8. Zasoby energii odnawialnej na terenie miasta

Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
VI. Restrukturyzacja i rozwój systemów energetycznych
1. Cele główne planowania energetycznego
Przekształcenia i rozwój infrastruktury energetycznej powinny być ściśle związane z przyjętą
przez gminę strategią i postawionymi celami. Rozwijając istotę planowania energetycznego,
można generalnie cele ująć w sposób następujący:
Cel 1: Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego miasta w zakresie zaspokojenia jego
potrzeb energetycznych poprzez stosowanie właściwych technik i technologii,
rodzajów nośników energetycznych, rozwiązań organizacyjno-własnościowych oraz
wprowadzenie racjonalnych zasad funkcjonalnych, wynikających ze zintegrowanego
planowania gospodarki energetycznej. Problem bezpieczeństwa energetycznego dużej
gminy miejskiej, takiej jak gmina Poznań, jest ważnym zadaniem władz miasta. Jest to
problem wieloaspektowy, gdyż należy uwzględnić wiele parametrów ciągle się
zmieniających. Generalnie bezpieczeństwo energetyczne powinno być rozumiane jako
stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego
zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię, w sposób technicznie i ekonomicznie
uzasadniony - przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska.
Cel 2: Minimalizacja kosztów paliw i nośników energetycznych oraz opłat za usługi
energetyczne, poprzez stworzenie lokalnego rynku energii i możliwości konkurencji
występującej pomiędzy uczestnikami tego rynku, co oznacza stworzenie systemu
uniemożliwiającego lub utrudniającego tworzenie się monopolu lokalnego z jego
atrybutami cenotwórczymi.
Cel 3: Ograniczenie zanieczyszczenia środowiska naturalnego, głównie poprzez obniżenie
emisji zanieczyszczeń powietrza atmosferycznego z obiektów energetycznych: pyły,
SO2, NOx, CO2.
Warunkiem osiągnięcia wymienionych celów jest uzyskanie niezbędnego społecznego
poparcia dla realizacji zdefiniowanych programów, jednocześnie powinny być również
łagodzone ewentualne konflikty społeczne na danym obszarze gminy.
Istotnym elementem są również priorytety wynikające z polityki energetycznej i innych
przesłanek istotnych dla społeczności lokalnej.
W przypadku miasta Poznania - szczególnie w sektorze zaopatrzenia w ciepło - są one
następujące:
 wykorzystywanie istniejących rezerw centralnego układu zaopatrzenia w energię cieplną
MSC (ZEC-P S.A. & PEC S.A.),
 rozwój MSC dla zaopatrzenia w energię cieplną obszarów, na których istnieją jeszcze
źródła węglowe,
 wykorzystanie lokalnych zasobów energii odnawialnej (odpady komunalne),
 maksymalizacja wykorzystania zasobów energii odnawialnej,
 optymalizacja czynników lokalizacyjnych (uwarunkowania urbanistyczne i infrastrukturalne) - aby lepiej wykorzystać rezerwy istniejących systemów,
 obniżanie wskaźników energetyczno-ekologicznych stosowanych technologii (WEP, WCO2)
- co prowadzi do zmniejszania zużycia energii pierwotnej i obciążenia środowiska,
 minimalizacja konfliktów społecznych.
Stąd też dla wyboru właściwych kierunków rozwoju oraz sposobu zaopatrzenia w energię,
analizy w planowaniu energetycznym prowadzi się dla obszarów, na których istnieją już sieci
dostarczające media energetyczne oraz dla obszarów, na których mają być prowadzone nowe
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
296
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
inwestycje. Złożoność zagadnienia wymaga dla jego rozwiązania stosowania
wielokryterialnych metod wspomagania podejmowania decyzji.
Przy ocenie powinny być brane pod uwagę następujące kryteria:
 kryteria ekonomiczne - np. wskaźniki NPV (wartość bieżąca netto) i IRR (wewnętrzna
stopa zwrotu),
 scenariusze polityki energetycznej państwa (podatki energetyczno-ekologiczne, polityka
regulacyjna, subwencje, zintegrowane zarządzanie energią i środowiskiem),
 polityka taryfowa Urzędu Regulacji Energetyki,
 polityka społeczna gminy,
 bezpieczeństwo energetyczne.
Potrzeba takiej optymalizacji wynika z tego, że poszczególne rodzaje potrzeb w zakresie
zaopatrzenia w energię mogą być pokryte przy wykorzystaniu różnych nośników
energetycznych. Przykładowo:
 potrzeby cieplne w zakresie ogrzewania i ciepłej wody mogą być pokryte przez system
ciepłowniczy, system gazowniczy, system elektroenergetyczny lub źródła własne,
 potrzeby cieplne na przygotowanie posiłków mogą być pokryte przez system gazowniczy,
elektroenergetyczny lub źródła własne,
 potrzeby elektroenergetyczne w zakresie oświetlenia i użytkowania urządzeń
elektrycznych mogą być pokryte przez system elektroenergetyczny lub źródła własne.
