progu konkurencyjności w porównaniu do innych sposobów zapewnienia usług cieplnych (ogrzewania pomieszczeń i przygotowania ciepłej wody użytkowej). W tej sytuacji znajduje się większość zcentralizowanych systemów ciepłowniczych w Polsce, • dużą wrażliwość społeczną na wzrost ceny ciepła - w aspekcie znacznego obciążenia budżetów rodzinnych kosztami energii, szczególnie odczuwalnego w aktualnej sytuacji społeczno-gospodarczej w mieście, • niestabilny rynek pracy w Bielsku – Białej na co mogą się nałożyć dodatkowe zwolnienia pracowników zatrudnionych w przedsiębiorstwach ciepłowniczych w kontekście modernizacji systemu ciepłowniczego, • konieczność budowy nowego źródła ciepła lub gruntownej modernizacji istniejących PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 8 urządzeń energetycznych zasilanych paliwem stałym, co wynika z Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 4 sierpnia 2003 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji (Dz. U. 03.163.1584 z dnia 18 września 2003 r.) jak również dyrektywy Unii Europejskiej 2001/80/WE, oraz potrzeby odtworzenia zużytych technicznie i likwidowanych źródeł ciepła w EC-1 własności PKE S.A./ZEC, • ograniczony wpływ miasta na poziom cen ciepła kształtowanych przez PKE SA Zespół Elektrociepłowni Bielsko-Biała, który jest głównym wytwórcą ciepła, w kontekście obowiązków miasta określonych w ustawie Prawo energetyczne obligujących je do planowania i organizacji zaopatrzenia w nośniki energii na obszarze gminy. W kontekście standardów emisji zanieczyszczeń zgodnie z Rozporządzenie ministra środowiska z dnia 4 sierpnia 2003 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji (Dz. U.03.163.1584 z dnia 18 września 2003 r.) i Dyrektywy Unii Europejskiej 2001/80/WE oraz aspektów ekonomicznych związanych z wytwarzaniem ciepła istnieje konieczność modernizacji systemu ciepłowniczego na terenie miasta Bielsko – Biała i budowy nowych urządzeń wytwórczych do 2010 roku. Proponowane przedsięwzięcia zaprojektowano i oceniono w najbliższych latach pod kątem zwiększenie bezpieczeństwa systemu zaopatrzenia w ciepło i kosztów ciepła dla odbiorców. Zgodnie z Ustawą Prawo energetyczne rozpatrzono koncepcję modernizacji źródła przez skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej z uwzględnieniem wykorzystania odnawialnych źródeł energii. 3.1. Prognoza zapotrzebowania na ciepło do 2020 roku Na potrzeby „Planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze miasta Bielsko-Biała” zostały sporządzone trzy scenariusze zapotrzebowania na ciepło sieciowe w Bielsku-Białej wraz z rozbiciem na sektory: przemysł, mieszkalnictwo, użyteczność publiczną oraz inne. Rozpatrywane scenariusze posłużą w celu określenia perspektywicznego zapotrzebowania na ciepło sieciowe niezbędnego do optymalnego wyboru wariantu modernizacji systemu ciepłowniczego. Scenariusze te, bazując na zbiorczych danych rzeczywistych, dotyczących zużycia ciepła z lat 1994-2003 uzyskanych z PK „Therma” (od 1998 w podziale na sektory), przedstawiają prognozowane zapotrzebowanie na ciepło sieciowe w Bielsku-Białej do roku 2020. Dane o rzeczywistym zużyciu ciepła sieciowego zostały dostarczone przez PK „Therma” Sp. z o.o. i przeliczone na średnie warunki temperaturowe z lat 1989-2003, przy czym dla przemysłu przyjęto, że 50% zużycia ciepła przeznaczane jest na pokrycie potrzeb technologicznych (na średnie warunki temperaturowe przeliczono w przemyśle pozostałą część ciepła użytkowaną na cele ogrzewania pomieszczeń). W poszczególnych scenariuszach dla całego miasta uwzględniono prognozowane przyrosty zużycia ciepła, wynikające ze „Studium uwarunkowań” oraz „Planu zagospodarowania PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 9 przestrzennego...” oraz "Zalożeń do planu zaopatrzenia Bielsko-Biała w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe" (tom III). Poniżej opisano scenariusze zapotrzebowania na ciepło sieciowe w Bielsku – Białej. 1. Scenariusz „trendu” Scenariusz ten jest przedłużeniem linii trendu dla punktów określających rzeczywiste zużycie ciepła sieciowego w latach 1994-2003, przeliczone na średnie warunki temperaturowe z lat 19892003 w Bielsku-Białej (dla przemysłu przeliczono 50% zużycia). O wyborze typu linii trendu (liniowy, wykładniczy, wielomianowy itd.), decydowała wartość współczynnika R2, która powinna być jak najbliższa jedności. Z równania, otrzymanej linii trendu, obliczono wartości zapotrzebowania na ciepło w latach 2004 - 2020. 2. Scenariusz „odbiorcy” Podstawę do sporządzenia scenariuszy „odbiorcy” stanowią informacje, których dostarczyli sami odbiorcy ciepła sieciowego, określając w skierowanych do nich ankietach, procentową zmianę zapotrzebowania na ciepło w roku 2005, 2010 i 2020 w stosunku do roku 2003. Ponieważ łącznie sektor mieszkaniowy i przemysł stanowią 85% całości zużycia ciepła sieciowego w Bielsku-Białej, ankietyzacją objęto te dwa sektory. Tak więc, rozesłano ankiety do pięciu największych spółdzielni mieszkaniowych oraz Zakładu Gospodarki Mieszkaniowej, co stanowi 77 % zużycia ciepła sieciowego w mieszkalnictwie i reprezentuje 82 % całkowitej powierzchni mieszkaniowej ogrzewanej z ciepła sieciowego w Bielsku-Białej. Prognozowane zmiany zapotrzebowania na ciepło sieciowe dla tej grupy, przeniesiono następnie na pozostałe, nieobjęte ankietami, zasoby mieszkaniowe. Ankietami objęto także największych odbiorców przemysłowych, których łączne zużycia ciepła sieciowego w tym sektorze, stanowi 79%. Ponieważ na „ankiety przemysłowego odbiorcy ciepła sieciowego” odpowiedziało 81% ankietowanych, na ich podstawie określono zmiany i prognozy zużycia ciepła także dla pozostałych odbiorców przemysłowych. W przypadku użyteczności publicznej i pozostałych odbiorców ciepła sieciowego, wartości zapotrzebowania ciepła do roku 2020 przyjęto ze scenariusza trendu dla tych sektorów. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 10 3. Scenariusz „racjonalizacji” Przy sporządzaniu tego scenariusza przyjęto następujące założenia: • dla przemysłu: - zmniejszanie zużycia ciepła na technologię o 0,5%/rok - zmniejszanie zużycia ciepła na ogrzewanie o 1,5%/rok w stosunku do stanu istniejącego (2003 r.) • mieszkalnictwo: - zmniejszenie uśrednionego jednostkowego zużycia ciepła sieciowego wynoszącego w stanie istniejącym (2003 rok) 0,65 GJ/m2rok do: ¾ 0,55 GJ/m2rok do roku 2010 ¾ 0,45 GJ/m2rok do roku 2020 • użyteczność publiczna: - zmniejszenie zapotrzebowania na ciepło sieciowe w stosunku do stanu istniejącego o 20% do roku 2010 i kolejne 20 % do roku 2020 • inne: - zmniejszenie zużycia ciepła sieciowego o 1% rocznie w stosunku do roku poprzedniego Poniżej zaprezentowano wyniki sporządzonych scenariuszy dla poszczególnych sektorów oraz całości zapotrzebowania w Bielsku-Białej , wg powyższych założeń. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 11 Rysunek 1 Prognoza zapotrzebowania na ciepło w przemyśle 2000 Zapotrzebowanie na ciepło [TJ] 1750 50 % zużycia ciepła w latach 1998-2003 przeliczono na średnie warunki temperaturowe z okresu 1989-2003 1500 1250 Scenariusz "odbiorcy" Scenariusz "trendu" Scenariusz "racjonalizacji" 1000 750 500 250 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Lata Rysunek 2 Prognoza zapotrzebowania na ciepło w mieszkalnictwie 2000 Zużycie ciepła w latach 1998-2003 przeliczono na średnie warunki temperaturowe z okresu 1989-2003 Zapotrzebowanie na ciepło sieciowe [TJ] 1750 1500 Scenariusz "odbiorcy" Scenariusz "trendu" 1250 Scenariusz "racjonalizacji" 1000 750 500 250 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 Lata 2010 2012 2014 2016 2018 2020 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 12 Rysunek 3 Prognoza zapotrzebowania na ciepło dla budynków użyteczności publicznej 2000 Zapotrzebowanie na ciepło sieciowe [TJ] 1750 Zużycie ciepła w latach 1998-2003 przeliczono na średnie warunki temperaturowe z okresu 1989-2003 1500 1250 Scenariusz "trendu" 1000 Scenariusz "racjonalizacji" 750 500 250 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Lata Rysunek 4 Prognoza zapotrzebowania na ciepło dla pozostałych budynków 2000 Zużycie ciepła w latach 1998-2003 przeliczono na średnie warunki temperaturowe z okresu 1989-2003 Zapotrzebowanie na ciepło sieciowe [TJ] 1750 1500 1250 1000 Scenariusz "trendu" 750 Scenariusz "racjonalizacji" 500 250 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Lata 2012 2014 2016 2018 2020 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 13 Rysunek 5 Sumaryczna prognoza zapotrzebowania na ciepło dla wszystkich sektorów 5500 Zużycie ciepła w latach 1994-2003 przeliczono na średnie warunki temperaturowe z okresu 1989-2003 przy czym dla przemysłu przeliczono 50 % zużycia 5000 Zapotrzebowanie na ciepło [TJ] 4500 4000 Scenariusz "odbiorcy" Scenariusz "trendu" 3500 Scenariusz "racjonalizacji" rzeczywiste zapotrzebowanie 1994-2003 3000 linia trendu 2500 2000 1500 1000 2 R = 0,9911 500 0 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Lata Na podstawie danych dostarczonych przez P.K. „Therma” o sprzedaży mocy [MW] i ciepła [GJ], wyznaczono średni wskaźnik wykorzystania mocy z lat 2001-2003, który wynosi 5900 GJ/MW. Korzystając z tak wyznaczonego wskaźnika oraz powyżej prezentowanych scenariuszy „odbiorcy” i „racjonalizacji”, sporządzono analogiczne scenariusze dla mocy do roku 2020. Dodano także scenariusz „trendu”, który jest przedłużeniem linii trendu dla mocy rzeczywistych z lat 1998-2003 oraz dwie prognozy do roku 2015, z opracowania Wojewódzkiego Biura Projektów w Zabrzu wykonanego na zlecenie PK „Therma” Spółka z o.o. Ponadto, na tle scenariuszy „trendu”, „odbiorcy” oraz „racjonalizacji” pokazano moc zainstalowaną w istniejących źródłach ciepła, pracujących na sieć ciepłowniczą w Bielsku Białej (EC1, EC2 oraz „Wapienica”). PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 14 Rysunek 6 Sumaryczna prognoza zapotrzebowania na moc dla wszystkich sektorów 600 500 MW 400 300 200 rzeczywiste zapotrzebowanie wariant 1- wg opracowania WBP w Zabrzu wariant 2 - wg opracowania WBP w Zabrzu wg scenariusza "odbiorcy" 100 wg scenariusza "racjonalizacji" trend z mocy rzeczywistej 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 Lata 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Rysunek 7 Moc zainstalowana w istniejących źródłach ciepła na tle poszczególnych scenariuszy w latach 1998 – 2020 600 rzeczywiste zapotrzebowanie wg scenariusza "odbiorcy" trend z mocy rzeczywistej 500 wg scenariusza "racjonalizacji" moc cieplna MW 400 275 MW - EC 1 300 200 80 MW - EC 2 olejowe kotły parowe 100 0 1998 105 MW - EC 2 - blok ciepłowniczy 90 MW - EC 2 - blok ciepłowniczy 20 MW 2000- WAPIENICA 2002 2004 2006 2008 Lata 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Do dalszych analiz przyjęto scenariusz „racjonalizacji” jako najbardziej prawdopodobny z uwagi na zbieżność z kierunkami polityki energetycznej Unii Europejskiej i Polski oraz przede wszystkim dużą zgodność z zamierzeniami odbiorców szczególnie na lata 2004 - 2010. Ponadto ww. scenariusz w pokrywa się w przybliżeniu ze scenariuszem „odbiorcy” oraz prognozą obciążenia cieplnego wykonaną w 2000 roku przez WBP Zabrze na zlecenie PK „Therma”. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 15 3.2. Potrzeby modernizacji i budowy nowych źródeł ciepła W tabeli 1 przedstawiono podstawowe dane o istniejących źródłach ciepła, zainstalowanych w EC1, EC2 i w Ciepłowni Wapienica. Natomiast w tabeli 2 przedstawiono ruch istniejących źródeł energii, głównie ciepła do 2020 roku oraz przewidywany deficyt mocy cieplnej w źródłach wskutek zatrzymania jednostek wytwórczych do 2010 roku w EC1. Z tabeli 2 wynika, że po 2010 roku występuje w pierwszym okresie deficyt zainstalowanej mocy cieplnej w źródłach rzędu 70 - 100 MW. Tabela 1 Podstawowe informacje o źródłach energii zainstalowanych w EC 1, EC 2 i Ciepłowni Wapienica Lp. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 10 11 12 Charakterystyka urządzenia Kocioł parowy OP-120 nr 1 Kocioł parowy OP-120 nr 2 Kocioł parowy OP-140 nr 4 Kocioł parowy OP-230 nr 5 Turbozespół TUK-25 nr 1 Turbozespół TUK-25 nr 2 Turbozespół TP-30 nr 4 Kocioł olejowy OO70-20 nr 1 Kocioł olejowy OO70-20 nr 2 Kocioł fluidalny Opz-230 Turbozespół UP55-07 nr 1 Kocioł parowy OR -16 nr 1 Kocioł parowy OR -16 nr 2 Rok Wydajność rozpoczęcia Rodzaj paliwa [t/h] eksploatacji EC1 1960 Węgiel 120 EC1 1960 Węgiel 120 EC1 1965 Węgiel 140 EC1 1965 Węgiel 230 EC1 1960 EC1 1960 EC1 1970 EC2 1975 Olej opałowy EC2 1975 Olej opałowy EC2 1997 Miał węglowy 230 EC2 1997 Wapienica 1978 Węgiel Wapienica 1978 Węgiel Sumaryczna moc cieplna [MW] Prognozowana moc cieplna [MW] Deficyt/nadwyżka mocy [MW] Lokalizacja Moc cieplna [MW] Moc elektr. [MW] 275 24 24 29 36,0 36,0 105,0 55 10,0 10,0 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 16 Tabela 2 Ruch istniejących źródeł ciepła oraz skutki na zapotrzebowanie na moc w Bielsku – Białej do roku 2020 Lata Lp. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Charakterystyk Lokalizacja a urządzenia Kocioł parowy OP-120 nr 1 Kocioł parowy OP-120 nr 2 Kocioł parowy OP-140 nr 4 Kocioł parowy OP-230 nr 5 Turbozespół TUK-25 nr 1 Turbozespół TUK-25 nr 2 Turbozespół TP-30 nr 4 Rok Rodzaj rozpoczęcia paliwa eksploatacji Wydajność [t/h] Moc cieplna [MW] Moc elektr. [MW] EC1 1960 Węgiel 120 EC1 1960 Węgiel 120 EC1 1965 Węgiel 140 EC1 1965 Węgiel 230 EC1 1960 24 EC1 1960 24 EC1 1970 29 Kocioł olejowy OO70-20 nr 1 EC2 1975 Olej opałowy 36,0 Kocioł olejowy OO70-20 nr 2 EC2 1975 Olej opałowy 36,0 Kocioł fluidalny Opz-230 EC2 1997 Miał węglowy 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 275 230 105,0 Turbozespół EC1 1997 55 UP55-07 nr 1 Kocioł parowy Wapienica 1978 Węgiel 10,0 11 OR -16 nr 1 Kocioł parowy Wapienica 1978 Węgiel 10,0 12 OR -16 nr 2 Sumaryczna moc cieplna w źródłach ciepła [MW] 13 Prognozowana moc cieplna zamówiona przez odbiorców [MW] (scenariusz racjonalizacji) 14 Prognozowane rzeczywiste zapotrzebowanie na moc cieplną w źródłach [MW] 15 Nadwyżka (+)/Deficyt (-) mocy [MW] (wiersz 13 - 15) 16 10 472,0 472,0 472,0 472,0 472,0 472,0 472,0 197,0 197,0 197,0 197,0 197,0 177,0 177,0 177,0 177,0 177,0 414,1 405,9 370,9 362,7 354,6 346,4 335,0 332,4 329,7 327,1 324,4 321,8 319,1 316,5 313,8 311,2 338,5 343,7 336,9 307,9 301,1 294,3 287,5 278,1 275,9 273,7 271,5 269,3 267,1 264,9 262,7 260,5 258,3 281,0 128,3 135,1 164,1 170,9 177,7 184,5 194,0 -78,9 -76,7 -74,5 -72,3 -70,1 -87,9 -85,7 -83,5 -81,3 -104,0 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 4. ZAKRES ANALIZOWANYCH PRZEDSIĘWZIĘĆ DO PROPOZYCJI W ZAKRESIE ROZWOJU I MODERNIZACJI POSZCZEGÓLNYCH SYSTEMÓW ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE Poniżej wyszczególniono zakres analizowanych przedsięwzięć w niniejszym projekcie planu: • Modernizacja systemu ciepłowniczego. • Propozycje w zakresie wykorzystania odnawialnych źródeł energii. • Organizacja systemu monitorowania stanu zaopatrzenia miasta w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. • 5. 17 Ograniczenie niskiej emisji. MODERNIZACJA SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO 5.1. Tworzenie wariantów zapewnienia zapotrzebowania na ciepło po 2010 roku Rysunek 8 Schemat ogólny pokrycia zapotrzebowania na ciepłą wodę po 2010 MW Zapotrzebowanie na ciepłą wodę EC-2 kotły olejowe EC-1 lub EC-2 nowe moce wytwórcze Konfiguracja B Ciepłownia Wapienica EC-2 Istniejący Blok ciepłowniczy sezon grzewczy EC-1 lub EC-2 nowe moce wytwórcze na pokrycie cwu sezon pozagrzewczy PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 18 Rysunek 9 Schemat ogólny pokrycia zapotrzebowania na parę MW Zapotrzebowanie na parę nowe moce wytwórcze w EC-1 lub PK "Therma" lub w "Bielmarze" 5.2. Podstawowe problemy decyzyjne 1. Rozmieszczenie nowych jednostek wytwórczych, zastępujących zatrzymanie jednostek w EC1, w EC-2 lub w EC-1. 2. Produkcja ciepła w kotłach grzewczych, w skojarzeniu wytwarzania ciepła i energii elektrycznej lub mieszane kocioł + skojarzenie oraz dobór wielkości tych jednostek. 3. Dobór paliwa w nowych jednostkach wytwórczych: węgiel kamienny lub gaz ziemny. 5.3. Główne założenia pracy jednostek w systemie ciepłowniczym 5.3.1. Konfiguracja technologiczna i lokalizacyjna A Zapotrzebowanie na ciepło - podstawowe zapotrzebowanie w sezonie grzewczym pokryte będzie przez istniejący, modernizowany blok ciepłowniczy w EC-2 o mocy cieplnej 105 MWt, - Ciepłownia Wapienica pracuje na granicy zapotrzebowania podstawowego i podszczytowego do roku 2014. Możliwa jest produkcja ciepła w Wapienicy, wcześniej i po roku 2014, ze spalania frakcji odpadów komunalnych, - nowe jednostki wytwórcze o łącznej mocy cieplnej do 110 MW mają zapewnić pokrycie zapotrzebowania pozapodstawowego i podszczytowego. Nowe jednostki wytwórcze mogą przejąć zapotrzebowanie na ciepłą wodę w sezonie letnim na potrzeby cwu, - zapotrzebowanie szczytowe przejmują istniejące kotły olejowe w EC-2. Zapotrzebowanie na parę - system parowy do roku 2010 ulega likwidacji. Utrzymuje się jeden odbiorca parowy Zakłady Tłuszczowe "Bielmar" o zapotrzebowaniu na max moc cieplną rzędu 15 MW, - zapotrzebowanie na parę przez "Bielmar" pokryte może być albo z nowych jednostek wytwórczych (w tym wypadku z powodów technicznych zlokalizowane w EC-1 lub blisko odbiorcy) albo zapotrzebowanie pokryte będzie przez poza systemowy, lokalny system energetyczny posadowiony blisko lub na terenie Zakładów Tłuszczowych "Bielmar". 5.3.2. Konfiguracja technologiczna i lokalizacyjna B Zapotrzebowanie na ciepło PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA - 19 Jak w wariancie A, z tym, że praca nowej jednostki wytwórczej pracującej w skojarzeniu (rząd wielkości produkcji mocy cieplnej 30 MWt) będzie pracowała w pracy podstawowej w sezonie grzewczym (jesienno-zimowym) oraz pokrywać będzie zapotrzebowanie na parę (w całym sezonie) i na ciepłą wodę, na cwu w sezonie letnim, - nowa jednostka w skojarzeniu produkować będzie ciepło w sezonie grzewczym – w przypadku posadowienia w EC-1 - na pokrycie zapotrzebowania podstawowego, głównie w miarę potrzeb elastycznego ruchu (współpraca z istniejącym blokiem ciepłowniczym EC-2). Zapotrzebowanie na parę - jak w wariancie A w zakresie wielkości systemu parowego po 2010 r, - zapotrzebowanie na parę przez "Bielmar" pokryte będzie z nowej jednostki wytwórczej (kocioł lub skojarzenie) w EC-1. 5.4. Przyjęcie wariantów - konfiguracja A i B Tabela 3 Proponowane warianty nowych jednostek dla konfiguracji A i B – ciepła woda Lp Opis wariantu nowych jednostek wytwórczych 1. 1.a 2. 2.a 3. 3.a - Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MW (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) Budowa bloku kogeneracji: turbozespół gazowy + kocioł odzysknicowy o mocy cieplnej 30 MW Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MW (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) Budowa bloku kogeneracji: turbozespół gazowy + kocioł odzysknicowy o mocy cieplnej 30 MW Budowa rurociągu przesyłowego ciepłej wody (2 x DN 600) z EC-2 do EC-1 (włączenie się w sieć dystrybucyjną) Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MW (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) Budowa bloku kogeneracji: kocioł parowy + turbozespół parowy o mocy cieplnej 30 MW Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MWt (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) Budowa bloku kogeneracji: turbozespół gazowy + kocioł odzysknicowy o mocy cieplnej 30 MW Budowa rurociągu przesyłowego ciepłej wody (2 x DN 600) z EC-2 do EC-1 (włączenie w sieć dystrybucyjną) Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MWt (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) Budowa kotła gazowego o mocy cieplnej 30 MW (woda i para) Budowa kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MWt (lub dwóch kotłów o mocy 50 MW każdy) Budowa kotła gazowego o mocy cieplnej 30 MW (woda i para) Budowa rurociągu przesyłowego ciepłej wody (2 x DN 600) z EC-2 do EC-1 Lokalizacja jednostki EC-1 Rodzaj paliwa węgiel EC-2 gaz ziemny EC-2 węgiel EC-1 lub na terenie PK "Therma" gaz ziemny EC-1 węgiel EC-1 węgiel + biomasa węgiel EC-2 EC-1 węgiel + biomasa EC-1 węgiel EC-1 EC-2 gaz ziemny węgiel EC-1 gaz ziemny PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 20 Tabela 4 Proponowane warianty nowych jednostek dla konfiguracji A i B – para wodna Lp. 1. 2. 3. 4. * Lokalizacja jednostki EC-1 lub na terenie PK "Therma" Opis wariantu nowych jednostek wytwórczych - Budowa bloku kogeneracji: turbozespół gazowy + kocioł odzysknicowy (woda, para) o mocy cieplnej 30 MW - jak wariant 1 i 1a woda Budowa bloku kogeneracji: kocioł parowy + turbozespół parowy o mocy cieplnej 30 MW (woda, para) - jak wariant 2 i 2a woda Budowa kotła gazowego, parowego o mocy cieplnej 30 MW (para, woda) - jak wariant 3 i 3a woda Budowa bloku kogeneracji: turbozespół gazowy + kocioł odzysknicowy o mocy cieplnej 15 MW* Rodzaj paliwa gaz ziemny EC-1 węgiel + biomasa EC-1 gaz ziemny Zakłady Tłuszczowe "Bielmar" lub na terenie PK "Therma" gaz ziemny W przypadku realizacji wariantu 4 zmieni się moc cieplna kotła gazowego (tylko woda) z 30 MW na 15 MW (jak wariant 3 i 3a woda) 5.5. Obciążenie jednostek wytwórczych wg konfiguracji i wariantów Tabela 5 Rozdysponowanie obciążenia jednostek wytwórczych na pokrycie zapotrzebowania na ciepłą wodę w ciągu roku – konfiguracja A i B L.p. Jednostka Blok ciepłowniczy o mocy cieplnej 1. 105 MWt Konfiguracja A 1 1a 2 2a 3 3a Konfiguracja B 1 1a 2 2a 3 3a I 1678095 1678095 1678095 1678095 1678095 1678095 1552383 1552383 1552383 1552383 1552383 1552383 I/N 2. Ciepłownia Wapienica I 152064 152064 152064 152064 152064 152064 152064 152064 152064 152064 152064 152064 3. Kotły olejowe w EC2 I 16524 16524 16524 16524 16524 16524 16524 16524 16524 16524 16524 16524 4. Blok kogeneracyjny o mocy 30 MWt N 276017 276017 276017 276017 - - 401729 401729 401729 401729 - - 5. Kocioł wodny węglowy o mocy 80 MWt (lub dwa kotły o mocy 50MWt) N 207533 207533 207533 207533 207533 207533 207533 207533 207533 207533 207533 207533 6. Kocioł gazowy o mocy 30 MWt N suma 2330233 - - - 276017 276017 - - - - 401729 401729 2330233 2330233 2330233 2330233 2330233 2330233 2330233 2330233 2330233 2330233 2330233 I – źródło istniejące; N – źródło nowe. Tabela 6 Rozdysponowanie obciążenia jednostek wytwórczych na pokrycie zapotzrebowania na parę w ciągu roku L.p. Jednostka Blok kogeneracyjny o mocy 30 MWt: 1. turbozespół gazowy + kocioł odzyskowy I/N Konfiguracja A i B 1 2 3 4 N 223588 - - - 2. Blok kogeneracyjny o mocy 30 MWt: kocioł parowy + turbozespół parowy N - 223588 - - 3. Kocioł gazowy o mocy 30 MWt N - - 223588 - 4. Blok kogeneracyjny o mocy 15 MWt N - - - 203262 Przedstawione w tabelach 3 i 4 produkcja roczna ciepłej wody i pary wodnej w istniejących i nowych jednostkach wytwórczych wynika z założenia obciążeń na uporządkowane wykresy zapotrzebowania ciepła w 2010 roku - Rys. 10, Rys. 11 i Rys. 12. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 21 Rysunek 10 Obciążenie jednostek na tle uporządkowanego wykresu obciążeń systemu ciepłowniczego w roku 2010 - konfiguracja A (ciepła woda) 325 300 275 80 MWt - szczytowe kotły olejowe 250 16,5 TJ/rok 225 200 80 MWt - kocioł wodny w EC1lub EC2 Moc [MW] 175 woda_2010 207,5 TJ/rok 150 20 MWt - Wapienica 152 TJ/rok 125 150 TJ/rok 100 75 1 678 TJ/rok 50 126 TJ/rok 30 MWt - nowe źródło 105 MWt - EC 2 - blok ciepłowniczy 25 0 24 696 1368 2040 2712 3384 4056 4728 5400 6072 6744 7416 8088 8760 h Rysunek 11 Obciążenie jednostek na tle uporządkowanego wykresu obciążeń systemu ciepłowniczego w roku 2010 - konfiguracja B (ciepła woda) 325 300 275 80 MWt - szczytowe kotły olejowe 250 16,5 TJ/rok 225 200 80 MWt - kocioł wodny w EC1lub EC2 Moc [MW] 175 woda_2010 207,5 TJ/rok 150 20 MWt - Wapienica 152 TJ/rok 125 100 75 1 552 TJ/rok 50 105 MWt - EC 2 - blok ciepłowniczy 15 MWt z nowego źródła 25 15 MWt - nowe źródło 401,7 TJ/rok 0 24 696 1368 2040 2712 3384 4056 4728 5400 6072 6744 7416 8088 8760 h PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 22 Rysunek 12 Obciążenie jednostek na tle uporządkowanego wykresu obciążeń systemu ciepłowniczego w roku 2010 - konfiguracja A i B (para wodna) 50 40 Moc [MW] 30 para_2010 20 15 MWt z nowego źródła 10 223,6 TJ/rok 0 24 696 1368 2040 2712 3384 4056 4728 5400 6072 6744 7416 8088 8760 h 5.6. Podstawy merytoryczne oceny wariantów Ocenę wariantów przeprowadza się w kryteriach: a) wpływu nowych inwestycji na koszty wytwarzania i usług ciepłowniczych dla klientów całego systemu ciepłowniczego b) pośrednio na sytuację ekonomiczną głównych producentów ciepła: PKE/ZEC i dystrybutora ciepła PK "Therma" c) ogólną sytuację bezpieczeństwa energetycznego, głównie pewności dostaw i zaopatrzenia odbiorców w ciepło d) zgodności proponowanych rozwiązań z planami rozwojowymi przedsiębiorstw energetycznych Głównym kryterium ekonomicznym w ocenie wariantów jest porównanie kosztów, wytwarzania ciepła w segmencie pokrycia zaopatrzenia na ciepło i parę przez nowe jednostki wytwórcze w przyjętych wariantach. Wyróżniając w kosztach jednostkowych różne koszty produkcji w różnych obszarach zapotrzebowania jak (Rys. 8): - w zapotrzebowaniu podstawowym - kp - w zapotrzebowaniu pozapodstawowym - kpp - w zapotrzebowaniu szczytowym - ks Średni koszt wytworzonego ciepła - loko producenci jest wypadkową PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 23 k =( kp x Qp + kpp x Qpp + ks x Qs)/(Qp + Qpp + Qs) [zł/GJ] przy czym należy spodziewać się, że kp < kpp < ks Wobec braku informacji o jednostkowych kosztach produkcji ciepła w modernizowanym bloku ciepłowniczym EC-2, który będzie z założenia pracował w pracy podstawowej, wprowadzono założenie, że koszty kp i ks się w zasadzie nie zmieniają, poza zmianami wynikającymi z obciążenia bloku ciepłowniczego w EC-2 (konfiguracja A i B). W wyniku tego wprowadzono ocenę do badania kosztów wariantów: koszt jednostkowy wytwarzania ciepła w pracy pozapodstawowej kpp i zmianę jednostkowych kosztów wytwarzania w pracy podstawowej. W związku z tym równaniem kryterialnym do wyboru wariantu, z ocen ekonomicznych, jest: k = kpp +Δkp x Qp/Qpp [zł/GJ] W przypadku lokalizacji źródeł ciepła poza EC-1, głównie lokalizacji ich w EC-2, do kosztów wytwarzania dodano nowe jednostkowe koszty przesyłu ciepła do EC-1, jako podstawowego miejsca dostarczenia ciepła do systemu dystrybucyjnego miasta. W ten sposób równanie kryterialne dotyczy jednostkowych kosztów wytwarzania i przesyłu powstałych w miejscu EC - 1. k = (kpp + ΔkpxQp/Qpp)wytwarzanie + (Δkpp)przesył [zł/GJ] (1) Jednostkowe koszty kpp łącznie liczono jako wypadkowe z nowych urządzeń, np.: kpp = (kpp,1 x Qpp,1 + kpp,2 x Qpp,2 + ...) / Qpp,1 + Qpp,2 + ... (2) gdzie: kpp,1, kpp,2 - zł/GJ - jednostkowe koszty produkcji ciepła kapitałowe, paliwowe i inne eksploatacje w poszczególnych urządzeniach (kotły, kogeneracja) Qpp,1, Qpp,2 - GJ/rok - roczna produkcja ciepła w poszczególnych urządzeniach Δkp - zmiana kosztów w jednostce podstawowej w stosunku do pełnej możliwości obciążenia istniejącego bloku ciepłowniczego (konfiguracja A, dla której Δkp = 0 Qp - GJ/r - ciepło wyprodukowane w istniejącym bloku ciepłowniczym BC 50 (105 MWt) Qpp - GJ/r - ciepło wyprodukowane w nowych urządzeniach wytwórczych. W zmianie Δkp uwzględniono tylko wpływ kosztów stałych wynikający z nie pełnego wykorzystania zdolności mocy wytwórczych i utraconych wpływów ze sprzedaży energii elektrycznej. Jednostkowe ciepłowniczego. koszty kapitałowe przyjęto jak dla równoważnego bloku PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 24 5.7. Przyjęte szczegółowe założenia obliczeniowe 5.7.1. Stan wyjściowy taryf i cen za ciepło Tabela 7 Taryfa za ciepło dla EC 1 i EC 2 Uśredniona cena jednostkowa wytwarzania ciepła - brutto [zł/GJ] Aktualnie obowiązująca taryfa za ciepło – stan na dzień 31 sierpnia 2004r. EC1 - gorąca woda (grupa taryfowa BB.w) 28,31 EC1 - para (grupa taryfowa BB.p) 31,45 EC2 - gorąca woda (grupa taryfowa BP.w) 28,09 EC2 - para (grupa taryfowa BP.p) 33,76 Opis do powyższej tabeli: BB.w. – odbiorcy ciepła w postaci gorącej wody zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła Elektrociepłownia Bielsko – Biała EC1. BB.p. – odbiorcy ciepła w postaci pary wodnej zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła Elektrociepłownia Bielsko – Biała EC1. BP.w. – odbiorcy ciepła w postaci gorącej wody zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła Elektrociepłownia Bielsko – Północ EC2. BP.p. – odbiorcy ciepła w postaci pary wodnej zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła Elektrociepłownia Bielsko – Północ EC2. Tabela 8 Taryfa za ciepło – Therma (łącznie z kosztem wytwarzania) Stawka opłaty za usługi przesyłowe Stawka opłaty abonamentowej Uśredniona cena jednostkowa wytwarzania i przesyłu ciepła zmiennej zł/GJ zł/punkt pomiarowy/m-c zł/GJ Cena za moc Cena ciepła Cena nośnika ciepła zł/MW/m-c zł/GJ zł/m B.11 4962,21 15,69 2432,5 8,87 10,41 48,34 B.12 4962,21 15,69 1790,76 10,72 10,41 49,00 Symbol grupy taryfowej 3 stałej zł/MW/m-c B.13 4962,21 15,69 1872,47 10,45 10,41 48,88 C.11 4962,21 15,69 3270,42 6,06 10,41 46,99 D.11 3344,36* 16,55 13,14 1189,15 9,01 10,41 42,46 D.12 3344,36* 16,55 13,14 1930 11,55 10,41 47,40 D.13 3344,36* 16,55 13,14 2108,51 11,2 10,41 E.1 7491,26 30,06 55,26 E.2 7882,38 32,79 59,56 47,41 E.3 7213,06 27,34 51,25 G.1 6435,43 42,66 68,01 G.2 10461,97 32,27 65,33 G.3 8900,35 36,28 66,35 * średnia ważona cen określona w Taryfie dla ciepła Południowego Koncernu Energetycznego S.A. ze źródeł EC1 i EC2 i ceny określonej w Taryfie dla ciepła PK Therma Sp. z o.o. ze źródła Ciepłownia Rejonowa (CR), zasilających wspólną sieć ciepłowniczą Opis do powyższej tabeli: B.11. – odbiorcy zasilani z EC1 poprzez sieć ciepłowniczą parową średnioprężną, stanowiącą własność i eksploatowaną przez PK Therma; nośnik ciepła – para wodna. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 25 B.12. – odbiorcy zasilani z EC1 poprzez sieć ciepłowniczą parową średnioprężną i węzły cieplne, stanowiące własność i eksploatowane przez PK Therma; nośnik ciepła – woda. B.13. – odbiorcy zasilani z EC1 poprzez sieć ciepłowniczą parową średnioprężną oraz grupowe węzły cieplne i zewnętrzne instalacje odbiorcze, stanowiące własność i eksploatowane przez PK Therma; nośnik ciepła – woda. C.11. – odbiorcy zasilani z EC1 poprzez sieć ciepłowniczą parową wysokoprężną stanowiącą własność i eksploatowaną przez PK Therma; nośnik ciepła – woda. D.11. – odbiorcy zasilani z EC1, EC2 i CR poprzez sieć ciepłowniczą wodną, stanowiącą własność i eksploatowaną przez PK Therma; nośnik ciepła – woda. D.12. – odbiorcy zasilani z EC1, EC2 i CR poprzez sieć ciepłowniczą wodną i węzły cieplne, stanowiące własność i eksploatowane przez PK Therma; nośnik ciepła – woda. D.13. – odbiorcy zasilani z EC1, EC2 i CR poprzez sieć ciepłowniczą wodną oraz grupowe węzły cieplne i zewnętrzne instalacje odbiorcze, eksploatowane przez PK Therma; nośnik ciepła – woda. E.1. – odbiorcy zasilani bezpośrednio z lokalnych źródeł ciepła stanowiących własność i eksploatowanych przez PK Therma, a zlokalizowanych w Bielsku – Białej przy: • ul. Łukaszewicza 9, • ul. Długiej 12, • ul. Cieszyńskiej 140, • ul. Grunwaldzkiej 14, • ul. Składowej 2, • ul. Parkowej 1, nośnik ciepła – woda. E.2. – odbiorcy zasilani bezpośrednio z lokalnych źródła ciepła stanowiącego własność i eksploatowane przez PK Therma, a zlokalizowanego w Bielsku – Białej przy ul. Mireckiego 1; nośnik ciepła – woda. E.3. – odbiorcy zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła stanowiącego własność i eksploatowanego przez PK Therma, a zlokalizowanego w Bielsku – Białej przy ul. Bukietowej 22; nośnik ciepła – woda. G.1. – odbiorcy zasilani bezpośrednio z lokalnych źródeł ciepła stanowiących własność i eksploatowanych przez PK Therma, a zlokalizowanego w Bielsku – Białej przy: • ul. Wyspiańskiego 21 Pawilon 1, • ul. Wyspiańskiego 21 Kuchnia, • ul. Wyspiańskiego 21 Pawilon 3. nośnik ciepła – para wodna. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA G.2. – odbiorcy zasilani bezpośrednio ze źródła ciepła 26 stanowiącego własność i eksploatowanego przez PK Therma, a zlokalizowanego w Bielsku – Białej przy ul. Piastowskiej 43; nośnik ciepła – para wodna. G.3. – odbiorcy i eksploatowanego zasilani przez PK bezpośrednio Therma, a ze źródła ciepła zlokalizowanego w ul. Konopnickiej 6; nośnik ciepła – para wodna. 5.8. Wyniki i ocena wariantów Konfiguracja A Wyniki obliczeń poszczególnych wariantów przedstawiono w tabeli 9. . stanowiącego Bielsku – własność Białej przy PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 27 Tabela 9 Konfiguracja A. Nakłady inwestycyjne i jednostkowe koszty ciepła w wariantach (brutto) Wariant Opis wariantu 1 1a 2 2a 3 3a turbozespół gazowy z kotłem odzysknicowym o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW turbozespół gazowy z kotłem odzysknicowym o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW rurociąg przesyłowy wodny* turbozespół parowy z kotłem parowym o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW turbozespół paroowy z kotłem parowym o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW rurociąg przesyłowy wodny* kocioł gazowy o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW kocioł gazowy o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW rurociąg przesyłowy wodny* Lokalizacja źródła EC 1 EC 1 razem EC 1 EC 2 razem EC 1 EC 1 razem EC 1 EC 2 razem EC 1 EC 1 razem EC 1 EC 2 razem Nakłady inwestycyjne [mln zł] 51,9 24,0 75,9 51,9 24,0 71,4 147,3 72,6 24,0 96,6 72,6 24,0 71,4 168,0 9,0 24,0 33,0 9,0 24,0 71,4 104,4 UWAGI: * pełny koszt budowy rurociągów wraz z kosztami budowy nowych przepompowni, ** koszt wypadkowy jest obliczony jako ważony i nie jest wprost sumą kosztów jednostkowych źródła i przesyłu w wariancie, *** koszty jednostkowe odniesiono tylko do produkcji ciepła nowego kotła wodnego. w źródle [zł/GJ] w przesyle do EC1 [zł/GJ] 38,8 31,3 Koszt wypadkowy w miejscu EC1** [zł/GJ] 36,6 38,8 31,7 36,3*** 10,57 31,3 47,38 16,64 10,57 31,7 36,3*** 27,3 31,3 27,43 28,44 27,3 31,7 36,3*** 39,22 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 28 Wyniki wskazują, że najtańszym (jednostkowe koszty) źródłem ciepła jest produkcja ciepła w skojarzeniu w bloku ciepłowniczym 24 MWe/30 MWt w klasycznym obiegu parowym i opalaniu kotła parowego węglem energetycznym (z ewentualnym dodatkiem biomasy), czyli w wariancie 2 i 2a. W tych wariantach jednostkowy koszt produkcji ciepła wynosi 10,6 zł/GJ i jest niższy od jednostkowych kosztów: kotła gazowego - 27,3 zł/GJ, kotła wodnego 80 MWt - 31,3 i 31,7 zł/GJ i ciepła wytworzonego w skojarzeniu w turbozespole gazowym z kotłem odzysknicowym 38,8 zł/GJ innych wariantów. Jednostkowy koszt produkcji ciepła 10,6 zł/GJ jest konkurencyjnym do kosztu wytwarzania ciepła w kotle wodnym zbliżonej mocy cieplnej (40 - 80 MW) przy dużym jego obciążeniu, szczególnie w sezonie grzewczym. Dla takich warunków jednostkowy koszt produkcji ciepła w kotle wodnym wynosi ok. 12,7 zł/GJ. Posadowienie kotła wodnego 80 MW w EC-2 (warianty 1a, 2a, 3a) znacznie podraża koszty ciepła w miejscu włączenia nowych mocy wytwórczych do sieci dystrybucyjnej a to wskutek przesyłu wytworzonego ciepła w tym kotle nowym rurociągiem i z nowymi pompowniami. Jednostkowy koszt przesyłu tej ilości ciepła wynosi 36,3 zł/GJ, a zwiększenie wypadkowego kosztu ciepła z nowych urządzeń jest o ok. 10 - 11 zł/GJ większy w przypadku posadowienia kotła wodnego 80 MW (lub dwóch kotłów wodnych o mocy 40 - 50 MW każdy) w EC-2 w stosunku do posadowienia kotła w EC-1. Z tego powodu najtańszym kosztowo wariantem uzupełnienia potrzebnych mocy wytwórczych jest posadowienie nowych urządzeń wytwórczych jak blok ciepłowniczy parowy opalany węglem i kocioł wodny na terenie EC-1 (wariant 2), w którym to wariancie jednostkowe koszty ciepła wynoszą 16,6 zł/GJ. W innych wariantach posadowienia nowych urządzeń na terenie EC-1 (wariant 1 i 3) wypadkowe jednostkowe koszty ciepła wynoszą 36,6 zł/GJ (wariant 1) i 28,4 zł/GJ (wariant 3). Natomiast w przypadku posadowienia kotła wodnego 80 MW w EC-2 jednostkowe koszty ciepła (w miejscu EC-1) wynoszą: 47,4 zł/GJ (wariant 1a), 27,4 zł/GJ (wariant 2a), 39,2 zł/GJ (wariant 3a). Pod względem niezbędnych nakładów inwestycyjnych najtańszym jest wariant 3, w którym nakłady inwestycyjne wynoszą 33,0 mln zł, najdroższym wariant 2a, w którym nakłady te wynoszą 168,0 mln zł. Dla wariantu 2 o najtańszych kosztach wytwarzania ciepła i dostarczenia w miejsce EC-1, równanie kryterialne (1) przedstawia się przykładowo: k = (kpp +Δkp x Qpp/Qpw) wytwarzanie + (Δkpp) przesył gdzie dla wariantu 2 kpp wytwarzanie = 16,6 zł/GJ PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 29 Δkp = 0 bo istniejący blok ciepłowniczy BC 50 (105 MWt) pracuje w podstawie obciążenia Δkpp = 0 bo urządzenia zainstalowane są w EC-1 i niepotrzebny jest nowy rurociąg przesyłowy z EC-2 do EC-1 czyli k = 16,6 + 0 + 0 = 16,6 zł/GJ Konfiguracja B Wyniki obliczeń poszczególnych wariantów przedstawiono w tabeli 10. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 30 Tabela 10 Konfiguracja B. Nakłady inwestycyjne i jednostkowe koszty ciepła w wariantach (brutto) Wariant Opis wariantu 1 1a 2 2a 3 3a turbozespół gazowy z kotłem odzysknicowym o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW turbozespół gazowy z kotłem odzysknicowym o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW rurociąg przesyłowy wodny* turbozespół parowy z kotłem parowym o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW turbozespół paroowy z kotłem parowym o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW rurociąg przesyłowy wodny* kocioł gazowy o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW kocioł gazowy o mocy cieplnej 30 MW kocioł wodny o mocy cieplnej 80 MW rurociąg przesyłowy wodny* Lokalizacja źródła EC 1 EC 1 razem EC 1 EC 2 razem EC 1 EC 1 razem EC 1 EC 2 razem EC 1 EC 1 razem EC 1 EC 2 razem Nakłady inwestycyjne [mln zł] 51,9 24,0 75,9 51,9 24,0 71,4 147,3 72,6 24,0 96,6 72,6 24,0 71,4 168,0 9,0 24,0 33,0 9,0 24,0 71,4 104,4 UWAGI: * pełny koszt budowy rurociągów wraz z kosztami budowy nowych przepompowni, ** koszt wypadkowy jest obliczony jako ważony i nie jest wprost sumą kosztów jednostkowych źródła i przesyłu w wariancie, *** koszty jednostkowe odniesiono tylko do produkcji ciepła nowego kotła wodnego. w źródle [zł/GJ] w przesyle do EC1 [zł/GJ] 32 31,3 Koszt wypadkowy w miejscu EC1** [zł/GJ] 31,82 32 31,7 36,3*** 8,57 31,3 40,98 14,22 8,57 31,7 36,3*** 26,3 31,3 23,38 27,52 26,3 31,7 36,3*** 36,68 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 31 Wyniki obliczeń jednostkowych kosztów ciepła nie odbiegają zasadniczo od wyników konfiguracji B. Potwierdza się, że najtańszym źródłem ciepła jest produkcja w skojarzeniu - blok ciepłowniczy 24 MWe/30MWt (wariant 2 i 2a), w którym jednostkowy koszt wytworzenia ciepła wynosi 8,6 zł/GJ. Jest on niższy od kosztów tych samych wariantów konfiguracji A, gdyż w konfiguracji B nowy blok ciepłowniczy pracuje w obciążeniu podstawowym, a więc przy lepszym wykorzystaniu w roku jego mocy wytwórczych. Niższe koszty jednostkowe w konfiguracji B ma również blok ciepłowniczy (turbozespół gazowy z kotłem odzysknicowym) opalany gazem, czyli 32 zł/GJ (wariant 1 i 1a) ale znacznie wyższe niż blok ciepłowniczy opalany węglem (wariant 2 i 2a). Dla wariantu 2 o najtańszych kosztach wytwarzania ciepła i dostarczenia ciepła w miejsce EC1, równanie kryterialne (1) przedstawia się następująco: k = (kpp +Δkp x Qp/Qpp) wytwarzanie + (Δkpp) przesył ... (1) gdzie dla wariantu 2 kpp wytwarzanie = 14,2 zł/GJ Δkp = (Δkpk + Δkp0 + Δkpel) Qp/Qpp = (0,8 + 0,4 + 1,1) zł/GJ x 1552383 GJ/r / 609262 GJ/r = 5,9zł/GJ Δkpp = 0 bo urządzenia zainstalowane są w EC-1 i niepotrzebny jest nowy rurociąg przesyłowy z EC-2 do EC-1 czyli k = 14,2 + 5,9 = 20,1 zł/GJ Z tego wynika, że wpływ konfiguracji A i B na jednostkowe koszty w miejscu EC-1 najtańszego wariantu 2 jest zauważalny, bo w konfiguracji A wynosi 16,6 zł/GJ a w konfiguracji B = 20,1 zł/GJ. Będzie to miało wpływ na cały system ciepłowniczy gdy będzie jeden właściciel wszystkich istniejących (po 2010 roku) i nowych urządzeń. W przypadku rozłącznej własności istniejących (po 2010 roku) bloku i nowego bloku ciepłowniczego mniej korzystny wpływ konfiguracji B na cały system ciepłowniczy mógłby być częściowo łagodzony przez konkurencję tych źródeł ciepła. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 32 5.9. Wybór i rekomendacja sposobu zapewnienia dostawy ciepła po 2010 roku 5.9.1. Weryfikacja oceny wariantów w świetle uwarunkowań ekonomicznych całego systemu ciepłowniczego Ciepła woda Weryfikację przeprowadzono o warunek kryterialny: Cc ≤ Cgrc = 40 - 45 zł/GJ (brutto) Cc zł/GJ - średnia cena ciepła loko odbiorcy Cgrc zł/GJ - graniczna cena ciepła systemu ciepłowniczego, zdolnego do konkurencji z lokalnymi kotłowniami gazowymi Dla obsługi spłat (kapitałowych i odsetkowych) kredytów na nowe inwestycje rzędu 33 mln zł (wariant 3) - 96,6 (wariant 2) mln zł potrzebne jest generowanie zysku ze sprzedaży ciepła odbiorcom rzędu 6,9 - 20,8% ceny granicznej, a więc ok. 3,09 - 9,38 zł/GJ. Dla prognozowanej sprzedaży ciepła odbiorcom 2330233 GJ/rok po 2010 roku daje to możliwość tworzenia zysku brutto 7,21 - 21,85 mln zł (5,84 - 17,1 mln zł/rok po opodatkowaniu). Stąd koszt dostawy ciepła odbiorcom winien nie przekraczać: - wariant 2 kcgr = 45 zł/GJ - 9,38 zł/GJ ≈ 35,6 zł/GJ (brutto) - wariant 2 kcgr = 45 zł/GJ - 3,09 zł/GJ ≈ 41,9 zł/GJ (brutto) Dzieląc według istniejącej (2003 rok) proporcji udziału wytwarzania (2/3) oraz przesyłu i dystrybucji (1/3) w jednostkowych kosztach dostawy ciepła do odbiorców. Koszty graniczne wytwarzania oraz dystrybucji kształtują się następująco: - wytwarzanie kc,w,gr = 2/3 x 35,6 zł/GJ = 23,7 zł/GJ (wariant 2) kc, w, gr = 2/3 x 41,9 zł/GJ = 27,9 zł/GJ (wariant 3) - przesył i dystrybucja kc, p+d, gr = 1/3 x 35,6 zł/GJ = 11,9 zł/GJ (wariant 2) kc, p+d, gr = 1/3 x 41,9 zł/GJ = 14,0 zł/GJ (wariant 3) W przypadku wariantu 2 oznacza to konieczność redukcji istniejących średnich jednostkowych kosztów przesyłu z 14,1 zł/GJ do 11,9 zł/GJ. Natomiast dla wytwarzania ciepła wiąże się to z następującymi uwarunkowaniami: kc,w = (kp x Qp + kpp x Qpp + ksQs)/Qp + Qpp + Qs ≤ kc,w,gr PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 33 gdzie: kp, k=kpp, ks zł/GJ - jednostkowe koszty wytwarzania ciepła (w wariantach 1a, 2a, 3a również dostarczonego ciepła do EC-1) w obciążeniu podstawowym, pozapodstawowym i szczytowym Qp, Qpp, Qs - GJ/r - ciepło wytworzone dla pokrycia zapotrzebowania podstawowego, pozapodstawowego i szczytowego. Stąd koszt wytwarzania ciepła w istniejącym bloku ciepłowniczym w EC-2, pracującym na pokrycie podstawy zapotrzebowania, winien nie przekroczyć: kp ≤ (kc,w,gr (Qp+Qpp+Qs) - kpp x Qpp - ks x Qs)/Qp Przyjmując Qp, Qpp i Qs według tabel 5, 6 i Rys. 10, Rys. 11 oraz koszty k=kpp wyliczone w rozdziale 5.8 koszty szczytowe wytwarzania pary w istniejących kotłach olejowych na poziomie 50 zł/GJ (niski koszt kapitałowy zamortyzowanych kotłów i koszt paliwowy 26,3 zl/GJ), koszty wytwarzania kp wynoszą: Wariant 2 kp ≤ 25,3 zł/GJ przy kp+d ≤ 11,9 zł/GJ Wariant 3 kp ≤ 22,2 zł/GJ przy kp+d ≤ 14,1 zł/GJ Z punktu widzenia jednostkowych kosztów dostawy całego systemu ciepłowniczego po 2010 roku, najkorzystniejszym, aczkolwiek droższym kapitałowo, będzie realizacja wariantu 2, gdyż osiągnięcie kosztów wytwarzania w istniejącym bloku ciepłowniczym w EC-2 (i Ciepłowni Wapienica) równej lub mniejszej od 25,3 zł/GJ wydaje się być możliwe. Zakładając, że PK "Therma" utrzyma cenę przesyłu i dystrybucji ciepła na dotychczasowym poziomie, tj. 14,1 zł/GJ oraz potrzebę restrukturyzacji systemu dystrybucji (przestawienie odbiorców i praktyczna likwidacja systemu parowego) i utrzymanie ceny końcowej dla odbiorców na poziomie 40 zł/GJ, koszt wytwarzania ciepła w bloku ciepłowniczym BC 50 (105 MW) i w Ciepłowni Wapienica nie powinien być wyższy od 18 - 20 zł/GJ (brutto). Wariant 2a związany z posadowieniem kotła wodnego 80 MW w EC-2 i zainstalowaniem nowego bloku ciepłowniczego 24 MWe/30MWt na węglu w EC-1 prowadzi do trudnego do spełnienia warunku granicznego wytwarzania ciepła w obciążeniu podstawowym to jest do kp # 17,1 zł/GJ (brutto) i granicznego kosztu przesyłu i dystrybucji ciepła kp+d # 9,8 zł/GJ (brutto). Inne warianty (1, 2a, 3a) są jeszcze bardziej niekorzystne. Jeżeli wykazane przez PKE/ZEC Bielsko-Biała zmniejszenie rocznych kosztów wytwarzania ciepła przez likwidację EC-1 w wysokości 14,0 mln zł/rok skutkowałoby częściowym zmniejszeniem kosztów wytwarzania w EC-2 i pokryłyby koszty przesyłu ciepła (nowy rurociąg z EC-2 do EC-1) to skutki wariantów 2 i 2a na cały system byłyby podobne. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 34 Para wodna Najniższe koszty wytwarzania pary wodnej występują w wariancie 2 (tabela 4) tj. w bloku kogeneracyjnym 24 MWe/30 MWt opalanego węglem (wariant 2 - zapotrzebowanie na wodę tabela 3) i są porównywalne z kosztami wytwarzania ciepłej wody w wariancie 2 -tj. ciepła woda 10,6 zł/GJ lub 8,6 zł/GJ (konfiguracja A lub B). W tym wariancie różnica między kosztem wytwarzania a kosztem sprzedaży pary wodnej loko Zakłady Tłuszczowe Bielmar np. po 40 zł/GJ (brutto) jest na tyle duża, że pokryć może koszty budowy nowego rurociągu parowego i kondensatu z EC-1 do Bielmaru. Inne warianty jak produkcja pary z bloku ciepłowniczego opalanego gazem (wariant 1 i 1a) są odrzucane z uwagi na duży koszt równoległej produkcji ciepłej wody. Kocioł gazowy 30 MWt (parowy) z równoległą produkcją ciepłej wody i pary, daje koszt wytworzenia pary 26,3 zł/GJ (loko EC-1) i budowa nowego rurociągu parowego do Bielmaru czyni taką inwestycję mało opłacalną. Dodatkowym rozwiązaniem (wariant 4) jest budowa bloku kogeneracyjnego 15 MWt opalanego gazem na terenie Bielmaru lub w jego bezpośrednim sąsiedztwie, w którym koszty wytwarzania pary w skojarzeniu wyniosą 32,0 - 36,0 zł/GJ (brutto). 5.9.2. Weryfikacja oceny wariantów w świetle uwarunkowań i stanowiska istniejących producentów i dystrybutorów ciepła Do przedstawionych wariantów i ich ocena techniczno-ekonomiczna, a szczególnie do rekomendacji wyboru wariantu 2 z posadowieniem nowych jednostek wytwórczych jak: kogeneracyjnego bloku ciepłowniczego 24 MWe/30 MWt dla produkcji ciepłej wody i pary i kotła wodnego o mocy cieplnej 80 MW i opalaniu tych jednostek węglem, zlokalizowanych w EC-1 istniejący producenci i dystrybutorzy ciepła przedstawili następujące główne uwarunkowania: PKE/ZEC S.A.: 1) Budowa nowego, kogeneracyjnego bloku ciepłowniczego 24MWe/30MWt, który pracowałby w połowie na pokrycie potrzeb zapotrzebowania na ciepłą wodę (15MWt) i w połowie na pokrycie zapotrzebowania na parę (15 MW), jest wtedy opłacalne i gwarantuje spłatę nakładów inwestycyjnych, gdy zapewnione jest jego pełne obciążenie cieplne i wynikająca stąd sprzedaż energii elektrycznej. Ponieważ po 2010 roku zakładany jest tylko jeden odbiorca pary, tj. Zakłady Tłuszczowe "Bielmar", nie ma pewności, że w całym okresie żywotności ekonomicznej i technicznej inwestycji (20 lat) będzie utrzymywało się zakładane zapotrzebowanie na parę i ryzyko nietrafnej ekonomicznie inwestycji jest duże. Ryzyka tego PKE/ZEC SA nie podejmie. 2) W sytuacji jak wyżej nie ma uzasadnienia na utrzymywanie centralnego systemu parowego, nawet w kombinacji z systemem ciepłej wody. Zapotrzebowanie na parę winno być pokryte przez same Zakłady Tłuszczowe "Bielmar". 3) Posadowienie nowych urządzeń wytwórczych w EC-1 nie daje możliwości pełnej racjonalizacji kosztów wytwarzania ciepła w PKE SA, możliwej w wyniku likwidacji EC-1. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 35 Likwidacja EC-1 daje możliwość redukcji kosztów wytwarzania rzędu 14 mln zł/rok i większą gwarancję na utrzymanie nierosnących kosztów wytwarzania ciepła. W przypadku posadowienia nowych urządzeń w EC-1 należy liczyć się ze zwiększeniem cen ciepła w segmencie obciążeń: pozapodstawowych i podszczytowych, na który pracować będą nowe urządzenia, o 5 - 6zł/GJ (brutto) i o 11% zwiększenia cen łącznego wytwarzania ciepła w EC-2 i w EC-1 (około 2 - 3 zł/GJ (brutto). 4) W świetle niepewnego rynku ciepła w Bielsku i możliwego spadku zapotrzebowania nawet poniżej zakładanego scenariusza prognozy, powinno się dążyć do maksymalnego wykorzystania zdolności wytwórczych - istniejącego, zmodernizowanego Bloku BC 50 (105 MWt) w EC-2 i poszukiwać najtańszych inwestycyjnie rozwiazań w źródłach ciepła na pokrycie deficytu mocy wytwórczych po 2010 roku. PK "Therma": 1) Odbudowa zdolności wytwórczych o mocy cieplnej do 110 MW w EC-1 byłaby naturalnym wyrównaniem ubytku mocy wytwórczych w stosunku do prognozowanego zapotrzebowania i nie wymaga inwestycji po stronie przesyłu ciepła i inwestycji 2) W przypadku zlokalizowania nowych jednostek wytwórczych w EC-2 wymagane są bardzo duże nakłady inwestycyjne w nową, dodatkową sieć przesyłową z EC-2 do EC-1, w wariancie 2 wykazane na 71,4 mln zł, według PK "Thermy" oszacowane na 90 mln zł, co zwiększyłoby koszty przesyłu i dystrybucji, a w konsekwencji ceny ciepła dla odbiorców w wysokości 3,0 - 4,0 zł/GJ (brutto). W świetle powyższych stanowisk powstają dwa różne, alternatywne rozwiązania: 1- zmodyfikowane warianty 2 lub 3, gdzie nowymi urządzeniami byłyby nowe dwa kotły wodne o mocy cieplnej 110 MW w EC-1 i nakładzie inwestycyjnym 33 mln zł do poniesienia przez PKE/ZEC S.A.. W tej alternatywie ceny ciepła dla odbiorców końcowych rosną o 3,1 - 3,5 zł/GJ. 2- zmodyfikowany warianty 2a lub 3a, gdzie nowymi urządzeniami byłyby nowe dwa kotły wodne o mocy cieplnej 110 MW w EC-2 i nakładzie inwestycyjnym 33 mln zł po stronie źródeł ciepła, czyli PKE/ZEC SA oraz ok. 71 - 90 mln zł po stronie przesyłu czyli PK "Therma". W tej alternatywie ceny ciepła dla odbiorców końcowych rosną o ok. 3,0 - 4,0 zł/GJ. Oznacza to w obu alternatywach brak możliwości utrzymania granicznej, średniej ceny ciepła dla odbiorców w wysokości 45,0 zł/GJ i wzrost cen ciepła o ok. 3,0 - 4,0 zł/GJ. Równocześnie większe ryzyko inwestycyjne spada na PK "Therma" z uwagi na wyższe nakłady inwestycyjne i niższe przychody (1/3) z rynku ciepła sieciowego. Z tych powodów poszukuje się wariantu kompromisowego dla obu głównych podmiotów: PKE/ZEC SA i PK "Therma" oraz prowadzącego do wariantu o umiarkowanym ryzyku inwestycyjnym. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 36 5.9.3. Wariant 4 - zmodyfikowany wariant 2a i 3a Założeniami dodatkowymi do tego wariantu są: • w maksymalnym stopniu wykorzystuje się zdolności wytwórcze i przesyłowe, które przewidywane są do pracy po 2010. Czyli: - istniejący blok ciepłowniczy BC - 50 w EC-2 pracuje w pracy podstawowej (ok. 80% na zapotrzebowanie Bielska, ok. 20% na zapotrzebowanie Czechowic) - Ciepłownia Wapienica pracuje na pracę pozapodstawową w sezonie grzewczym i podstawową w sezonie letnim (ciepła woda użytkowa), - wykorzystuje się maksymalną zdolność sieci przesyłowej, wodnej 2 x φ 700 z Ec-2 do KN-20, tj. do 180 MW mocy cieplnej • nowe urządzenia wytwórcze - 2 kotły wodne o mocy cieplnej do 110 MW posadowi się tam, gdzie są lub będą najniższe nakłady na przesył. Przyjęto więc zbudowanie jednego kotła węglowego WP70 (80 MW) w EC-2 i jednego kotła rusztowego w WR 25 (32 MW) w Ciepłowni Wapienica, • optymalizuje się - zmniejsza do niezbędnie wymaganych - nakłady inwestycyjne na przesył ciepłej wody z nowych źródeł ciepła, • równolegle wprowadza się, jako konkurencyjne do zasilania i dostawy, działania na rzecz racjonalizacji - zmniejszenia maksymalnego zapotrzebowania na moc cieplną przez odbiorców tj. wprowadzenia systemu zarządzania mocą cieplną (DSM) u odbiorców. Dotyczy to przedziału mocy cieplnej, będącej różnicą między prognozowanym zapotrzebowaniem na moc i zdolnością przesyłową ze źródeł ciepła po 2010 roku. Dobór i lokalizacja nowych źródeł ciepła Ciepłownia Wapienica Źródłami ciepła będzie spalarnia odpadów komunalnych (po uchwaleniu takiego kierunku termicznej utylizacji odpadów w nowym "Programie ochrony środowiska Bielska-Białej") o mocy 15 - 20 MW i miesięcznej produkcji ciepła w ilości 29000 GJ/miesiąc lub alternatywnie istniejące dwa kotły parowe OR-16 o mocy cieplnej 20 MW. Nowym źródłem ciepła będzie kocioł rusztowy WR-25 węglowy z elektrofiltrem o mocy cieplnej 32 MW. Elektrociepłownia EC-2 Nowym źródłem ciepła będzie kocioł wodny WP-70 o mocy cieplnej 80 MW, opalany węglem. Łączny bilans maksymalnej mocy cieplnej zainstalowany w urządzeniach wytwórczych wyniesie: - istniejący kogeneracyjny blok ciepłowniczy BC-50 (105) w EC-2 82 MW (105 MW pracy wyłącznie na Bielsko-Biała) PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 37 - nowy kocioł wodny WP-70 w EC-2 80 MW - istniejące 2 (3) kotły olejowe w EC-2 o mocy 80 MW (120 MW) - utylizacja termiczna odpadów 20 MW lub istniejące kotły WR-10 w Ciepłowni Wapienica (do 2014 r.) - nowy kocioł wodny WR-25 w Ciepłowni Wapienica 32 MW RAZEM 294 MW (357 MW) przy maksymalnym zapotrzebowaniu na moc cieplną w 2010 roku w wysokości 265 MW (scenariusz racjonalizacji) Obciążenia jednostek wytwórczych po 2010 roku - konfiguracja C Obciążenie istniejących i nowych jednostek wytwórczych na pokrycie zapotrzebowania na ciepłą wodę przedstawiono w Tabeli 11 i na Rys. 13. Tabela 11 Rozdysponowanie obciążenia jednostek wytwórczych na pokrycie zapotrzebowania na ciepłą wodę w ciągu roku – konfiguracja C L.p. Jednostka Blok ciepłowniczy o mocy cieplnej 1. 105 MWt 2. Ciepłownia Wapienica 3. Ciepłownia Wapienica - WR 25 4. Kotły olejowe w EC2 Kocioł wodny węglowy o mocy 80 5. MWt (lub dwa kotły o mocy 50MWt) I/N Konfiguracja C GJ/rok % I 1 315 235 56 I N I 361 520 113 884 31 169 16 5 1 N 508 425 22 suma 2330233 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 38 Rysunek 13 Obciążenie jednostek na tle uporządkowanego wykresu obciążeń systemu ciepłowniczego w roku 2010 - wariant 4, konfiguracja C 325 300 275 80 MWt - szczytowe kotły olejowe 31,2 TJ/rok 250 225 200 113,9 TJ/rok 32 MWt - kocioł rusztowy WR-25 Moc [MW] 175 80 MWt - kocioł wodny 150 woda_2010 508,4 TJ/rok 125 100 75 1314,9 TJ/rok 50 82 MWt - EC 2 - blok ciepłowniczy 13 MWt Wapienica 25 361,5 TJ/rok 0 24 696 1368 2040 2712 3384 4056 4728 5400 6072 6744 7416 8088 8760 h Przepustowość sieci przesyłowych dla pokrycia zapotrzebowania na moc cieplną Dostawa ciepłej wody po 2010 do sieci dystrybucyjnej systemu ciepłowniczego przewidywana jest z dwóch kierunków: z EC-2: - z istniejącymi rurociągami ciepłowniczymi 2 x φ700 o maksymalnej przepustowości (130oC/80oC, prędkość wody 2,2 m/s, 3090 Mg/h) 180 MW z Ciepłowni Wapienica istniejącymi rurociągami ciepłowniczymi - 2 x φ400 ze zbudowaniem drugiego rurociągu 2 x φ300 na odcinku od Ciepłowni Wapienica do połączenia się z rurociągami φ400 50 MW RAZEM 230 MW Brakującą przepustowość rzędu (265÷278) MW – 230 MW = 35÷48 MW zamierza się uzyskać, redukując maksymalne zapotrzebowanie przez przedsięwzięcia zarządzania energią (DSM) oraz przez zwiększenie możliwości przesyłu ciepła w drodze podnoszenia prędkości przepływu i obniżenia temperatury na powrocie. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 39 5.9.4. Wyniki i ocena wariantu 4 Wyniki obliczeń wariantu 4 przedstawiono w Tabeli 12. Nakłady inwestycyjne tego wariantu wynoszą: - Nowy kocioł wodny WP-70 w EC-2 24,0 mln zł - Nowy kocioł wodny WR-25 w Ciepłowni Wapienica 9,0 mln zł - Rurociąg przesyłowy (2 x φ300) długości 1,4 km z Wapienicy i przepompownia w Wapienicy RAZEM 7,0 mln zł 40,0 mln zł Jednostkowe koszty produkcji ciepła w nowych źródłach przedstawiają się następująco: w kotle WR-25 24,9 zł/GJ, w kotle WP-70 20,4 zł/GJ. Różne jednostkowe koszty produkcji ciepła w kotłach WR-25 i WP-70 są głównie wynikiem różnego stopnia ich wykorzystania w ciągu roku, w zależności od ich obciążenia (Tabela 11 i Rys. 13). Jednostkowy koszt przesyłu dodatkowej ilości ciepła wyprodukowanego w Ciepłowni Wapienica w kotle WR-25, obciążony kosztem kapitałowym budowy dodatkowych rurociągów i przepompowni oraz kosztem przepompowania wynosi 12,8 zł/GJ. W tym wariancie uwzględniono również jednostkowe koszty eksploatacyjne przepompowni przy ul. Grażyńskiego, dla przepompowania ciepłej wody z kotła WP-70 w EC-2. Razem wypadkowy jednostkowy koszt zapewnienia dostawy ciepła w segmencie obciążeń pozapodstawowych i podszczytowych wynosi 22,0 zł/GJ (brutto). Nawet przyjmując, że w wariancie 4 nowe urządzenia wytwórcze WP-25 i WP-70 są faworyzowane większym rocznym obciążeniem cieplnym w stosunku do wcześniejszych wariantów 1-3 (w wariantach 1 3 większe było obciążenie Kogeneracyjnego Bloku BC-50, który w tych wariantach w całości pracował na zaopatrzenie Bielska-Białej w ciepłej wodzie), to poza wariantem 2 (ze skojarzeniem w EC-1) jednostkowy koszt ciepła 22,0 zł/GJ (brutto) jest niższy od innych wariantów. Weryfikacja wariantu 4 w świetle uwarunkowań ekonomicznych całego systemu ciepłowniczego Weryfikację oparto o zasady przedstawione w punkcie 5.9.1 Dla obsługi spłat kapitałowych i odsetkowych (kredytów) na nowe inwestycje rzędu 40 mln zł potrzebne jest generowanie zysku ze sprzedaży ciepła odbiorcom rzędu 3,75 zł/GJ, czyli 8,3 % przyjętej średniej ceny granicznej ciepła 45,0 zł/GJ (brutto). Dla prognozowanej sprzedaży ciepła odbiorcom 2330233 GJ/rok po 2010 roku, daje to możliwość tworzenia zysku brutto 8,74 mln zł (7,08 mln zł po opodatkowaniu). Stąd koszt dostawy ciepła odbiorcom winien nie przekraczać kcgr = 45 zł/GJ - 3,75 zł/GJ = 41,25 zł/GJ (brutto) PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 40 Dzieląc według istniejącej (2003 rok) proporcji udziału wytwarzania (2/3) oraz przesyłu i dystrybucji (1/3) w jednostkowych kosztach dostawy ciepła do odbiorców, koszty graniczne wytwarzania oraz dystrybucji kształtują się następująco: a) wytwarzanie kc,wgr = 2/3 x 41,25 zł/GJ = 27,5 zł/GJ (brutto) b) przesył i dystrybucja kc, p+d. gr = 1/3 x 41,25 zł/GJ = 13,75 zł/GJ (brutto) Jednostkowe koszty graniczne wytwarzania ciepła w obciążeniu podstawowym, czyli w istniejącym zmodernizowanym kogeneracyjnym bloku BC-50, wyniosą (obliczenie jak w rozdziale 5.9.1) kp ≤ 28,8 zł/GJ (brutto) Dotyczy to zarówno jednostkowych kosztów wytwarzania w bloku BC-50 w EC-2 jak i w istniejących kosztach lub w nowych urządzeniach termicznej utylizacji odpadów w Ciepłowni Wapienicy. Pod tym względem wariant 4 jest korzystniejszym od poprzednich wariantów 1 - 3 (1a - 3a). Zakładając, że PK "Therma" utrzyma cenę (koszty) przesyłu i dystrybucji na dotychczasowym poziomie, tj. 14,1 zł/GJ i w tych kosztach zmieści nakłady na restrukturyzację (przestawienie odbiorców na system wodny i likwidacja systemu parowego) oraz modernizację istniejących sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, to koszt wytwarzania ciepła w bloku ciepłowniczym BC-50 (105 MW) w istniejących oraz nowych urządzeniach wytwórczych i Ciepłowni Wapienicy nie powinien być wyższy od 27,0 - 28,0 zł/GJ (brutto). Jest to jednostkowy koszt zbliżony do obecnych kosztów (ceny) wytwarzania ciepła w PKE/ZEC SA. Wariant 4 jest najbardziej korzystnym z punktu widzenia wpływu na końcową cenę ciepła dla odbiorców po 2010 roku. Para wodna W tym wariancie likwiduje się całkowicie centralny system parowy. Zasilanie 1 odbiorcy po 2010 roku, tj. Zakładów Tłuszczowych "Bielmar" przejmie lokalne źródło pary i ciepła, blisko lub na terenie Zakładów. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 41 Tabela 12 Konfiguracja C. Nakłady inwestycyjne i jednostkowe koszty ciepła brutto w wariancie 4 Wariant Opis wariantu 4 kocioł wodny WR 25 o mocy cieplnej 32 MW kocioł wodny WP 70 o mocy cieplnej 80 MW rurociąg przesyłowy wodny z Wapienicy 1,4 km+przepompownia z eksploatacją* eksploatacja przepompowni przy ul. Grażyńskiego Lokalizacja źródła Nakłady inwestycyjne [mln zł] Wapienica EC 2 razem UWAGI: * koszt budowy rurociągu wraz z kosztami budowy nowej przepompowni, ** koszt wypadkowy jest obliczony jako ważony i nie jest sumą kosztów jednostkowych źródła i przesyłu w wariancie, *** koszty jednostkowe odniesiono tylko do produkcji ciepła z kotła wodnego WR 25 **** koszty jednostkowe odniesiono tylko do dodatkowych kosztów eksploatacji pompowni przy ul. Grażyńskiego 9,0 24,0 7,0 40 w źródle [zł/GJ] w przesyle do EC1 [zł/GJ] 24,9 20,4 12,8*** 1,8**** PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 42 5.9.5. Wybór i rekomendacja wariantu Na podstawie ocen techniczno-ekonomicznych, weryfikacji wyników w świetle istniejących i przyszłych uwarunkowań dwóch głównych podmiotów systemu ciepłowniczego: PKE/ZEC SA Bielsko-Biała i PK "Therma" Bielsko-Biała proponuje się wybór wariantu 4 (zaopatrzenie w ciepłą wodę, który brakujący deficyt mocy i produkcji ciepła po 2010 pokryje z nowych urządzeń w następujący sposób: - nowego kotła wodnego WP-70 (80 MW), opalanego węglem, posadowionego w EC-2, - nowego kotła wodnego WR-25 (32 MW), opalanego węglem, posadowionego w Ciepłowni Wapienica, - budowa dodatkowych rurociagów (2xφ300 lub φ400) łączących Ciepłownię Wapienica z siecią przesyłową 2 x φ400, - rozbudowie przepompowni w Ciepłowni Wapienica, - zmniejszenia szczytowego zapotrzebowania na ciepłą wodę o 35÷48 MW (ok. 13÷18% prognozowanego zapotrzebowania na moc cieplną po 2010 roku) przez przedsięwzięcia zarządzania popytem na ciepło (DSM). Za wyborem takiego wariantu przemawiają następujące przesłanki: - możliwość utrzymania cen ciepła na dotychczasowym poziomie dla odbiorców (zakładając stałe ceny paliw), - najniższe ryzyko nietrafnych inwestycji, skutkujących zarówno na wyniki finansowe wytwórców i dystrybutorów ciepła jak i cenę ciepła dla końcowych odbiorców, przez maksymalne wykorzystanie istniejących zdolności produkcyjnych i przesyłowych, przewidywanych do pracy po 2010 roku, - stosunkowo niskimi nakładami inwestycyjnymi rzędu 40 mln zł, - możliwość racjonalizacji kosztów wytwarzania w PKE/ZEC SA przez skoncentrowanie produkcji w jednym źródle EC-2, a więc zwiększeniem bezpieczeństwa finansowego systemu, - przyjaznym dla środowiska sposobem wytwarzania ciepła z uwagi na pracę istniejących i nowych jednostek, spełniających aktualne i przewidywane standardy emisji zanieczyszczeń do powietrza, produkcję 56% ciepła w skojarzeniu z produkcją energii elektrycznej oraz przeniesienie głównych źródeł emisji zanieczyszczenia z centrum na peryferia miasta, - zachowaniem bezpieczeństwa paliwowego systemu ciepłowniczego, opierającego się na krajowym węglu kamiennym, - realizowaniem zrównoważonego rozwoju gospodarki energetycznej, zamykającego bilans potrzeb cieplnych również przez racjonalizację zapotrzebowania na ciepło (DSM). Korzyści wariantu 4 winny przeważyć nad jego wadami, do których można zaliczyć: PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA - 43 oddalenie się źródeł ciepła od odbiorców ciepła, częściowo kompensowane wzmocnieniem drugiego kierunku zasilania w ciepło z Ciepłowni Wapienica, - konieczność wybudowania przez Zakłady Tłuszczowe "Bielmar" własnego źródła produkcji pary i ciepłej wody, jednakże z możliwością udziału w budowie lokalnego systemu przez istniejących producentów lub dystrybutorów ciepła. Wariant 4 pokrywa zapotrzebowanie na ciepło w drodze: - nowych mocy wytwórczych: Kotła WP-70 w EC2/ZEC i kotła WR-25 w Ciepłowni Wapienica, razem o mocy 112 MW, - łączna moc w zainstalowanych: istniejących i nowych źródłach ciepła po 2010 r wynosi 334 MW, wobec prognozowanego zapotrzebowania na moc w źródłach rzędu 265 - 278 MW, - łączna maksymalna przepustowość gazociągów przesyłowych w okolice EC-1 (dla warunków przesyłu: prędkość wody w rurociągach 2,2 - 2,3 m/s i różnicy temperatur na zasilaniu i powrocie Δt=50oC) zapewnia pokrycie zapotrzebowania na moc cieplną w wysokości 230 MW. Brakujące, w stosunku do przedstawionej zdolności, 35 - 48 MW mocy maksymalnej (występujące 3 - 5 dni w sezonie grzewczym) będą pokryte przez: - obniżenie temperatury na powrocie o 10oC (z 80oC na 70oC) i uzyskanie różnicy temperatur na zasilaniu i powrocie Δt=60oC co zapewni przesył dodatkowego ciepła o mocy 36 MW, - zwiększenie prędkości z 2,2 - 2,3 m/s do 2,5 - 3,0 m/s przepływu i tym samym masowego natężenia przepływu wody na zasilaniu i powrocie, co zapewni przesył dodatkowego ciepła o mocy 31-69 MW, - możliwość zarządzania popytem u odbiorców i kompensację maksymalnego zapotrzebowania przez dużą pojemność sieci cieplnych, co szacuje się na redukcję maksymalnego zapotrzebowania na ciepło o ok. 20 - 30 MW w okresie 50 - 100 godzin występowania tego zapotrzebowania w roku. Podsumowując, występuje możliwość uzyskania dodatkowego przesyłu ciepła z proponowanych źródeł o mocy 67 - 105 MW i redukcji maksymalnego zapotrzebowania o 20 30 MW, co może zapewnić z nadmiarem pokrycie maksymalnego zapotrzebowania na ciepło (moc cieplną) ze strony przepustowości rurociągów przesyłowych na całym obszarze miasta. W przypadku tendencji (w aktualizowanych prognozach) wyższego zapotrzebowania istnieje możliwość postawienia w krótkim czasie i odpowiednio wcześnie kotłów wodnych o mocy np. 40 MW opalanych gazem na terenie lub w okolicach EC-1. Bezobsługowa kotłownia gazowa tej mocy wymaga nakładów inwestycyjnych w wysokości ok. 12 mln zł i koszcie produkcji ciepła w szczycie 70 zł/GJ (kilka dni w roku) co przełoży się na wzrost cen ciepła dla odbiorców rzędu 0,3 - 0,5 zł/GJ. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 44 5.9.6. Praca źródeł ciepła w proponowanym wariancie 4 po 2010 roku Istniejący blok ciepłowniczy BC-50 (105 MWt) w EC-2 Zmodernizowany w 2004 roku blok ciepłowniczy stanowić będzie podstawowe źródło zapotrzebowania na ciepło i zostanie w pełni obciążony (konfiguracja C), pokrywając 1 315 235 GJ/r zapotrzebowanie na ciepłą wodę (Rys.13, Tabela 11). Udział tego bloku w całkowitym zapotrzebowaniu Bielska-Białej na ciepłą wodę wyniesie 56%, udział w pokryciu zapotrzebowania na moc cieplną wyniesie 31%. Ciepłownia Wapienica Kotły Wodne Ciepłowni Wapienicy stanowić będą pozapodstawowe źródło ciepła do 2014 roku. W Ciepłowni istnieje możliwość spalania palnych odpadów komunalnych i produkcji ciepła rzędu 350 000 GJ/r. O lokalizacji spalarni odpadów w tym miejscu winien przesądzić nowy "Program Ochrony Środowiska Bielska-Białej". Potencjalny (z utylizacji termicznej) lub rzeczywisty (z istniejących kotłów wodnych do 2014) udział w pokryciu zapotrzebowania na ciepło wyniesie 16%. Nowy kocioł WP-70 (80 MW, opalany węglem w EC-2 Będzie miał zasadniczy udział w pokryciu zapotrzebowania na moc w pracy pozapodstawowej i podszczytowej. Jego udział w pokryciu zapotrzebowania na ciepłą wodę wynosi 22%. Nowy kocioł WR-25 (30 MWt), opalany węglem w Ciepłowni Wapienica Będzie stanowił równoległe do kotła WP-70 źródło ciepła w pracy pozapodstawowej i podszczytowej. Jego udział w pokryciu zapotrzebowania na ciepłą wodę wynosi 5%. Istniejące kotły opalane olejem w EC-2 Stanowić będą szczytowe i awaryjne źródło pokrycia zapotrzebowania na ciepłą wodę. Pracować będą 2 -3 tygodnie w roku, a ich udział w pokryciu zapotrzebowania na ciepłą wodę wynosi 1%. Zarządzanie popytem na ciepła wodę (DSM) Zmniejszenie maksymalnego zapotrzebowania na moc o 35 MW stanowi alternatywę dla budowy dodatkowych rurociągów (lub rurociągu) między EC-2 i KN-20 a nawet do EC-1 i możliwość uniknięcia kosztów inwestycyjnych od 40 mln zł (jeden rurociąg) do 70 - 90 mln zł (dwa rurociągi φ700). Zarządzanie popytem na ciepło (DSM) i spadek zapotrzebowania o 35 MW stanowi realne przedsięwzięcie z uwagi na: - możliwość zwiększenia mocy przesyłowej z dwóch kierunków z EC-2 i Ciepłowni Wapienica o conajmniej 5 - 10% (w stosunku do przyjętej 230 MW), przez: podniesienie temperatury wody zasilającej ze 130oC do 135oC w okresie szczytowego zapotrzebowania na moc cieplną, a jeszcze lepiej, obniżenia temperatury wody powrotnej z 80oC na 70oC. Daje to możliwość zwiększenia różnicy temp. na zasilaniu i powrocie z 50oC do 60oC. Sprzyjać temu będą zainstalowane, regulowane węzły cieplne, bieżące sterowanie systemem, przedymensjonowane grzejniki cieplne w instalacjach wewnętrznych PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 45 w stosunku do termomodernizowqnych (ocieplanych) budynków, pozwalające na większe schładzanie wody grzewczej, - przeglądy, audyty i wprowadzenie optymalnego zapotrzebowania na moc przez 10 największych odbiorców, we współpracy z dostawcą ciepła PK "Therma", - możliwość krótkotrwałego kompensowania zwiększonego zapotrzebowania ciepła dużą pojemnością cieplną rozległej i częściowo przedymensjonowanej sieci cieplnej. Nakłady na te przedsięwzięcia w zasadzie winny mieścić się w działaniach na rzecz dążenia do podniesienia jakości usług ciepłowniczych i w inwestycjach modernizacyjnych sieci dystrybucyjnej prowadzonych przez PK "Therma". PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 46 5.10. Zmodyfikowane warianty zaopatrzenia w ciepło po 2010 roku w wyniku wstępnego procesu uzgodnień programu inwestycyjnego 5.10.1. Zweryfikowane założenia pracy systemu ciepłowniczego i prognozy zaopatrzenia w ciepło Trwające ponad rok dyskusje nad niezbędnym zakresem modernizacji systemu ciepłowniczego między trzema głównymi podmiotami strony wytwórczej i dystrybucyjnej systemu ciepłowniczego, tj.: Urzędu Miasta, Elektrociepłowni Bielsko-Biała Polskiego Koncernu Energetycznego, Przedsiębiorstwa Komunalnego THERMA i Urzędu Miasta Bielsko-Biała spowodowały nowe okoliczności rzutujące na potrzebę weryfikacji założeń i prognoz zaopatrzenia w ciepło. Wyniki pracy ostatniego sezonu grzewczego 2004/2005 wskazały na zarysowującą się tendencję wyhamowania wieloletniego trendu spadku zapotrzebowania na ciepło. W międzyczasie na zlecenie PK THERMA wykonana została ekspertyza pracy hydraulicznej systemu wybranych wariantów zaopatrzenia w ciepło po 2010 roku oraz oszacowania prognostyczne przez Wojewódzkie Biuro Projektów w Zabrzu Sp. z o.o. W wyniku tego dla konstrukcji i oceny zmodyfikowanych wariantów zaopatrzenia w ciepło sieciowe Miasta Bielsko-Biała przyjęto następujące zaktualizowane założenia: 1) Rozpatruje się dwa warianty zasilania Miasta Bielsko – Biała w ciepło sieciowe. W wariancie I rozpatruje się funkcjonowanie systemu ciepłowniczego zasilanego z jednego, głównego źródła zaopatrzenia w ciepło: Elektrociepłowni EC2. Dodatkowe źródło ciepła na cele c.w.u. i pary dla Bielmaru to kotły parowe opalane gazem ziemnym. W wariancie tym nie przewiduje się odtworzenia źródeł ciepła i energii elektrycznej w lokalizacji EC1 . W wariancie II przewiduje się funkcjonowanie dwóch rozdzielonych hydraulicznie podsystemów wytwórczych: podsystem ciepłowniczy "Północ" zasilany z EC2 oraz podsystem ciepłowniczy "Południe" zasilany z nowej EC1: bez skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej (wariant IIA) oraz ze skojarzonym wytwarzaniem ciepła i energii elektrycznej (wariant IIB). 2) Przewiduje się w stanach awaryjnych możliwość wzajemnego przesyłania ciepła w podsystemach wytwórczych do 20MW zapotrzebowania na moc cieplną. 3) Istniejący, zmodernizowany blok ciepłowniczy BC-50 MWe/105 MWt, pracujący na węglu, dysponuje maksymalną mocą cieplną dla zasilania systemu ciepłowniczego Miasto Bielsko-Białej w ilości 85 MWt. Pozostałe 20 MW mocy cieplnej przeznaczone są dla systemu ciepłowniczego Miasta Czechowice – Dziedzice. 4) Przyjęto zapotrzebowanie na ciepło sieciowe w systemie gorącej wody po roku 2010 w wysokości 343 MW (328 MW gorąca woda, 15MW para na podstawie prognozy sporządzonej przez Wojewódzkie Biuro Projektów w Zabrzu Sp. z o.o.), przy czym w wariancie IIA i IIB przyjęto zapotrzebowanie na moc dla podsystemu „Północ” w wysokości 128 MW i dla podsystemu „Południe” w wysokości 215 MW. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 47 5) Przewiduje się przełączenie do 2010 roku odbiorców korzystających z pary do systemu gorącej wody. Wyjątek będzie stanowić Bielmar, który planuje się zasilić z dwóch parowych kotłów gazowych o łącznej mocy cieplnej 30 MW (wariant I), dwóch kotłów węglowych parowych OR-16 o łącznej mocy cieplnej 25,6 MW (wariant IIA) lub z bloku ciepłowniczego BC-35 o mocy cieplnej 70 MW (wariant IIB). Źródło to dodatkowo będzie pracować na cele c.w.u. Razem zapotrzebowanie na parę dla Bielmaru 15 MWt 6) Nie odtwarza się mocy wytwórczej w Ciepłowni Wapienica, dążąc do koncentracji i racjonalizacji kosztów wytwarzania ciepła w węglowych źródłach ciepła 7) Z uwagi na koszty wytwarzania i bezpieczeństwo energetyczne systemu podstawowym paliwem w zaopatrzeniu miasta w ciepło będzie węgiel kamienny. Olej opałowy ciężki będzie stosowany tylko w istniejących jednostkach wytwórczych w EC-2, przewidywanych do pracy tylko na pokrycie szczytowego zapotrzebowania w ciepło i w stanach awaryjnych. 5.10.2. Główne zmodyfikowane warianty zaopatrzenia w ciepło po 2010 roku Dyskusja nad przedstawionymi w punkcie 5.8 i 5.9 czteroma wariantami zaopatrzenia w ciepło doprowadziła do dwóch spolaryzowanych stanowisk podstawowych przedsiębiorstw systemu ciepłowniczego. Są to stanowiska: 1) ZEC Elektrociepłownia EC Bielsko-Biała/PKE Odtworzone zdolności wytwórcze, w miejsce likwidacji jednostek w EC 1, winny być usytuowane w obecnej EC-2. Głównym argumentem EC B-B/PKE jest racjonalizacja kosztów wytwarzania ciepła z węgla w jednym miejscu. Pozwoli to na zachowanie warunku stabilizacji cen ciepła dla odbiorców ciepła w Bielsku-Białej. 2) Przedsiębiorstwa Komunalnego THERMA Zdolności wytwórcze winny być odtworzone w miejscu EC-1. Głównym argumentem PK THERMA jest zapewnienie bezpieczeństwa systemu ciepłowniczego przez dwa źródła EC-1 i EC-2 i dostosowanie lokalizacji źródeł ciepła do warunków hydraulicznych sieci ciepłowniczej, w tym do znaczącej różnicy poziomów źródeł ciepła i odbiorców ciepła. W wyniku tego oraz w wyniku aktualizacji założeń jak w punkcie 5.10.1 zmodyfikowano poprzednie cztery warianty zaopatrzenia w ciepło i zaagregowano je do dwóch tj. wariantu I i II. Oba warianty mają zapewnić pełne i bezpieczne pokrycie prognozowanego zapotrzebowania na ciepło po 2010 roku. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 48 WARIANT I Zakłada jedno źródło zaopatrzenia w ciepło, to jest rozbudowaną Elektrociepłownię EC-2. Nie odtwarza się zdolności wytwórczych w EC-1 i likwiduje się to źródło ciepło. Jednostki wytwórcze w EC-2 to: 1) Istniejący, zmodernizowany blok ciepłowniczy BC-50 MWe/105 MWt, pracujący na węglu, dysponujący maksymalną mocą cieplną dla zasilania systemu ciepłowniczego Miasto Bielsko-Białej w ilości 85 MWt. Pozostałe 20 MW mocy cieplnej przeznaczone są dla systemu ciepłowniczego Miasta Czechowice 2) Istniejące 2 kotły olejowe o łącznej mocy cieplnej 72 MWt do pracy szczytowej i w przypadku awarii podstawowych jednostek 3) Dwa nowe kotły wodne WP-70, opalane węglem o łącznej mocy cieplnej 162 MWt Razem zainstalowana maksymalna moc cieplna dla systemu ciepłowniczego Miasta Bielska-Białej w EC-2 wynosi 319 MWt Jednostki wytwórcze poza EC-2 1) Dwa kotły parowe, opalane gazem, o łącznej mocy cieplnej 30 MWt, przeznaczone do zasilania Zakładów Tłuszczowych „Bielmar” oraz wytwarzania ciepłej wody użytkowej w sezonie letnim. Usytuowanie kotłów możliwe jest na terenie ZT „Bielmar” lub na terenach PK THERMA w pobliżu magistrali ciepłowniczej i dostatecznej dostępności do sieci gazu ziemnego Nowe zdolności przesyłowe z EC-2 do głównych sieci dystrybucyjnych: • Rurociągi przesyłowe ciepłej wody 2 x 700 mm z EC-2 o maksymalnej możliwości przesyłu 180 MWt • Przepompownia przy ul. Grażyńskiego o zdolności przepompowania ciepłej wody o mocy 148 MWt WARIANT II Zakłada funkcjonowanie dwóch eksploatacyjnie rozdzielonych podsystemów ciepłowniczych: - podsystemu Północ, pracującego na pokrycie 128 MWt zapotrzebowania na ciepło w północnej części miasta. Źródłem ciepła dla tego podsystemu elektrociepłowni będą istniejące jednostki wytwórcze w EC-2; - podsystemu „Południe”, pracującego na pokrycie 215 MW zapotrzebowania na ciepło w centralnej i południowej części miasta. Źródłem ciepła dla tego podsystemu będą odbudowane, nowe jednostki wytwórcze w elektrociepłowni PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 49 EC-1. Pokrycie zapotrzebowania na parę przez Bielmar nastąpi ze źródeł pary zlokalizowanych w EC-1. W Wariancie II rozróżniono dwa podwarianty: - IIA w którym nie przewiduje się skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, - IIB w którym przewiduje się pokrycie części zapotrzebowania na ciepło przez skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej Wariant IIA Podsystem Północ – jednostki wytwórcze w EC-2 to: - Istniejący, zmodernizowany blok ciepłowniczy BC-50 MWe/105 MWt, pracujący na węglu, dysponujący maksymalną mocą cieplną dla zasilania systemu ciepłowniczego Miasto Bielsko-Białej w ilości 85 MWt. Pozostałe 20 MW mocy cieplnej przeznaczone są dla systemu ciepłowniczego Miasta CzechowiceDziedzice - Istniejące 2 kotły olejowe o łącznej mocy cieplnej 72 MWt do pracy szczytowej i w przypadku awarii podstawowych jednostek Razem moc zainstalowana w EC-2 na potrzeby Miasta Bielsko-Biała 157 MWt Podsystem Południe – nowe jednostki wytwórcze w EC-1 to: - 2 kotły parowe OR-16, opalane węglem, o mocy 2 x 12,8 MWt = 25,6 MWt, - kocioł wodny WP-120, opalany węglem, o mocy 140 MWt, - kocioł wodny WP-70, opalany węglem o mocy 81 MWt Razem moc zainstalowana w EC-1 246,6 MWt Wariant IIB Podsystem Północ – jednostki wytwórcze w EC-2: - Istniejący, zmodernizowany blok ciepłowniczy BC-50 MWe/105 MWt, pracujący na węglu, dysponujący maksymalną mocą cieplną dla zasilania systemu ciepłowniczego Miasto Bielsko-Białej w ilości 85 MWt. Przyjęto założenie, że pozostałe 20 MWt mocy cieplnej przeznaczone są dla systemu ciepłowniczego Miasta Czechowice-Dziedzice - Istniejące 2 kotły olejowe o łącznej mocy cieplnej 72 MWt do pracy szczytowej i w przypadku awarii podstawowych jednostek (w tym na potrzeby systemu ciepłowniczego Miasta Czechowice-Dziedzice). Razem moc zainstalowana w EC-2 na potrzeby Miasta Bielsko-Biała 157 MWt Podsystem Południe – nowe jednostki wytwórcze w EC-1 to: PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 50 - blok ciepłowniczy BC-35 o mocy 40 MWe i 70 MWt, - 2 kotły wodne WP-70, opalane węglem o mocy 2 x 81 MWt = 162 MWt, - kocioł parowy OR-16, opalany węglem, o mocy 12,8 MWt (rezerwowy i awaryjny, głównie dla produkcji pary) Razem moc zainstalowana w EC-1 wynosi 244,8 MWt 5.10.3. Wyniki obliczeniowe wariantów I, IIA i IIB Obciążenie istniejących i nowych jednostek wytwórczych przedstawiono na wykresach uporządkowanego zapotrzebowania ciepła po roku 2010: - dla wariantu I – rys.14 - dla podsystemu Północ – wariant IIA i IIB – rys. 15 - dla podsystemu Południe – wariant IIA bez skojarzonego wytworzenia ciepła i energii elektrycznej – rys. 16 - dla podsystemu Południe – wariant IIB ze skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej – rys. 17 Dla uproszczenia zapotrzebowania rysunki przez przedstawiają poszczególne wyraźne jednostki rozgraniczenie wytwórcze. W pól pokrycia rzeczywistości uwzględniono techniczną barierę minimum obciążenia danej jednostki wytwórczej, gwarantującą stabilną pracę i znalazło to wyraz w obliczeniu ilości produkowanego ciepła w GJ/r przez daną jednostkę. Rysunek 14 System ciepłowniczy B-B - Wariant I 400,00 350,00 47 000 GJ kotły szczytowe olejowe : 72 MW 300,00 250,00 MW 216 000 GJ kocioł węglowy wodny WP 70 : 81 MW 200,00 857 000 GJ 1 605 000 GJ kocioł węglowy wodny WP 70 : 81 MW 150,00 100,00 600 463 GJ 50,00 BC-50/85 MW kocioł gazowy parowy: 30 MWt 0,00 0 1000 2000 3000 4000 5000 h/rok 6000 7000 8000 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 51 Rysunek 15 System ciepłowniczy B-B – Wariant IIA/IIB – podsystem Północ 160,00 140,00 120,00 kotły szczytowe olejowe : 72 MW 187 000 GJ MW 100,00 80,00 60,00 868 000 GJ 40,00 BC-50/85 MW 20,00 0,00 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 h/rok Rysunek 16 System ciepłowniczy B-B – Podsystem Południe – Wariant IIA bez skojarzenia w (miejscu EC-1) 250 kocioł węglowy wodny WP 70: 81 MW 410 000 GJ 200 150 100 838 463 GJ 1 022 000 GJ kocioł węglowy wodny WP 120: 140 MW 50 kotły węglowe parowe OR-16: 2 szt * 12,8 MW = 25,6 MW 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 52 Rysunek 17 System ciepłowniczy B-B – Podsystem Południe – Wariant IIB ze skojarzeniem w (miejscu EC-1) 250 kocioł węglowy parowy OR-16: 12,8 MW 61 000 GJ 200 kocioł węglowy wodny WP 70: 81 MW 150 727 000 GJ kocioł węglowy wodny WP 70: 81 MW 1 481 663 GJ 100 blok ciepłowniczy BC-35: 40 MWe + 70 MWt 50 0 0 1000 W tabelach 2000 13, 3000 14, 15 4000 5000 przedstawiono 6000 7000 charakterystyczne 8000 wielkości źródeł ciepła/jednostek wytwórczych, będące podstawą do obliczenia kosztów paliwowych i przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej w wariantach I, IIA i IIB. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 53 Tabela 13 Charakterystyczne wielkości źródeł ciepła - wariant I Wyszczególnienie typ moc ilość produkowanej energii cieplnej, GJ/rok ilość produkowanej energii elektrycznej, GJ/rok sprawność paliwo Wd, GJ/Mg 3 zużycie paliwa, Mg/rok (gaz - tys. m/rok) 3 cena jednostkowa, zł/Mg (gaz - zł/m) koszt paliwa, zł/rok źródło pary / c.w.u. 2 kotły parowe gazowe 25,6 600 463 0 0,90 gaz ziemny 35,0 19 062 0,817 15 574 000 źródło podstawowe źródło podszczytowe źródło podszczytowe kocioł pyłowy wodny kocioł pyłowy wodny 81 MWt 857 000 0,88 węgiel 21,0 46 374 160 7 419 840 81 MWt 216 000 0,88 węgiel 21,0 11 688 160 1 870 080 blok ciepłowniczy BC-50/85 + kotły olejowe 55 MWe + 85 MWt* + 72 MWt 1 605 000 290 000 0,70 węgiel 20,0 - * moc cieplna dla Bielska - Białej Tabela 14 Charakterystyczne wielkości źródeł ciepła podsystemu "Południe" - wariant II A bez skojarzenia Wyszczególnienie typ moc ilość produkowanej energii cieplnej, GJ/rok ilość produkowanej energii elektrycznej, GJ/rok sprawność paliwo Wd, GJ/Mg zużycie paliwa, Mg/rok cena jednostkowa, zł/Mg koszt paliwa, zł/rok źródło podstawowe źródło podstawowe i podszczytowe źródło szczytowe 2 kotły parowe 25,6 838 463 0 0,85 węgiel 21,0 46 973 160 7 515 680 kocioł pyłowy wodny 140 MWt 1 022 000 0,88 węgiel 21,0 55 303 160 8 848 480 kocioł pyłowy wodny 81 MWt 410 000 0,88 węgiel 21,0 22 186 160 3 549 760 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 54 Tabela 15 Charakterystyczne wielkości źródeł ciepła podsystemu "Południe" - wariant II B ze skojarzeniem Wyszczególnienie typ moc ilość produkowanej energii cieplnej, GJ/rok ilość produkowanej energii elektrycznej, GJ/rok sprawność paliwo Wd, GJ/Mg zużycie paliwa, Mg/rok cena jednostkowa, zł/Mg koszt paliwa, zł/rok źródło podstawowe blok ciepłowniczy BC-35 40 MWe + 70 MWt 1 481 663 792 000 0,70 węgiel 20,0 162 405 160 25 984 800 źródło podszczytowe kocioł pyłowy wodny 81 MWt 727 000 0,88 węgiel 21,0 39 340 160 6 294 400 źródło szczytowe kocioł pyłowy wodny 81 MWt 61 000 0,88 węgiel 21,0 3 301 160 528 160 źródło rezerwowe kocioł pyłowy parowy 12,8 MWt 800 0,88 węgiel 21,0 43 160 6 880 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 55 Wielkości przedstawione na rys. 14 do 17 i w tabelach 13 do 15 posłużyły do obliczenia jednostkowych kosztów wytwarzania ciepła poszczególnych jednostek wytwórczych jak i w całym systemie ciepłowniczym miasta Bielsko-Biała po 2010 roku. Obliczenia uzyskano na podstawie: - metodyki obliczeń przyjętej w rozdziale 5.6 - założenia stabilizacji jednostkowych kosztów zmiennych wytwarzania ciepła w istniejących jednostkach wytwórczych EC-2 (rok 2005) i tych samych kosztów stałych (poziom roku 2005) - wielkości wejściowych jak na rys. 14 do 17 i w tabelach 13 do 15 - oszacowanych nakładów inwestycyjnych dla poszczególnych wariantów jak w tabeli 16. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 56 Tabela 16. Nakłady inwestycyjne wariantów: I, IIA i IIB Wariant Główne cechy Rodzaj inwestycji Nakłady inwestycyjne mln zł I IIA IIB Jeden system ciepłowniczy zasilany z głównego źródła zaopatrzenia w ciepło: Elekrociepłowni EC2. Dodatkowe źródło ciepła na cele c.w.u. i pary dla Bielmaru. Dwa rozdzielone hydraulicznie podsystemy wytwórcze: podsystem ciepłowniczy "Północ" zasilany z EC2, podsystem ciepłowniczy "Południe" zasilany z nowej EC1 bez skojarzonego wytwarzania ciepła 1. Kocioł WP 70 w EC2 o mocy 81 MW 28,35 2. Kocioł WP 70 w EC2 o mocy 81 MW 28,35 3. Rurociąg przesyłowy wodny 2 x DN 700 4. Przepompownia przy ul. Grażyńskiego 5. Remont kotłów olejowych o mocy 72 MW 6. Kocioł gazowy parowy o mocy 30 MW na cele c.w.u. i technologiczne Bielmaru lokalizacja np. na terenie zakładu "Bielmar" Razem nakłady inwestycyjne 1. Dwa kotły węglowe parowe OR16 o mocy 12,8 MWt każdy 2. Kocioł węglowy WP 120 o mocy 140 MW 3. Kocioł węglowy WP 70 o mocy 81 MW 4. Remont 1 kotła olejowego o mocy 36 MW Razem nakłady inwestycyjne 1. Blok ciepłowniczy BC-35 o mocy 70 MWt Dwa rozdzielone hydraulicznie 2. Kocioł węglowy WP 70 o mocy podsystemy wytwórcze: - 81 MW podsystem ciepłowniczy "Północ" 3. Kocioł węglowy WP 70 o mocy zasilany z EC2, 81 MW podsystem ciepłowniczy "Południe" 4. Kocioł węglowy parowy OR-16 zasilany z nowej EC1 ze skojarzonym WP o mocy 12,8 MW wytwarzaniem ciepła i 5. Remont 1 kotła olejowego o mocy 36 MW Razem nakłady inwestycyjne Wyniki obliczeń kosztów wytwarzania przedstawiono: - dla wariantu I – tabela nr 17 - dla wariantu IIA – tabela nr 18 - dla wariantu IIB – tabela nr 19 97,88 2,06 2,00 10,00 168,64 19,00 42,00 28,35 1,00 90,35 192,00 28,35 28,35 9,50 1,00 259,20 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 57 Tabela 17 Koszty wytwarzania ciepła dla wariantu I Przyjęte wskaźniki Wyszczególnienie Jednostka Rurociąg przesyłowy/przepompownia źródło pary / c.w.u. źródło podstawowe źródło podszczytowe MW MW GJ/rok MWh/rok 0,05 20 0,08024 - 333 0,05 20 0,08024 30 600 463 - blok ciepłowniczy BC50/85 + kotły olejowe* 0,05 20 0,08024 157 55 1 605 000 - zł zł zł zł zł zł zł zł 99 935 300 8 018 808 0 - 10 000 000 802 400 15 574 000 600 000 150 000 47 670 0 3 434 814 2 000 000 160 480 - 28 350 000 2 274 804 7 419 840 1 701 000 675 000 185 496 0 2 451 228 roczny koszt całkowity zł 8 018 808 koszt GJ zł/GJ średni koszt systemu zł/GJ * koszty składowe są uwzględnione w kosztach całkowitych wyjściowego stanu istniejącego 20 608 884 34,32 27 589 438 17,19 24,04 14 707 368 17,16 2 kotły parowe gazowe wskaźnik dla kosztów inwestycyjnych cena jednostkowa energi elektrycznej stopa dyskonta czas żywotności inwestycji wskaźnik CRF moc cieplna moc elektryczna ilość produkowanej energii cieplnej ilość produkowanej energii elektrycznej KOSZTY całkowity koszt inwestycyjny roczne koszt inwestycyjny - CRF koszt paliwa koszt remontów koszt obsługi (pracowników) Woda, opłaty środowiskowe przychód ze sprzedaży energii elektrycznej Pozostałe koszty (koszty zarządu, nieruchomości itp..) zł/kW zł/MWh lata kocioł pyłowy wodny 350 0,05 20 0,08024 81 857 000 - PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 58 Tabela 18 Koszty wytwarzania ciepła dla wariantu II A bez skojarzenia Przyjęte wskaźniki Wyszczególnienie wskaźnik dla kosztów inwestycyjnych cena jednostkowa energi elektrycznej stopa dyskonta czas żywotności inwestycji wskaźnik CRF moc cieplna moc elektryczna ilość produkowanej energii cieplnej ilość produkowanej energii elektrycznej KOSZTY całkowity koszt inwestycyjny roczne koszt inwestycyjny - CRF koszt paliwa koszt remontów koszt obsługi (pracowników) Woda, opłaty środowiskowe przychód ze sprzedaży energii elektrycznej Pozostałe koszty (koszty zarządu, nieruchomości itp..) roczny koszt całkowity koszt GJ średni koszt systemu EC2 2 kotły parowe 742 0,05 20 0,08024 25,6 EC1 źródło podstawowe i podszczytowe kocioł pyłowy wodny 300 0,05 20 0,08024 140 kocioł pyłowy wodny 350 0,05 20 0,08024 81 838 463 102 000 1 022 000 - 410 000 - Jednostka BC-50 i kotły olejowe* zł/kW zł/MWh MW MW GJ/rok MWh/rok 0,05 20 0,08024 157 55 1 055 000 - zł zł zł zł zł zł zł zł 1 000 000 80 240 - 19 000 000 1 524 560 7 515 680 1 140 000 300 000 187 892 0 2 619 790 42 000 000 3 370 080 8 848 480 2 520 000 840 000 221 212 0 2 723 899 28 350 000 2 274 804 3 549 760 1 701 000 675 000 88 744 0 2 073 717 zł zł/GJ zł/GJ 20 905 940 19,82 13 287 922 15,85 18 523 671 18,12 10 363 025 25,28 lata * koszty składowe są uwzględnione w kosztach całkowitych wyjściowego stanu istniejącego źródło podstawowe 18,97 źródło szczytowe PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 59 Tabela 19 Koszty wytwarzania ciepła podsystemu "Południe" - wariant II B ze skojarzeniem Przyjęte wskaźniki Wyszczególnienie wskaźnik dla kosztów inwestycyjnych cena jednostkowa energi elektrycznej stopa dyskonta czas żywotności inwestycji wskaźnik CRF moc cieplna moc elektryczna ilość produkowanej energii cieplnej ilość sprzedanej energii elektrycznej KOSZTY całkowity koszt inwestycyjny roczne koszt inwestycyjny - CRF koszt paliwa koszt remontów koszt obsługi (pracowników) Woda, opłaty środowiskowe) przychód ze sprzedaży energii elektrycznej Pozostałe koszty (koszty zarządu, nieruchomości itp..) roczny koszt całkowity koszt GJ średni koszt systemu EC1 EC2 Jednostka BC-50 i kotły olejowe* źródło podstawowe źródło podszczytowe źródło szczytowe zł/kW zł/MWh 0,05 20 0,08024 1 055 000 blok ciepłowniczy BC-35 4800 135 0,05 20 0,08024 70 40 1 481 663 220 000 kocioł pyłowy wodny 350 0,05 20 0,08024 81 727 000 - kocioł pyłowy wodny 350 0,05 20 0,08024 81 56 000 - zł zł zł zł zł zł zł zł 1 000 000 80 240 - 192 000 000 15 406 080 25 984 800 7 700 000 3 500 000 1 399 620 29 700 000 4 860 166 28 350 000 2 274 804 6 294 400 1 701 000 675 000 157 360 0 2 220 513 28 350 000 2 274 804 528 160 1 701 000 675 000 13 204 0 1 038 434 zł zł/GJ zł/GJ 20 905 940 19,82 29 150 666 19,67 13 323 077 18,33 21,44 6 230 602 111,26 lata MW MW GJ/rok MWh/rok * koszty składowe są uwzględnione w kosztach całkowitych wyjściowego stanu istniejącego PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 60 W interpretacji otrzymanych wyników można dojść do następujących stwierdzeń: 1) najniższe koszty wytwarzania ciepła w nowych jednostkach występują w kotłach parowych tj. 15,85 zł/GJ – wariant IIA (tabela 18) i w kotłach wodnych tj. 17,16 zł/GJ i 17,19 zł/GJ – wariant i (tabela 17), 18,12 zł/GJ – wariant IIA i 18,33 zł/GJ wariant IIB (tabela 19). Najniższe koszty wytwarzania ciepła w kotłach parowych wynikają z dużego ich obciążenia w ciągu roku, gdyż zakłada się ich pracę na pokrycie całorocznego zapotrzebowania pary przez Bielmar i produkcji ciepłej wody użytkowej w lecie (rys. 15); 2) skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w nowym bloku ciepłowniczym BC-35 nie prowadzi do najniższych kosztów produkcji ciepła, które wynoszą 19,67 zł/GJ – wariant IIB (tabela 19). Powodem są wysokie koszty amortyzacji urządzeń od wysokich nakładów inwestycyjnych które to koszty nie rekompensują wpływów ze sprzedaży energii elektrycznej po cenie 135 zł/MWh; 3) wypadkowe koszty wytwarzania ciepła netto w całym systemie ciepłowniczym Bielska-Białej są (tabela 17, 18, 19): - najniższe w wariancie IIA – 18,97 zł/GJ - następnie w wariancie IIB – 21,44 zł/GJ - najwyższe w wariancie I – 24,04 zł/GJ Najwyższe koszty w wariancie I wynikają z potrzeby budowy i wysokich nakładów inwestycyjnych rurociągów ciepłowniczych i przepompowni (tabela 16) dla dostarczenia ciepła z EC-2 w miejsce EC-1 oraz z koniecznością produkcji ciepła (pary) z kotłów gazowych posadowionych w pobliżu Bielmaru. 5.11. Wybór i rekomendacje zmodyfikowanego wariantu 5.11.1. Wykonalność wariantów w kryterium stabilizacji cen ciepła dla odbiorców systemu ciepłowniczego B-B Ocenę i wybór wariantu przeprowadzono w oparciu o kryterium stabilizacji (nierosnących cen ciepła) i zdolności konkurencji systemu ciepłowniczego z lokalnymi kotłowniami gazowymi (jak w rozdziale 5.9). Zakładając, że koszty dystrybucji ciepła w latach 2005 – 2010 się nie zmienią, warunkiem utrzymania nierosnących cen dla odbiorców końcowych będzie stabilizacja kosztów wytwarzania ciepła na poziomie 2005 roku. Pozwoli to również na zachowanie warunku konkurencyjności systemu ciepłowniczego z lokalnymi kotłami gazowymi czyli: Cc # Cgrc = 45 – 50 zł/GJ (brutto) PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 61 gdzie: Cc zł/GJ – średnia cena ciepła loko odbiorcy Ccgr zł/GJ – graniczna cena ciepła systemu 45 – 50 zł/GJ – prognozowany cena/koszt produkcji ciepła w lokalnych kotłowniach gazowych (trend zarysowany w latach 2005 – 2006) Dla sprawdzenia powyższego warunku przeprowadzono poniżej analizę finansową i biznesową wykonalności wariantów dla następujących założeń: - inwestycje finansowane są w następującym modelu: 20% środki własne, 80% kredyt komercyjny, spłacany przez 10 lat przy stopie oprocentowania kredytu 8%/rok, - równe spłaty kredytu i odsetek w ciągu 10 lat, - rentowność środków własnych (dotyczy 20% nakładów inwestycyjnych) wynosi 15%/rok, co tworzy dywidendę dla właścicieli/akcjonariuszy. W sekwencji narastania koniecznych przychodów dla sfinansowania inwestycji przyjęto następującą kolejność obliczeń: (1) Jednostkowy koszt wytwarzania ciepła kw (tabela 17, 18, 19) (2) Jednostkowe koszty całkowite kc = (1) + odsetki od kredytu (3) Jednostkowe koszty całkowite w systemie kcd = (2) + dodatkowe koszty np. pompowania (4) Wymagany przychód jednostkowy = (3) + zysk brutto (spłata kredytu + dywidenda + podatek od zysku) (5) Spadek „-„/Wzrost „+” cen wytwarzania ciepła = (4) – (5) (Aktualna średnia cena wytwarzania ciepła w systemie) Wyniki obliczeń przedstawiono w tabeli 20. Tabela 20 Jednostkowe koszty i wymagane przychody dla sfinansowania inwestycji w wariantach I, IIA i IIB (netto bez VAT-u) w ciągu 10 pierwszych lat eksploatacji nowych urządzeń Lp. Wielkość Jednostka Wariant I Wariant IIA Wariant IIB 24,04 18,97 21,44 26,52 20,30 25,26 1 Koszty wytwarzania kw (ciepła woda + para) zł/GJ 2 Koszty całkowite w tym finansowy inwestycji kc zł/GJ 3 Koszt całkowity powiększony o dodatkowe koszty eksploatacyjne w systemie (praca przepompowni) kcd zł/GJ 27,98 20,30 25,26 4 Wymagany przychód jednostkowy dla sfinansowania wariantów zł/GJ 36,12 24,66 37,77 5 Aktualna średnia cena wytwarzania ciepła w systemie zł/GJ 20,95 20,95 20,95 6 Spadek "-" / Wzrost "+" cen wytwarzania zł/GJ +15,17 +3,71 +16,82 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 62 Prowadzą one do następujących wniosków: 1) realizacja każdego z wariantów skutkuje wzrostem cen wytwarzania ciepła. Powodem są znaczące nakłady inwestycyjne: 90,35 mln zł – wariant IIA, 168,64 mln zł – wariant I, 259,20 mln zł – wariant IIB, których obsługa finansowa w ciągu 10 lat wymaga zapewnienia niezbędnego zysku w wytwarzaniu ciepła. Najniższy wzrost cen ciepła netto o +3,71 zł/GJ występuje w wariancie IIA, czyli z 20,95 zł/GJ obecnie do 24,66 zł/GJ po zrealizowaniu wariantu. Kolejno w wariancie I następuje wzrost cen ciepła o 15,17 zł/GJ, najwyższy wzrost w wariancie IIB o 16,82 zł/GJ (tabela 20). 2) Występuje duża wrażliwość cen wytwarzania ciepła na wielkość nakładów inwestycyjnych. Z tego powodu powinien być preferowany wariant o najniższych nakładach inwestycyjnych, nie tylko z powodu najniższych kosztów wytwarzania ciepła ale również z uwagi na najniższe ryzyko niewykorzystania nowych zdolności produkcyjnych do niepewnych prognoz zapotrzebowania na ciepło. Spełnia to wariant IIA. 3) Wariant IIB ze skojarzeniem wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w obecnych warunkach promocji prawnej i finansowej kogeneracji nie prowadzi do efektywnych ekonomicznie inwestycji, jeżeli zakłada się nierosnące ceny ciepła dla odbiorców. Nie oznacza to, że spodziewane nowe regulacje i mechanizmy finansowe promocji kogeneracji mogą ten stan utrzymać. Przeciwnie nowe otoczenie regulacyjne i rynkowe może w przyszłości uczynić wariant IIB najbardziej efektywnym ekonomicznie. Ostatni wniosek skłania do weryfikacji obecnego stanowiska odnośnie nie celowości modernizacji istniejących jednostek wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w EC-1. Budowa dwóch kotłów parowych, 1 nowego kotła wodnego i przedłużenie żywotności np. dwóch turbozespołów: TUK-25 i TP-30 to nakłady inwestycyjne rzędu 110 mln zł. Jeżeli weźmie się pod uwagę, że istnieje pozostała infrastruktura do produkcji ciepła i energii elektrycznej na węglu kamiennym (nawęglanie, chłodzenie, gospodarka wodna, odpopielanie, odżużlanie i odpylanie), to ta opcja mogłaby się stać atrakcyjna ekonomicznie i warta do rozważenia w studium wykonalności odbudowy i modernizacji systemu ciepłowniczego B-B. 5.11.2. Rekomendacje wyboru wariantu W wyniku przeprowadzonych analiz techniczno-ekonomicznych i innych kryteriów rekomenduje się wybór wariantu IIA to znaczy: pozostawienia zdolności wytwórczych EC-2 dla pokrycia zapotrzebowania na ciepło północnej części miasta oraz postawienie w EC-1 nowych kotłów węglowych i parowych dla pokrycia zapotrzebowania na ciepło centralnej i południowej części miasta oraz zapotrzebowania na parę przez Bielmar. Uzasadnieniem takiego wyboru są: PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 63 - najniższe wynikowe koszty wytwarzania ciepła, - wyższe bezpieczeństwo i pewność zasilania odbiorców z dwóch źródeł EC-1 i EC-2, - lepszą pracę hydrauliczną systemu ciepłowniczego dostosowaną do warunków terenowych (rzędne) miasta. 5.12. Ogólne wnioski odnośnie planu modernizacji i odbudowy systemu ciepłowniczego B-B 1) Przedstawione wyniki analiz wariantów, przeprowadzonych dla prognozy zapotrzebowania ciepła po 2010 roku – 268 MW (rozdziały 4 – 9) oraz podwyższonej prognozy zapotrzebowania na ciepło po 2010 roku – 343 MW, wykazały dużą wrażliwość wynikowej ceny/kosztów wytwarzania ciepła na wielkość nakładów inwestycyjnych. Znacznie mniejsza wrażliwość jednostkowych kosztów wytwarzania ciepła występuje przy doborze technologii: wytwarzania ciepła w wodnych kotłach opalanych węglem czy skojarzonym wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej również na węglu. Doprowadziło to do wyboru wariantu IIA o najniższych nakładach inwestycyjnych tj. do pracy systemu ciepłowniczego przy istniejących źródłach ciepła w EC-2 i nowych jednostkach wytwórczych: kotłach wodnych i parowych opalanych węglem w EC-1, zastępujących obecne jednostki wytwórcze w EC-1. 2) Planowanie zakresu modernizacji i odbudowy systemu ciepłowniczego, szczególnie w części wytwarzania ciepła, odbywa się w warunkach znacznej niepewności co do zewnętrznych mechanizmów regulacyjnych i rynkowych otoczenia systemu ciepłowniczego jak i samego rynku ciepła w Bielsku-Białej. Dotyczy to: - wpływu mechanizmów Europejskiego Systemu Handlu Uprawnieniami na Emisję i polityki ochrony klimatu ziemi Unii Europejskiej po 2010 na wybór technologii i paliw, - dyrektyw Unii Europejskiej i krajowych, dostosowawczych przepisów prawnych co do efektywności energetycznej budynków, promocji skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, serwisu usług energetycznych przedsiębiorstw energetycznych świadczonego na rzecz klientów itp. co wpłynie na wielkość zapotrzebowania na ciepło oraz efektywności ekonomicznej technologii wytwarzania ciepła, - światowego i krajowego rynku paliw i energii oraz kształtowania się cen paliw i energii w długim okresie czasu zwrotu nakładów inwestycyjnych. Przyjęcie wariantu modernizacji i odbudowy systemu ciepłowniczego dokonano w oparciu o aktualne regulacje prawne i relacje rynkowe. W latach 2006 – 2008 należy spodziewać się znacznych zmian w regulacjach prawnych i tendencjach PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 64 rynkowych, co czyni duże ryzyko dla aktualnie wybranego (również każdego) wariantu modernizacji i odbudowy, 3) Dla minimalizacji ryzyka dokonania koniecznych wyborów – w tym wypadku niezbędnego zakresu inwestycji modernizacji i odbudowy systemu ciepłowniczego, tak by odpowiednio wcześniej wyrównać utratę technicznie wyeksploatowanych zdolności wytwórczych w EC-1, proponuje się następujące działania w restrukturyzacji systemu ciepłowniczego B-B: - doprowadzić do ściślejszego powiązania interesów wytwórcy ciepła PKE S.A. (EC-1 i EC-2) oraz dystrybutora ciepła PK Therma dla utrzymania się i konkurencji na lokalnym rynku ciepła. Winno się dążyć do powiązania kapitałowego tych firm, zaczynając np. od wspólnej firmy dla odbudowy i modernizacji EC-1. Może to dać szansę na pozyskanie dotacji lub bardziej korzystnego kredytu na inwestycje, w przypadku, kiedy znaczącym właścicielem będzie podmiot publiczny – miasto B-B (ZPORR, NPR 2007 – 2013), - wspólnego monitorowania zmian w otoczeniu i wewnątrz systemów energetycznych miasta co zaproponowano w rozdziale 6, - możliwie szybkiego uzgodnienia między zainteresowanymi podmiotami: PKE S.A., PK Therma, UM Bielsko-Biała wyboru wariantu IIA jako podstawowego i przystąpienia do opracowania studium wykonalności modernizacji i odbudowy systemu ciepłowniczego po 2010, dopuszczającego bardziej szczegółowo ocenę innych wariantów technologicznych, w tym skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej oraz różnych sposobów sfinansowania inwestycji. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 6. 65 MONITOROWANIE STANU ZAOPATRZENIA MIASTA BIELSKOBIAŁA W PALIWA I ENERGIĘ ORAZ REALIZACJI ZAŁOŻEŃ DO PLANU I PLANU ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE 6.1. Cel Jest wiele powodów, by w Bielsku-Białej wprowadzić system monitorowania stanu zaopatrzenia miasta w paliwa i energię. Do najważniejszych zadań monitorowania można zaliczyć: - możliwość dokonywania okresowych ocen stanu zaopatrzenia miasta pod względem bezpieczeństwa energetycznego, kosztów paliw energii i obciążenia środowiska oraz realizacji założeń do planu i planu zaopatrzenia miasta w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, - śledzenia zmian zapotrzebowania na sieciowe nośniki energii, szczególnie na dynamicznie zmieniającym się rynku ciepła, - gromadzenie danych i wykonywanie okresowych diagnoz i kroczącej prognozy dla weryfikacji aktualności przyjętych założeń do przedsięwzięć planów wykonawczych. Celem tego przedsięwzięcia jest: - stworzenie systemu monitoringu dla zadań jak wyżej - przygotowanie okresowych ocen i raportów dla głównych podmiotów lokalnych systemów energetycznych oraz dla władz miasta - pozyskanie podstawowych informacji i dla Komitetu Sterującego/Rady Energetycznej miasta Bielsko-Biała. 6.2. Zakres monitorowania 6.2.1. Ocena zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe Zakres monitorowanych wielkości i sposób ich pozyskania przedstawiono w tabeli 21. Jako wskaźniki ocen proponuje się przyjąć: - zmianę (wzrost, spadek) zamówionej mocy w wielkościach bezwzględnych MW i względnie w % do roku poprzedzającego - ogółem i w grupach odbiorców lub taryfowych - zmianę (wzrost, spadek) zużycia w wielkościach bezwzględnych GJ/rok i względnie w % do roku poprzedniego - ogółem i w grupach odbiorców lub taryfowych - udziały (%) pokrycia zapotrzebowania na ciepło z sieci wodnej i parowej - zmiana (wzrost, spadek) strat ciepła od źródeł do odbiorców w wielkościach bezwzględnych GJ/rok i względnie w % do sprzedanego ciepła odbiorcom - zmiana prognozy trendu z ostatnich 10 lat - odchylenie prognozy zapotrzebowania na moc i zużycia ciepła wg prognozy "odbiorców" (plan zaopatrzenia - rozdział 5) - ogółem i w grupach odbiorców. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 66 6.2.2. Ocena realizacji celów i kierunkowych zamierzeń założeń do planu i planu zaopatrzenia Bielska-Białej w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe Zakres monitorowanych wielkości i sposób ich pozyskania przedstawiono w tabeli 22. Jako wskaźniki ocen proponuje się przyjąć: Dla oceny utrzymania bezpieczeństwa energetycznego: - bezpieczną i uzasadnioną ekonomicznie nadwyżkę zainstalowanej mocy w źródłach i urządzeniach w stosunku do zamówionej mocy przez odbiorców i zamówionej mocy w źródłach przez przedsiębiorstwa dystrybucyjne - poziom rentowności przedsiębiorstw energetycznych pozwalający na spłatę inwestycji energetycznych i pokrycie kosztów operacyjnych - ważniejsze jakościowe zagrożenia (tabela 22 pkt 1.1.3) Dla oceny racjonalizacji kosztów usług energetycznych - zmiana (wzrost, spadek) średniej ceny sprzedaży ciepła przez źródła ciepła w wielkościach bezwzględnych zł/GJ i względnych w % do ceny roku poprzedzającego, w tym również na tle wskaźnika inflacji - zmiana (wzrost, spadek) jednostkowego kosztu ogrzewania u wybranych największych odbiorców ciepła (tabela 22, pkt 2.1.3) w zł/m2rok i względnie do roku poprzedniego, w tym również w warunkach przeliczonych na rok standardowy (umowne stopniodni) - porównanie średnich cen wytwarzania ciepła na tle 5 - 10 wybranych producentów ciepła o zbliżonej mocy zainstalowanej i wielkości produkcji ciepła - porównanie średnich cen zakupu ciepła przez odbiorcę mieszkaniowego dla najbardziej powszechnej taryfy w Bielsku-Białej i umownych warunków (stosunek mocy do zużycia ciepła) na tle 5 - 10 wybranych miast o podobnej liczbie mieszkańców i wielkości systemu ciepłowniczego - porównanie średnich cen sprzedaży energii elektrycznej i gazu ziemnego (w przypadku terytorialnego różnicowania taryf) w wybranych grupach taryfowych na tle innych przedsiębiorstw energetycznych Dla oceny postępu w ograniczaniu obciążenia środowiska przez systemy energetyczne: - wielkości i ich zmiany (spadek, wzrost) stężeń zanieczyszczeń powietrza w stale monitorowanych jak: opad pyłu, pył zawieszony M10, dwutlenek siarki, dwutlenek azotu, benzo(&)piren na tle wielkości dopuszczalnych - zmiana (spadek, wzrost) udziału odnawialnych źródeł energii w produkcji i wykorzystaniu ciepła i energii elektrycznej - postęp (narastająca liczba) w wymianie nieefektywnych i zanieczyszczających środowisko małych i średnich kotłów węglowych (o mocy do 1 MW) na wyskosprawne i niskoemisyjne źródła ciepła PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 67 Dla oceny realizacji przedsięwzięć założeń i planu: - stopień realizacji przedsięwzięć - istotne zagrożenia realizacji i ich skutki na stan zaopatrzenia w paliwa i energię - skoordynowane lub nieskoordynowane plany rozwojowe przedsiębiorstw energetycznych i użytkowników energii w stosunku do założeń i planu. 6.3. Rezultaty i harmonogram działań 6.3.1. Rezultaty: - Raport podstawowy Zawartość raportu - punkty Tabeli 21 i punkty Tabeli 22: 2.1.1, 2.1.2, 2.2, 2.3, 3.1, 4.1 Częstotliwość wydawania raportu: rocznie - Raport rozszerzony Zawartość raportu - raport podstawowy + punkty Tabeli 22: 1.1, 1.2, 1.3, 3.2, 3.3, 4.2 Częstotliwość wydawania: co dwa lata, obejmującego wyniki ostatnich dwóch lat w ujęciu rocznym - Raport główny Zawartość raportu - raport rozszerzony + punkty Tabeli 22: 2.1.3, 3.4 - Strona internetowa miasta Zawartość: pkt 2 i 3 Tabela 22 Częstotliwość: ostatni rok i przegląd historyczny – rocznie. 6.3.2. Partnerzy projektu: PKE SA/ZEC Bielsko-Biała, PK "Therma", GSG/Rejon Gazowniczy Bielsko-Biała, Enion SA/Beskidzka Energetyka, Grupy większych odbiorców i innych producentów ciepła i energii elektrycznej UM Bielsko-Biała/ Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią. Odpowiedzialni za wykonanie: - Partnerzy projektu j.w. za przygotowanie i dostarczenie informacji - Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią za przygotowanie i rozpowszechnienie raportów Wykorzystanie rezultatów - Prezydent i Zarząd Miasta - Partnerzy Projektu - Komisje i Rada Gminy - Społeczność miasta - w zakresie informacji internetowych. 6.3.3. Harmonogram wdrożenia Lp Rodzaj rezultatu Termin wykonania PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO-BIAŁA 68 1. Raport podstawowy za 2005 rok czerwiec 2006 2. Strona internetowa 3. Raport rozszerzony za 2005 i 2006 maj 2007 4. Raport podstawowy za 2007 rok maj 2008 5. Raport główny za lata 2005 - 2008 maj 2009 Wrzesień 2006 i aktualizacja co roku w czerwcu itd jak pkt 1, 3, 4, 5 6.4. Nakłady finansowe i sposób ich pokrycia Okresowe monitorowanie jest przedsięwzięciem bez i niskonakładowym. Większość informacji i danych jest już opracowywana przez partnerów projektów. W miejscu opracowywania i dystrybucji raportów, to jest w zespole Pełnomocnika Prezydenta d/s Zarządzania Energią przewiduje się następujące koszty: - robocizna w wysokości 1/4 etatu tj. około 15000 zł/rok - koszty materiałowe i wysyłki 1000 zł/rok RAZEM 16000 zł/rok Koszty te nie powinny zasadniczo zwiększyć wydatków w budżecie miasta, gdyż mogą się mieścić w ramach utrzymania Biura Pełnomocnika Zarządu d/s Zarządzania Energią. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 69 Tabela 21 Monitorowanie pierwotnych danych dla oceny wielkości zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe Lp 1. 1.1 Wielkość monitorowana Zamówiona moc: 1.2.7 1.3 1.4 Ciepło zakupione w źródłach ciepła 2. Energia elektryczna 1.1.5 1.1.6 1.1.7 1.2. 1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4 1.2.5 1.2.6 Okres sprawozdawczy Pochodzenie i forma przekazania informacji Miejsce gromadzenia informacji Dostępność informacji PK "Therma", zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią Ograniczona do raportu rocznego, dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała PK "Therma", zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią Ograniczona do raportu rocznego, dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała PK "Therma", zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią Ograniczona do raportu rocznego, dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Ciepło sieciowe przez odbiorców - ogółem przez odbiorców przemysłowych przez odbiorców mieszkaniowych przez odbiorców użyteczności publicznej - przez innych - przez odbiorców ciepłej wody ogółem - przez odbiorców pary Zużycie ciepła przez odbiorców - przez odbiorców - ogółem - przez odbiorców przemysłowych - przez odbiorców mieszkaniowych - przez odbiorców użyteczności publicznej - przez innych - przez odbiorców ciepłej wody ogółem - przez odbiorców pary Zamówiona moc w źródłach ciepła 1.1.1 1.1.2 1.1.3 1.1.4 Jednostka MW rok - MW rok GJ/rok rok GJ/rok MW GJ/rok rok PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 2.1 Zamówiona moc 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6 2.2 - przez odbiorców ogółem - wg taryf - taryfy A - taryfy B - taryfy C - taryfy G - taryfy inne Zużycie energii elektrycznej 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.2.5 2.2.6 - 70 rok Beskidzka Energetyka, zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała MW rok Beskidzka Energetyka, zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała MWh rok Beskidzka Energetyka, zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Rejon Gazowniczy w Bielsku-Białej Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Rejon Gazowniczy w Bielsku-Białej Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała MW przez odbiorców ogółem wg taryf - taryfy A taryfy B taryfy C taryfy G taryfy inne rok 3. Gaz ziemny tys m3/h rok 3.1 Zamówiona moc tys m3/h rok 3.1.2 3.1.3 3.1.4 Przez odbiorców ogółem wg taryf W1 - W7 3.2 Zużycie gazu ziemnego tys m3/h PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 3.2.1 3.2.2 3.2.3 Przez odbiorców ogółem wg taryf W1 - W7 Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Miejsce gromadzenia informacji Dostępność informacji Źródła ciepła: PKE SA/ZEC: EC1, EC2, PK THERMA, Ciepłownia Wapienica, inne zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią Ograniczona do raportu wydawanego co dwa lata wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Źródła ciepła j.w i sieci cieplne "Therma" Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią Ograniczona do raportu wydawanego co dwa lata wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Źródła ciepła j.w i sieci cieplne "Therma" Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią Ograniczona do raportu wydawanego co dwa lata wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Rejon Gazowniczy w Bielsku-Białej mln m3 Tabela 22 Monitorowanie danych dla oceny realizacji założeń do planu i planu zaopatrzenia Pochodzenie i Cel/przedsięwzięcie kierunkowe/ Okres Lp Jednostka forma przekazania Wielkość monitorowana sprawozdawczy informacji Utrzymanie bezpieczeństwa 1. energetycznego systemów energetycznych: 1.1 1.1.1 71 System ciepłowniczy: Zainstalowana moc do zamówionej mocy w źródłach ciepła 1.1.2. Rentowność (zysk netto, strata) źródeł ciepła oraz przesyłu i dystrybucji 1.1.3 Ważniejsze jakościowe zagrożenia stanu bezpieczeństwa: (stan techniczny, awaryjność, niedotrzymywanie standardów zasilania itp.) 1.2 System elektroenergetyczny MW % rocznie, co dwa lata rocznie, co dwa lata rocznie, co dwa lata PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 1.2.1 Zainstalowana moc w głównych punktach zaopatrzenia łącznie (GAZ) do zamówionej mocy przez odbiorców łącznie 1.2.2 Rentowność (zysk netto, strata) i dystrybucji energii elektrycznej 1.2.3. Ważniejsze jakościowe zagrożenia stanu bezpieczeństwa (stan techniczny urządzeń i sieci, awaryjność, niedotrzymywanie standardów zasilania itp.) 1.3 System gazowniczy 1.3.1 Zainstalowana moc głównych stacji redukcyjnych do zamówionej mocy przez odbiorców łącznie 1.3.2 Rentowność (zysk netto, strata) dystrybucji gazu ziemnego 1.3.3 Ważniejsze jakościowo zagrożenia stanu bezpieczeństwa 2. Racjonalizacja kosztów usług energetycznych 72 MW rocznie, co dwa lata Enion SA/Beskidzka Energetyka zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią % rocznie, co dwa lata Enion SA/Beskidzka Energetyka zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią rocznie, co dwa lata Enion SA/Beskidzka Energetyka zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczona do raportu wydawanego co dwa lata wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Ograniczona do raportu wydawanego co dwa lata wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała m3/h rocznie, co dwa lata GSG/Rejon Gazowniczy BielskoBiała zapis elektroniczny % rocznie, co dwa lata GSG/Rejon Gazowniczy BielskoBiała zapis elektroniczny rocznie, co dwa lata GSG/Rejon Gazowniczy BielskoBiała zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała rok PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 2.1. System ciepłowniczy 2.1.1 Średnia cena sprzedaży ciepła przez źródła ciepła: - bezwzględnie - względnie do ceny roku poprzedniego 2.1.2 Średnia cena zakupu ciepła przez: - 5 największych odbiorców przemysłowych - 5 największych odbiorców mieszkaniowych 2.1.3 2.2. 2.2.1 Średni jednostkowy koszt ogrzewania w: - 5 największych odbiorcach mieszkaniowych - w szkołach ogrzewanych ciepłem sieciowym PK "Therma", zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała PK "Therma", zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała rok PK "Therma", zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała rok, co cztery lata Ankiety od odbiorców ciepła, zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczone do raportu rocznego dystrybuowanego wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała rok Enion SA/Beskidzka Energetyka Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Informacja publicznie dostępna na stronie internetowej UM Bielsko-Biała rok GSG/Rejon Gazowniczy BielskoBiała Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Informacja publicznie dostępna na stronie internetowej UM Bielsko-Biała rok zł/GJ % zł/GJ rok zł/GJ zł/m2rok zł/m2rok 73 System elektryczny Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej w grupach 2.3 System gazowniczy 2.3.1 Średnia cena sprzedaży gazu w trzech wybranych taryfach (największe zużycie gazu) zł/GJ %/rok zł/GJ %/rok PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 2.3.2 Średni jednostkowy koszt ogrzewania w szkołach ogrzewanych gazem 3. Ograniczenie obciążenia środowiska przez systemy energetyczne 3.1 Wielkości zanieczyszczeń powietrza (pył, dwutlenek siarki, tlenki azotu itp.) 3.2. Udział ciepła wytworzonego w kogeneracji 3.3. Udział odnawialnych źródeł energii w produkcji i wykorzystaniu: - ciepła - energii elektrycznej 3.4. Liczba nieefektywnych nieprzyjaznych środowisku kotłów węglowych wymienionych na wysokosprawne i niskoemisyjne źródła ciepła w ogrzewaniu budynków 4. Racjonalizacja przedsięwzięć założeń do planu i planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe zł/m2rok :g/m3 % % % szt/rok 74 rok GSG/Rejon i Pełnomocnik Prezydenta Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Informacja publicznie dostępna na stronie internetowej UM Bielsko-Biała rocznie Raporty ze stałego monitoringu zanieczyszczeń atmosfery WSSE w Katowicach Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Informacja publicznie dostępna na stronie internetowej UM Bielsko-Biała rok, co dwa lata Źródła ciepła: ZEC: EC1, EC2, THERMA, inne, zapis elektroniczny Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Informacja publicznie dostępna na stronie internetowej UM Bielsko-Biała rok, co dwa lata Źródła ciepła i energii elektrycznej: systemowe i rozproszone. Sprawozdanie i ankietyzacja Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Informacja publicznie dostępna na stronie internetowej UM Bielsko-Biała rok, co cztery lata WFOŚiGW w Katowicach, GFOŚiGW w Bielsku. Ankietyzacja wybranych obszarów miasta Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Informacja publicznie dostępna na stronie internetowej UM Bielsko-Biała PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 4.1 Charakterystyczne wielkości realizacji: obiekt/urządzenie i jego wielkości znamionowe, termin wdrożenia, wielkość nakładów finansowych 4.2 Zgodność lub rozbieżność przedsięwzięć realizowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne i użytkowników energii w stosunku do założeń do planu i planu zaopatrzenia rok rok, dwa lata Wszystkie podmioty wymienione w założeniach i planie Sprawozdania pisemne i elektroniczne Wszystkie podmioty wymienione w założeniach i planie Sprawozdania pisemne i elektroniczne Plany rozwoju przedsiębiorstw energetycznych 75 Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczona do raportu wydawanego co dwa lata wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała Pełnomocnik Prezydenta d/s Zarządzania Energią/UM Bielsko-Biała Ograniczona do raportu wydawanego co dwa lata wg rozdzielnika UM Bielsko-Biała PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 7. 76 Propozycje w zakresie wykorzystania odnawialnych źródeł energii W chwili obecnej główne źródła odnawialne wykorzystywane na terenie miasta Bielsko - Biała to gaz wysypiskowy na wysypisku śmieci. Przedsięwzięcie zrealizowano w 2002 roku. Polega ono na wykorzystaniu gazu wysypiskowego do produkcji energii elektrycznej. Zakres przedsięwzięcia obejmował: wykonanie odwiertów i studni odgazowujących, instalacji gazowej, stacji kompresorowej, zainstalowanie agregatów prądotwórczych o mocy elektrycznej około 170 kW, zbudowanie transformatora i podłączenie do sieci elektrycznej. Miesięcznie produkowane jest około 200 MWh energii elektrycznej wykorzystywanej, zarówno na potrzeby własne, jak i sprzedawanej do sieci. 7.1. Wykorzystanie biogazu z fermentacji osadów ściekowych Przedsięwzięcie będzie obejmować modernizację gospodarki energetycznej Oczyszczalni Ścieków AQUA S.A. w Komorowicach z wykorzystaniem biogazu dla celów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. W zakres zadania wchodzi: zbudowanie jednostki kogeneracji o mocy 170 kWe i 270 kWt, wykonanie kotłowni gazowej opalanej biogazem i gazem ziemnym a w perspektywie olejem emulsyjnym, przebudowa sieci ciepłowniczej, wykonanie podłączeń jednostki kogeneracyjnej do wewnętrznej sieci elektrycznej. Istnieje dokumentacja w formie: studium wykonalności, analizy, projekty techniczne wraz z kosztorysami inwestorskimi. Nakłady na inwestycję wynoszą 1 810 tys. zł. Termin realizacji do 2007 roku. 7.2. Wykorzystanie energii słonecznej Planowane jest wdrożenie planu zastosowania energii słonecznej do ogrzewania wody użytkowej w Domu Pomocy Społecznej przy ul. Żywieckiej 15. Inwestycja ta ma charakter pilotażowy i w przypadku korzystnych wskaźników ekonomicznych będzie powielana przez gminę w innych obiektach tego rodzaju. Rezultaty tego zadania rozpowszechniane będą również wśród właścicieli budynków mieszkalnych i innych. Przewiduje się możliwość sfinansowania tego przedsięwzięcia ze środków własnych UM w Bielsku – Białej i środków pomocowych. Wykonanie przewidywane na 2006 rok. Szacunkowe nakłady wynoszą około 50 tys. zł. 7.3. Edukacja ekologiczna związana z rozpowszechnianiem odnawialnych źródeł energii Budowa Centrum Odnawialnych Źródeł Energii. Jest to propozycja utworzenia ośrodka szkoleniowego dla celów dydaktycznych wyposażonego m.in. w kolektory słoneczne, ogniwa fotowoltaiczne, małą elektrownię wiatrową, pompy ciepła a także kocioł na biomasę. Realizacja tego typu placówki, szkoląca osoby z terenu gminy Bielska-Białej i okolic w zakresie technik PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 77 OŹE, ma na celu zwiększenie oferty dydaktycznej gminy, stworzenie nowych zawodów i popularyzację OŹE na terenie gminy. Z tego względu istnieje potrzeba wykonania audytu energetycznego dla budynku szkoły z uwzględnieniem wykorzystania źródeł odnawialnych zarówno w celach energetycznych dla samego budynku jak i w celach dydaktycznych. Ponadto budynek powinien być stale monitorowany pod względem energetycznym dla oceny skuteczności i efektywności planowanych działań. Działania te włącza się do międzynarodowego projektu Schoobie-Doo. Szkoła w Bielsku – Białej ma działać na wzór Powiatowego Centrum Kształcenia Praktycznego w Bielawie, gdzie realizowane są dwa projekty z zakresu wykorzystania paliw odnawialnych: „Słoneczna szkoła” oraz „Centrum Odnawialnych Źródeł Energii”. Wyposażenie techniczno-dydaktyczne w ramach realizacji zadań w Powiatowym Centrum Kształcenia Praktycznego w Bielawie w zakresie technik OZE stanowią: • kotły grzewcze opalane drewnem i słomą oraz pompy ciepła, zastępujące istniejące kotły węglowe, • pompa ciepła powietrze-woda z zasobnikiem akumulującym ciepło, • kocioł na biomasę (drewno), • kocioł na biomasę (słomę); • pompa ciepła współdziałająca z kolektorami słonecznymi; • zestaw laboratoryjny pompy ciepła współpracującej z kolektorami słonecznymi; • urządzenia do klimatyzacji pomieszczeń. Wymienione urządzenia spełniają rolę instalacji użytkowo - demonstracyjno - ćwiczeniowych. W Centrum Kształcenia Ustawicznego w Bielsku – Białej planuje się realizację zadań o podobnym zakresie jak to ma miejsce w przypadku Powiatowego Centrum Kształcenia Praktycznego w Bielawie. Przewiduje się możliwość sfinansowania tego przedsięwzięcia ze środków własnych UM w Bielsku – Białej i środków pomocowych. 7.4. Wykorzystanie biomasy w produkcji energii elektrycznej Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 30 maja 2003 roku określa zakres obowiązku zakupu energii elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła. W związku z nowelizacją Ustawy Prawo energetyczne powstał nowy projekt rozporządzenia podtrzymujący zapisy o obowiązku zakupu energii z odnawialnych źródeł energii. Obowiązek ten w przypadku przedsiębiorstw energetycznych przekłada się na konieczność zakupu lub wytworzenia we własnych źródłach odpowiedniego udziału energii elektrycznej wytworzonej z paliw odnawialnych w stosunku do wykonanej całkowitej rocznej sprzedaży energii elektrycznej. Ze wzglądu na ograniczone możliwości zastosowania energetyki wodnej bądź wiatrowej, najbardziej korzystnym dla istniejących i prognozowanych do powstania źródeł energii na terenie Bielska – Białej, z uwagi PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 78 na uwarunkowania technologiczne, wydaje się być wykorzystanie do produkcji energii elektrycznej biomasy. W związku z możliwością spalania i współspalania biomasy (jako paliwa odnawialnego) w istniejącym na terenie EC 2 bloku z kotłem fluidalnym przeprowadzono analizę dotyczącą wytwarzania energii elektrycznej z paliwa odnawialnego w ww. źróde dla roku 2010, w którym udział energii elektrycznej wytworzonej ze źródeł odnawialnych będzie musiał wynosić co najmniej 7,5%. Przyjęto następujące dane i założenia: - udział masowy biomasy w całkowitej ilości spalanego paliwa w bloku EC 2 ze względu na uwarunkowania technologiczne nie przekroczy 5%, - ilość wytworzonej energii cieplnej i elektrycznej w źródłach określono na podstawie wcześniejszych obliczeń na potrzeby niniejszego opracowania. Wielkości te zestawiono w poniższej tabeli: Tabela 23 Prognozowana ilość produkowanej energii w bloku BC 50 w 2010 roku Wyszczególnienie Energia cieplna , GJ/rok Energia elektryczna, GJ/rok Współczynnik kogeneracji Blok EC 2 1 678 095 1 496 680 0,7 Wyznaczono strumień paliwa (biomasy) zgodny z wcześniejszymi założeniami. Otrzymane wyniki pokazano poniżej: Tabela 24 Prognozowana ilość spalanego w bloku BC 50 paliwa Wyszczególnienie Całkowita ilość paliwa, Mg/rok Ilość biomasy, Mg/rok Udział masowy biomasy w całkowitej ilości spalanego paliwa w źródle ciepła w ciągu roku, % Blok EC 2 231 395,5 11 563,2 5,0 W EC 2 konieczne będzie zużycie 11 563,2 Mg/rok biomasy, a ze wzgldów ekonomicznych wiąże się to z pozyskaniem takiej ilości paliwa w obrębie maksymalnie 20 – 30 km. Zakładając, że biomasa pochodzić będzie z plantacji energetycznej, przy wydajności uprawy 20 Mg/rok z 1 ha, niezbędny do obsadzenia areał wyniesie prawie 580 ha. Koszt założenia 1 ha plantacji kształtuje się na poziomie 8 000 zł, co daje kwotę 4 640 000 zł. Ponadto, trzeba przyjąć, że transportowanie biomasy jest opłacalne z odległości do 20 km od źródła. Cenę biomasy określono na granicznym maksymalnym poziomie 200 zł/Mg, co dla przyjętych założeń dało koszt pozyskania 1 GJ energii chemicznej w biomasie w wysokości 16,7 zł/GJ. Znaczny wzrost kosztu paliwa – biomasy, w stosunku do węgla energetycznego powinna zrekompensować wyższa cena o około 100 zł/MWh sprzedaży energii elektrycznej PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 79 wyprodukowanej z odnawialnych źródeł energii. Dla istniejącego bloku EC 2 przedstawiono ilości zużywanego paliwa i produkowanej energii cieplnej i elektrycznej. Wielkości te oparte są o prognozy na 2010 rok. Tabela 25 Zużycie paliwa i produkcja energii w bloku BC 50 w przypadku stosowania węgla i współspalania Źródło Blok EC 2: turbozespół parowy, kocioł fluidalny Paliwo Energia elektryczna Energia cieplna rodzaj Mg/rok MWh/rok GJ/rok węgiel 226 769,6 415 744,4 1 678 095 węgiel 219 832 388 763,4 biomasa 11 563,2 26 981 1 678 095 Zastosowanie biomasy w kotle fluidalnym EC 2, przy założonym udziale masowym w całkowitej ilości spalanego paliwa na poziomie 5%, nie będzie wymagało poniesienia dodatkowych nakładów inwestycyjnych przez ZEC Bielsko – Biała, natomiast rozwiązanie to wymaga doboru mieszanki paliwowej zapewniającej odpowiednią wartość opałową przy dużej wilgotności biomasy gwarantującą stabilne spalanie. Ważne jest również długoterminowe zagwarantowanie dostaw biomasy do EC 2. Docelowo zadanie zrealizowane będzie do 2009 roku. Problem pozyskiwania biomasy może stanowić obszar współpracy miasta z ZEC Bielsko – Biała. W przypadku powstania plantacji energetycznych na 580 ha, Urząd Miasta może wspierać ewentualnych plantatorów poprzez pomoc w pozyskiwaniu środków zewnętrznych na zakładanie i prowadzenie upraw energetycznych. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 8. 80 Ograniczenie niskiej emisji Niska emisja zanieczyszczeń powietrza pochodzi z lokalnych kotłowni węglowych i palenisk domowych. Cechą charakterystyczną "niskiej emisji" jest to, iż powodowana jest przez liczne źródła wprowadzające do powietrza niewielkie ilości zanieczyszczeń. Spora liczba emitorów jak również to, że wprowadzanie zanieczyszczeń następuje z kominów o niewielkiej wysokości powoduje, że zjawisko to jest bardzo uciążliwe. Zanieczyszczenia, najczęściej ze spalania węgla niskiej jakości, gromadzą się wokół miejsca powstawania, a są to na ogół obszary o zwartej zabudowie mieszkaniowej (głównie obszar Starówki). Na terenie miasta Bielsko – Biała węgiel kamienny jako nośnik ciepła stanowi drugi pod względem wielkości udział w zużyciu bezpośrednich nośników ciepła, co przedstawiono na poniższym wykresie. Rysunek 18 Struktura rynku ciepła w Bielsku – Białej w 2001 roku. 0,4% 1,0% 0,3% ry nek ciepła ogółem : 5573 TJ; 1548 GW h 10,9% 54,6% 32,8% ciepło sieciowe ciepło z węgla k am iennego ciepło z gaz u z iem nego inne (olej, drewno) ciepło z k otłowni PK Therm a ciepło z en.elek trycznej Ciepło z węgla jest wykorzystywane do ogrzewania pomieszczeń w mieszkalnictwie, przemyśle oraz budynkach użyteczności publicznej. Największy udział w zużyciu tego ciepła (80%) ma sektor mieszkaniowy, natomiast obiekty publiczne mają znikomy udział około 2%. Łączna moc węglowych źródeł ciepła do ogrzewania budynków mieszkalnych, użyteczności publicznej oraz kotłowni w zakładach przemysłowych wynosi 194 MW a zużycie ok. 1722 TJ. Struktura wg zużycia jest następująca: • 54% - mieszkania w budownictwie jednorodzinnym, rozproszonym (kotły indywidualne i niewielka ilość pieców ceramicznych), • 26% - mieszkania w budynkach wielorodzinnych niskich (przeważająca liczba – piece ceramiczne), • 18% - zakłady przemysłowe (kotłownie), • 2% - budynki użyteczności publicznej (kotły i piece ceramiczne). PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 81 Roczne zużycie węgla dla ogrzewania pomieszczeń na terenie miasta w 1998 roku szacowano na 66 tys. ton. Opierając się o informacje na temat zużycia węgla oszacowano emisję gazową i pyłu do atmosfery na rozpatrywanym terenie. Tabela 26 Szacunkowa emisja ze spalania węgla w ogrzewnictwie indywidualnym na terenie gminy Bielsko - Biała Wyszczególnienie Emisja Pył Mg/a 1 848,0 SO2 Mg/a 844,8 NOx Mg/a 66,0 CO Mg/a 6 600,0 CO2 Mg/a 122 100,0 Spalanie węgla w indywidualnych piecach jest niskosprawne i szkodliwe dla środowiska, stanowiąc główną przyczynę niskiej emisji. Ograniczenie tego zjawiska można osiągnąć poprzez eliminowanie tego nośnika z ogrzewania i zastępowanie go innymi takimi jak: ciepło sieciowe, biomasa, gaz ziemny, lekki olej opałowy lub energia elektryczna. W „Założeniach do planu ...” rozważa się opracowanie dla Bielska – Białej programu zastępowania węgla w piecach ceramicznych i kotłach węglowych w ramach ograniczenia niskiej emisji. Zaproponowano zastępowanie węgla przyjaznymi dla środowiska nośnikami energii, co przyniosłoby znaczną poprawę sprawności spalania, od 20-50%. Przedsięwzięcie będzie więc polegało na likwidowaniu pieców i kotłowni węglowych i zastępowaniu ich na wysokosprawnymi i przyjaznymi dla środowiska źródłami ciepła. Dzięki tego typu przedsięwzięciom miasto ma szansę postępowego poprawienia stanu powietrza atmosferycznego, a co za tym idzie jeszcze szybszego rozwoju także w zakresie turystyki i rekreacji. Szczególnie ważna dla miasta jest inicjatywa wymiany źródeł węglowych na proekologiczne. W zatwierdzonym przez Radę Miasta Programie Ochrony Środowiska Miasta Bielsko – Biała w ramach poprawy jakości powietrza przewiduje się realizację zadania: „Czyste powietrze w Bielsku – Białej”. W ramach ww. zadania przewiduje się realizację 11 różnych przedsięwzięć w czterech obszarach. Jednym z głównych obszarów (obszar I) jest „ograniczenie emisji z tzw. ‘niskich źródeł’ zanieczyszczeń powietrza w tym: - przedsięwzięcie nr 1 „Uciepłownienie bielskiej Starówki”; - przedsięwzięcie nr 2 „Uciepłownienie budynków w centrum miasta Bielska – Białej; - przedsięwzięcie nr 3 „Ograniczenie niskiej emisji w budownictwie rozproszonym”. W poniższych rozdziałach dokonano charakterystyki przedsięwzięć 1 – 3. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 82 8.1. Uciepłownienie bielskiej Starówki Zakres przedsięwzięcia: Likwidacja pieców ceramicznych i kotłów węglowych w budynkach kwartału ograniczonego ulicami: Zamkowa, Sikorskiego, Waryńskiego, Nad Niprem, Plac Chrobrego w zabytkowej, rewitalizowanej części miasta - bielskiej Starówce. Zakres rzeczowy: • wykonanie wewnętrznych instalacji grzewczych w rewitalizowanych budynkach w połączeniu z częściową termomodernizacją budynków, • dokończenie budowy sieci cieplnych zasilających budynki oraz węzłów cieplnych w budynkach na pokrycie zapotrzebowania na ciepło w ilości 11,5 MWt. Stan przygotowania inwestycji: • realizowana jest koncepcja uciepłownienia Starówki oraz projekty sieci cieplnych dla I etapu modernizacji i rozbudowy sieci, • realizowane jest „Studium wykonalności przebudowy płyty Rynku oraz modernizacja sieci uzbrojenia terenu bielskiej Starówki”, które jest pierwszym etapem rewitalizacji Bielskiej Starówki, • zrealizowano plan odbudowy i remontu jednego budynku. Potrzeba przygotowania inwestycji: • opracowanie programu operacyjnego na rewitalizację budynków Starówki, • wykonanie i uzgodnienie dokumentacji technicznej rewitalizacji budynków w tym części energetycznej. Uwarunkowania realizacji: • zbudowanie programu operacyjnego rewitalizacji Starówki z zabezpieczonymi środkami finansowymi na jego realizację opartego na uzgodnieniach z wszystkimi właścicielami budynków oraz podmiotami gospodarczymi, • dofinansowanie wykonania sieci energetycznych (ciepło sieciowe, gaz i energia elektryczna). Harmonogram realizacji, przewidywane koszty oraz źródło finansowania przedsięwzięcia: • realizację inwestycji planuje się na lata 2004 – 2015, • przewidywany pełny koszt inwestycji zakładającej realizację rewitalizacji czterech kwartałów przyrynkowych, modernizacji sieci uzbrojenia terenu oraz przebudowy płyty Rynku wynosi 135 mln zł, • realizacja pierwszego etapu rewitalizacji Bielskiej Starówki tzn. przebudowy płyty Rynku oraz modernizacji sieci uzbrojenia terenu (bez budowy wewnętrznych instalacji grzewczych) na postawie Studium Wykonalności wynosi 13,12 mln zł, • źródłami finansowania programu rewitalizacji będą środki budżetowe Miasta Bielsko – Biała, środki właścicieli i użytkowników budynków, środki przedsiębiorstw PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA przeprowadzających uzbrojenie terenu, środki pomocowe 83 krajowe i fundusze zagraniczne. 8.2. Uciepłownienie budynków w centrum miasta Bielsko-Biała Zakres przedsięwzięcia: Wyeliminowanie niskosprawnych i zanieczyszczających środowisko pieców ceramicznych i kotłów węglowych w 140 budynkach administrowanych przez jednostki komunalne, w wyniku zainstalowania w tych budynkach systemów grzewczych zasilanych z sieci ciepłowniczej. Zakres rzeczowy: • budowa sieci cieplnej i węzłów cieplnych na pokrycie zapotrzebowania szczytowego na ciepło ok. 8,3 MWt • budowa wewnętrznej instalacji grzewczych i termomodernizacja budynków. Potrzeby w przygotowaniu inwestycji: • wykonanie audytów energetycznych w 140 budynkach, • weryfikacja koncepcji i studium wykonalności na warunki 2006 roku, • uzgodnienia z właścicielami i administratorami budynków w zakresie technologii i inżynierii finansowania, • wykonanie projektów technicznych i kosztorysów wykonawczych. Uwarunkowania realizacji inwestycji: • zatwierdzenie planu zaopatrzenia miasta Bielsko-Biała w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, • opracowanie programu uciepłownienia budynków, uzgodnionego ze wszystkimi zainteresowanymi stronami: Urząd Miasta - właściciele budynków - dostawca ciepła, • pozyskanie zewnętrznych środków dofinansowania programu dla zapewnienia realizacji inwestycji. Stan przygotowania inwestycji: • istnieje dokumentacja - koncepcja i studium wykonalności - pt. "optymalizacja uciepłownienia budynków mieszkalnych ogrzewanych piecami ceramicznymi w BielskuBiałej z 1996 roku. Harmonogram realizacji, przewidywane koszty oraz źródło finansowania przedsięwzięcia: • realizację inwestycji planuje się na lata 2004 – 2015, • koszt realizacji inwestycji szacowany jest na 33 mln zł, w tym 10 mln na budowę sieci cieplnej i węzłów cieplnych, 20 mln zł na instalacje wewnętrzne i termomodernizacje budynków, PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA • 84 źródłami finansowania przedsięwzięcia będą środki budżetowe Miasta Bielsko – Biała, środki właścicieli i użytkowników budynków, środki PK Therma, środki pomocowe krajowe i fundusze zagraniczne. 8.3. Ograniczenie niskiej emisji w budownictwie rozproszonym Zakres przedsięwzięcia: Modernizacja źródeł ciepła budynków jednorodzinnych i budownictwa rozproszonego przez wymianę starych nieefektywnych kotłów węglowych na wysokosprawne i przyjazne dla środowiska źródła ciepła. Zakres rzeczowy: • wymiana ok. 1900 starych niskosprawnych kotłów węglowych o mocy od 15 - 200 kWt na efektywne i przyjazne źródła ciepła w ciągu trzech lat (kotły na paliwa kopalne i alternatywne – np. kotły na biomasę; inne źródła ciepła - pompy ciepła itp.) Stan przygotowania inwestycji: • doświadczenia realizacji inwestycji na przykładzie miasta Tychy. Potrzeby w przygotowaniu inwestycji: • popularyzacja inwestycji wśród właścicieli domów, • ankietyzacja i inne formy rozpowszechnienia przedsięwzięcia, • deklaracje właścicieli na wymianę istniejących kotłów węglowych, • zbudowanie programu operacyjnego w tym: kryteriów, wybór technologii i urządzeń, inżynieria finansowania, wybór operatora programu, sposób i harmonogram realizacji programu, sposób monitorowania efektów. Uwarunkowania realizacji inwestycji: • zatwierdzenie planu zaopatrzenia miasta Bielsko-Biała, • opracowanie programu operacyjnego i dokonanie niezbędnych uzgodnień między zainteresowanymi stronami: Urząd Miasta - właściciele budynków - operator - źródła dofinansowania (2004/2005r.), • pozyskanie deklaracji od właścicieli budynków wymiany kotłów węglowych w zakresie co najmniej 20% całkowitej populacji domów jednorodzinnych, • pozyskanie źródeł finansowania programu (niskooprocentowane pożyczki, dotacje) w zakresie co najmniej 50% całkowitych kosztów inwestycji. Harmonogram realizacji, przewidywane koszty oraz źródło finansowania przedsięwzięcia: • realizację inwestycji planuje się na lata 2005 – 2007, • przewidywane koszt na realizację programu są następujące: ¾ przygotowanie programu i jego rozpowszechnienie 0,15 mln zł ¾ zarządzanie programem 0,35 mln zł ¾ wymiana 1900 kotłów węglowych na wysokosprawne kotły węglowe, gazowe i na drewno oraz inne PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 85 źródła ciepła (pompy ciepła) 21,69 mln zł RAZEM • 22,19 mln zł źródłami finansowania przedsięwzięcia będą środki budżetowe Miasta Bielsko – Biała (GFOŚiGW), środki właścicieli i użytkowników budynków, środki PK Therma, środki pomocowe krajowe (WFOŚiGW, NFOŚiGW lub Ekofundusz) i fundusze Unii Europejskiej. Poniżej szczegółowo przeanalizowano możliwość wdrożenia inwestycji związanej z ograniczeniem niskiej emisji w budownictwie rozproszonym. Głównym kierunkiem modernizacji systemu ogrzewnictwa w budownictwie rozproszonym na obszarze Bielska - Białej będzie wymiana starych, niskosprawnych kotłów i pieców na nowoczesne kotły węglowe w technologii bezdymnego spalania węgla. Kotły te w zakresie mocy do 1 MW charakteryzują się wysoką sprawnością energetyczną przekraczającą 80% oraz obniżeniem szkodliwej emisji 10. – 15. krotnie w stosunku do kotłów tradycyjnych. W uzasadnionych przypadkach modernizacja systemów grzewczych nastąpi w kierunku nowoczesnych na kotów na biomasę, kotłów olejowych i na gaz sieciowy o sprawnościach energetycznych powyżej 85%. Do określenia nakładów inwestycyjnych i efektu ekologicznego proponowanych przedsięwzięć przyjęto założenia: • inwestycja realizowana przez cztery lata; • wymiana źródeł węglowych starego typu w 18% budynków jednorodzinnych, w tym: o 75% kotły węglowe wysokosprawne, o 15% kotły na biomasę, o 7,5% kotły na gaz ziemny, o 1,5% kotły olej opałowy, o 1,0% pompy ciepła. Ze względu na efekt ekologiczny wynikający z wprowadzenia tych przedsięwzięć i oczekiwania mieszkańców gmina ma możliwość wystąpienia z wnioskiem o dotację lub preferencyjny kredyt z NFOŚiGW, WFOŚiGW, Ekofunduszu i z funduszy Unii Europejskiej. Sumaryczny efekt ekologiczny w wyniku wdrożenia programu niskiej emisji przedstawiono w tabeli 27. Tabela 27 Efekt ekologiczny w wyniku wdrożenia programu ograniczenia niskiej emisji Wyszczególnienie Pył SO2 NOx Jednostka Mg/a Mg/a Mg/a Stan Stan istniejący projektowany 294,5 120,5 167,5 32,4 13,1 36,4 Efekt ekol.bezwzgl. 173,9 135,1 -23,3 Efekt ekol.wzgl. 59,06% 80,64% -177,93% PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA CO B-a-P CO2 Mg/a Kg/a Mg/a 1308,7 261,7 24211,3 21,4 0,0 18965,7 1287,3 261,7 5245,6 86 98,36% 100,00% 21,67% PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 9. 1) 87 PODSUMOWANIE/STRESZCZENIE DECYZYJNE PROPOZYCJI PRZEDSIĘWZIĘĆ DO PLANU ZAOPATRZENIA BIELSKA-BIAŁEJ W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE Rynek ciepła od początku lat dziewięćdziesiątych charakteryzuje się znaczącym i ciągłym aż do 2004/2005r spadkiem zapotrzebowania na ciepło. Stwarza to dużą niepewność w prognozowaniu zapotrzebowania na ciepło, szczególnie w długim horyzoncie czasu, w tym po roku 2010. Dla propozycji przedsięwzięć do planu przyjęto najbardziej aktualną prognozę (2005r.) zapotrzebowania na ciepło po 2010 tj. w wielkości 343 MWt. Największą niepewność do oceny zapotrzebowania na ciepło wnosi niestabilna sytuacja odbiorców przemysłowych, których wpływ na zapotrzebowanie jest duży (do 45% obecnego zapotrzebowania na ciepło). 2) Likwidacja urządzeń wytwórczych ciepła do 2010 roku w EC-1 PKE/ZEC SA Bielsko-Biała i Ciepłowni Wapienica/PK Therma stwarza po 2010 roku niedobór mocy cieplnej rzędu 190 MWt w stosunku do zweryfikowanej prognozy zapotrzebowania na moc w wysokości 343 MWt. Potrzebne są nowe źródła ciepła na pokrycie tego niedoboru. 3) W wyniku restrukturyzacji systemu ciepłowniczego i dostosowania go do zasadniczo zmieniającego się rynku ciepła w Bielsku-Białej, w 2010 roku centralny system ciepłowniczy będzie systemem ciepłej wody. Zanika praktycznie system parowy i w 2010 roku ograniczy się do jednego odbiorcy, tj. Zakładów Tłuszczowych "Bielmar. 4) Biorąc pod uwagę kryterium nierosnących cen ciepła dla odbiorców, najkorzystniejszym wariantem odbudowy części mocy cieplnej jest zbudowanie w miejscu EC-1: - dwóch kotłów parowych OR-16 opalanych węglem, o mocy 12,8 MWt każdy, - kotła wodnego WP-120, o mocy 140 MWt, opalanego węglem, - kotła wodnego WP-70, o mocy 81 MWt, opalanego węglem, Zamknięcie zapotrzebowania na ciepło w Bielsku-Białej stanowić będą istniejące jednostki wytwórcze w EC-2 5) Dla zrealizowania wariantu odbudowy mocy wytwórczej źródeł jak w pkt 4 niezbędne jest poniesienie nakładów inwestycyjnych po stronie źródeł ciepła w wysokości ok. 90 mln zł. Nakłady te mogą się zwrócić przy utrzymaniu granicznej ceny ciepła dla odbiorców w wysokości do ok. 45 zł/GJ (brutto) i solidarnych działaniach na rzecz racjonalizacji kosztów przez PKE/ZEC bielsko-Biała i PK "Therma" Bielsko-Biała w istniejących systemach wytwórczych, przesylowych i dystrybucyjnych. 6) Zaproponowane przedsięwzięcia inwestycyjne dla zapewnienia zaopatrzenia Bielska-Białej w ciepło są obarczone najmniejszym, w stosunku do innych rozpatrywanych wariantów, aczkolwiek ciągle dużym ryzykiem ze strony niepewnych prognoz (jak w pkt. 1 podsumowania). Potrzebne jest uważne i w miarę częste monitorowanie stanu rynku energii w Bielsku-Białej, a szczególnie zapotrzebowania ciepła. W propozycjach do planu jako PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 88 ważne przedsięwzięcie wprowadzono wdrożenie takiego systemu monitorowania. Wyniki monitoringu oceniać lub weryfikować będą przyjęty zakres inwestycyjny, ale na tyle wczesnie, by zapewnić bezpieczne zaopatrzenie odbiorców miasta w cieplo po roku 2010, tj. po likwidacji istniejących jednostek wytwórczych w - EC-1. Monitoring zapotrzebowania na moc cieplną w najbliższych latach będzie podstawą do weryfikacji harmonogramu likwidacji i odbudowy nowych jednostek wytwórczych w EC-1. 7) W propozycjach wykorzystania odnawianych źródeł energii w zaopatrzeniu miasta w paliwa i energię ujęto te przedsięwzięcia, których realizacja jest konieczna i realna. Znaczący wzrost energii z odnawialnych źródeł ciepła będzie miało zastosowanie biomasy we współspalaniu z węglem w kotle fluidalnym bloku cieplowniczego w EC-2. Potencjalnie może powstać szansa dla okolicznego rolnictwa i lesnictwa upraw energetycznych (ok. 580 hektarów) i kontraktacji biomasy. 8) Ograniczenie emisji zanieczyszczeń powietrza z tzw. niskich źródeł emisji winno przynieść znaczący krok w poprawie jakości powietrza w mieście. Zaproponowane przedsięwzięcia wyznaczają program działań w rozproszonych budynkach jednorodzinnych do 2007 roku i w budynkach centrum miasta i starówki do 2015 roku. 9) Dla realizacji przedsięwzięć planu winna być podpisana kierunkowa umowa realizacyjna między Urzędem Miasta a partnerami planu, szczególnie między UM Bielsko-Biała, PKE/ZEC SA i PK "Therma". Umowy te winny obejmować proponowane przedsięwzięcia planu jak w syntetycznym zestawieniu – Tabela 28. PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 89 10. SYNTETYCZNE ZESTAWIENIE PROPONOWANYCH PRZEDSIĘWZIĘĆ Tabela 28 Syntetyczne zestawienie proponowanych przedsięwzięć do planu zaopatrzenia Bielska-Białej w ciepło. energię elektryczną i paliwa gazowe 1.1 Charakterystyka przedsięwzięcia Razem Okres realizacji Odbudowa źródeł ciepła i modernizacja systemu ciepłowniczego Uzgodnienie zakresu i sposobu odbudowy źródeł ciepła i modernizacji systemu ciepłowniczego między: UM Bielsko-Biała, PKE S.A. i PK Therma, w tym: zasilania systemu ciepłowniczego z dwóch źródeł, tj. elektrociepłowni EC-2 i nowych lub zmodernizowanych w elektrociepłowni EC-1, przeznaczenie terenu obecnej EC-1 na jeden z głównych kierunków zasilania systemu ciepłowniczego, form organizacyjnych i właścicielskich zmodernizowanych lub nowych urządzeń wytwórczych w EC-1, w tym potencjalnej konsolidacji firmy wytwórczej i dystrybucyjnej, przystąpienia do następnych faz przygotowania i realizacji inwestycji UM Bielsko-Biała Negocjacje merytoryczne i organizacyjne II – III kwartał 2006 1 Propozycje przedsięwzięć jednostka odpowiedzialna beznakładowe Lp. Nakłady finansowe (tys zł) Środki UE NFOŚi WFOŚi Ekofun Budżet własne ZPO GW GW dusz gminy inwestoRR rów PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA 1.3 1.4 PKE/ZEC Bielsko – Biała Wybór przedsięwzięć ze studium wykonalności i sposobu sfinansowania inwestycji, w tym przygotowanie aplikacji do potencjalnych źródeł finansowania PKE/ZEC Bielsko – Biała i UM BielskoBiała Ustalenia i dokumenty formalno-prawne Studium wykonalności w standardzie wymogów funduszy pomocowych Unii Europejskiej Aplikacja do odpowiednich źródeł finansowania, w tym do funduszu ZPORR/UE Razem Okres realizacji IV kwartał 2006 – I kwartał 2007 Zabezpieczenie formalne wykonalności odbudowy źródeł i modernizacji systemu ciepłowniczego: - podpisanie umów między UM Miasta a PKE Therma na realizacje programu odbudowy i modernizacji (stosownie do Art. 20 Ust. 5 Ustawy Prawo Energetyczne) - ustalenie terenów EC-1 jako przeznaczonych do jednego z głównych kierunków zasilania systemu ciepłowniczego w studium lub planie zagospodarowania przestrzennego miasta BielskoBiała UM Bielsko – Biała/Rada Miasta Wykonanie studium wykonalności odbudowy źródeł ciepła i modernizacji systemu ciepłowniczego Charakterystyka przedsięwzięcia beznakładowe 1.2 Propozycje przedsięwzięć jednostka odpowiedzialna Nakłady finansowe (tys zł) Środki UE NFOŚi WFOŚi Ekofun Budżet własne ZPO GW GW dusz gminy inwestoRR rów Ewentualna refundacja Lp. 90 Ok. 200 ZEC BielskoBiała baznakładowe III – IV kwartał 2006 I – II kwartał 2007 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA Propozycje przedsięwzięć jednostka odpowiedzialna Charakterystyka przedsięwzięcia Zabezpieczenie modelu sfinansowania, przyjęcie harmonogramu realizacji przedsięwzięć inwestycyjnych i wyłonienie głównego wykonawcy inwestycji Ustalenie wykonalności finansowej i sekwencji realizacji inwestycji 1.5 PKE/ZEC Bielsko-Biała Realizacja inwestycji 1.6 2 PKE/ZEC Bielsko-Biała * będzie zweryfikowane w studium wykonalności Monitorowanie stanu zaopatrzenia Miasta Bielsko-Biała w paliwa i energię oraz realizacji założeń do planu i planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe Urząd Miasta Bielsko – Biała 3 Budowa i włączenie do ruchu nowych jednostek wytwórczych - stworzenie systemu monitoringu, pozyskanie podstawowych informacji i dla Komitetu Sterującego/Rady Energetycznej miasta Bielsko-Biała, przygotowanie okresowych ocen i raportów dla głównych podmiotów lokalnych systemów energetycznych oraz dla władz miasta. Propozycje w zakresie wykorzystania odnawialnych źródeł energii Nakłady finansowe (tys zł) Środki UE NFOŚi WFOŚi Ekofun Budżet własne ZPO GW GW dusz gminy inwestoRR rów W zależności od przyjętego modelu własnościowego nowych inwestycji potencjalnie do 50% (60% kogeneracja) Lp. 91 Struktura finansowania będzie ustalona w oparciu o dostępność dofinansowania ze źródeł pomocowych Razem II – III kwartał 2007 beznakła dowe Min 18000 ZEC BielskoBiała Okres realizacji *90000 W ramach zadań Biura Pełnomocnika Zarządu d/s Zarządzania Energią (dodatkowe koszty związane z monitoringiem wynoszą ok. 16 tys. zł) 20082010 od 2006 PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA Lp. Propozycje przedsięwzięć jednostka odpowiedzialna Charakterystyka przedsięwzięcia Nakłady finansowe (tys zł) Środki UE NFOŚi WFOŚi Ekofun Budżet własne ZPO GW GW dusz gminy inwestoRR rów 3.1 Modernizacja gospodarki energetycznej Oczyszczalni Ścieków AQUA S.A. w Komorowicach Urząd Miasta Bielsko – Biała Wykorzystanie biogazu dla celów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła; biogaz pozyskiwany z fermentacji osadów ściekowych. - 1 267 3.2 Plan zastosowania energii słonecznej do ogrzewania wody użytkowej w Domu Pomocy Społecznej przy ul. Żywieckiej 15 Urząd Miasta Bielsko – Biała Zainstalowanie kolektorów słonecznych w celu pozyskiwania c.w.u; inwestycja ta ma charakter pilotażowy i w przypadku korzystnych wskaźników ekonomicznych będzie powielana przez gminę w innych obiektach tego rodzaju. - - 3.3 Edukacja ekologiczna: budowa Centrum Odnawialnych Źródeł Energii Urząd Miasta Bielsko – Biała 3.4 Zakładanie upraw energetycznych na terenie gminy Plantatorzy Partnerzy: Urząd Miasta ZEC Bielsko - Biała 92 35 - - 609* Okres realizacji 271 272 1 810 do 2007 - 15 50 2006 b.d. zadanie w fazie koncepcyjnej do 2007 4 640 2006 2009 Utworzenie ośrodka szkoleniowego dla celów dydaktycznych wyposażonego m.in. w kolektory słoneczne, ogniwa fotowoltaiczne, małą elektrownię wiatrową, pompy ciepła a także kocioł na biomasę. Realizacja tego typu placówki szkoląca osoby z terenu gminy Bielska-Białej i okolic w zakresie technik OŹE ma na celu zwiększenie oferty dydaktycznej gminy, stworzenie nowych zawodów. Pozyskanie biomasy z plantacji o powierzchni 580 ha na potrzeby współspalania w EC2 Razem 580* 3451* PLAN ZAOPATRZENIA W CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I PALIWA GAZOWE NA OBSZARZE MIASTA BIELSKO - BIAŁA Lp. 3.5 4 4.1 4.2 4.3 Propozycje przedsięwzięć jednostka odpowiedzialna Przystosowanie instalacji do współspalania biomasy z węglem w bloku BC50 w EC2 ZEC Bielsko – Biała Charakterystyka przedsięwzięcia 93 Nakłady finansowe (tys zł) Środki UE NFOŚi WFOŚi Ekofun Budżet własne ZPO GW GW dusz gminy inwestoRR rów ZEC Bielsko – Biała deklaruje zastosowanie biomasy na poziomie do 5% udziału masowego w całkowitej ilości spalanego paliwa w palenisku fluidalnym. Oszacowano, że zapotrzebowanie na biopaliwo wyniesie ok. 12 tys. ton/rok. Razem Okres realizacji Przedsię wzięcie beznakła dowe 2007 2008 Ograniczenie niskiej emisji Uciepłownienie bielskiej Starówki Urząd Miasta Bielsko – Biała Uciepłownienie budynków komunalnych w centrum miasta Bielsko-Biała Urząd Miasta Bielsko – Biała Ograniczenie niskiej emisji w budownictwie rozproszonym Urząd Miasta Bielsko – Biała Likwidacja pieców ceramicznych i kotłów węglowych w budynkach w zabytkowej, rewitalizowanej części miasta - bielskiej Starówce o łącznym zapotrzebowaniu na ciepło w ilości 11,5 MWt. Wyeliminowanie niskosprawnych i zanieczyszczających środowisko pieców ceramicznych i kotłów węglowych w 140 budynkach administrowanych przez jednostki komunalne, w wyniku zainstalowania w tych budynkach systemów grzewczych zasilanych z sieci ciepłowniczej o łącznej mocy 8,3 MWt Wymiana 2000 starych, nieefektywnych kotłów węglowych w budynkach jednorodzinnych i budownictwie rozproszonym na wysokosprawne i przyjazne dla środowiska źródła ciepła o łącznej mocy ok. 50 MWt 3 000 3 000 5 000 10 845 10 000 4960*** 2 160 13 120** 20062015 13000* ** 5 000 PK Therma 33 000 20042015 21 690 20042007 10455* ** * koszty związane z założeniem plantacji; o pozyskanie środków występuje gmina ( WFOŚ – zakup sadzonek, EkoFundusz – dopłata 1000 zł do 1ha uprawy ) ** koszty dotyczą realizacji pierwszego etapu rewitalizacji Bielskiej Starówki tzn. przebudowy płyty Rynku oraz modernizacji sieci uzbrojenia terenu – pełny koszt rewitalizacji czterech kwartałów przyrynkowych, modernizacji sieci uzbrojenia terenu oraz przebudowy płyty Rynku wynosi 135 mln zł *** w tym środki właścicieli i użytkowników budynków