Istnieje więc możliwość konkurencji między różnymi systemami sieciowymi, ale
podstawowy problem leży w tym, aby ta konkurencja była czynnikiem wpływającym na
obniżanie ponoszonych przez sprzedawców kosztów i cen sprzedaży oferowanych przez nich
produktów. Taka zasada funkcjonuje w warunkach istnienia rynku, gdy odbiorcy mają
swobodę wyboru sprzedawcy, natomiast nieco inaczej przedstawia się funkcjonowanie
konkurencji w warunkach naturalnego monopolu (dostawy za pomocą sieci).
W przypadku dostaw za pośrednictwem kapitałochłonnych systemów sieciowych omawiana
zasada może funkcjonować tylko na etapie planowania i podejmowania decyzji o budowie
lub rozbudowie poszczególnych układów sieciowych. Optymalizacja kosztów ponoszonych
przez odbiorców jest bowiem możliwa tylko na etapie, gdy nie zostały jeszcze poniesione
wydatki inwestycyjne, które będą obciążać koszty stałe ponoszone przez sprzedawcę i
refundowane w opłatach ponoszonych przez odbiorców.
Należy tutaj dodać, że na lokalnych rynkach energii z punktu widzenia obrotu energią
najważniejszą rolę będą odgrywać elektrociepłownie - z uwagi na ich jednoczesną działalność
na dwóch rynkach, a mianowicie:
 rynku energii elektrycznej, na którym uczestnictwo wynika przede wszystkim ze specyfiki
skojarzonego wytwarzania energii,
 rynku energii cieplnej, który jest podstawowym rynkiem wymuszającym rytmikę i
wielkość produkcji, ściśle związanym z terenem, na którym istnieje dana sieć
ciepłownicza.
Jak wykazały doświadczenia zagraniczne, przy planowaniu inwestycji w zakresie gospodarki
energetycznej, najefektywniejsze jest zastosowanie metodyki zintegrowanego programowania
rozwoju energetyki, polegającej na łącznej optymalizacji strony popytowej i podażowej,
z wykorzystaniem możliwości tzw. kształtowania popytu na energię (DSM - Demand Side
Management) poprzez odpowiednią alokację środków rozwojowych ze strony podażowej na
popytową. Wprawdzie wydłuża to i komplikuje proces planistyczny, który zawierać musi
cyklicznie realizowane pętle obliczeniowe, ale z kolei daje nowe możliwości obniżenia
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
297
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
kosztów zaspokojenia potrzeb energetycznych i obniżenia energochłonności, znacznie
skuteczniejsze niż tradycyjne sposoby oddzielnej optymalizacji rozwoju systemów
energetycznych i racjonalizacji użytkowania energii. W sumie zastosowanie zintegrowanego
programowania rozwoju zapewnia pokrycie zapotrzebowania na energię użyteczną, dając
również istotne korzyści ekologiczne.
Z analiz tych wynika, że nie ma uzasadnienia ekonomicznego, społecznego i ekologicznego
doprowadzanie do odbiorców trzech systemów sieciowych, tj. elektroenergetycznego,
gazowniczego i ciepłowniczego. Potrzeby odbiorców w zakresie:
 ogrzewania i wentylacji budynków i przygotowania ciepłej wody,
 przygotowania posiłków,
 oświetlenia i użytkowania urządzeń elektrycznych,
 technologii,
powinny być pokrywane alternatywnie przez:
 system elektroenergetyczny i ciepłowniczy,
 system elektroenergetyczny i gazowniczy,
 system elektroenergetyczny i paliwa ciekłe lub stałe,
 system elektroenergetyczny (układy niekonwencjonalne z pompą ciepła, kolektorami
słonecznymi itp.).
Okazuje się bowiem, że doprowadzanie wszystkich trzech systemów sieciowych do odbiorcy
jest nieuzasadnione ekonomicznie, podobnie stosowanie gazu sieciowego tylko do
przygotowania posiłków w sektorze mieszkalnictwa nie jest opłacalne ekonomicznie dla
dostawcy gazu.
2. Analiza opłacalności podłączania nowych odbiorców do
systemów sieciowych
2.1. Wprowadzenie
Podjęcie optymalnych decyzji dotyczących kierunków rozwoju systemów zaopatrzenia w
ciepło, gaz przewodowy i energię elektryczną możliwe jest jedynie przy wykorzystaniu analiz
systemowych opartych o:
 Metodę planowania po najniższych kosztach (Least Cost Planning) opartą na porównaniu
kosztów całkowitych eksploatacji układów sieciowych jako sumy kosztów stałych i
kosztów zmiennych,
 Metody oceny opłacalności inwestycji oparte o obliczenie przepływów zdyskontowanych
środków finansowych – wartość bieżącą netto (NPV) i wewnętrzną stopę zwrotu (IRR),
 Wielokryterialne metody wspomagania podejmowania decyzji bazujące na zbiorze
kryteriów opisujących:
 wykorzystanie istniejących rezerw centralnych układów zaopatrzenia w ciepło,
 poprawę współczynnika skojarzenia istniejącego układu elektroenergetycznego,
 optymalizację czynników lokalizacyjnych (uwarunkowania urbanistyczne i
infrastrukturalne),
 stopień obciążenia środowiska naturalnego (uwarunkowania ekologiczne),
 optymalizację wykorzystania zasobów energii pierwotnej (uwarunkowania
sprawnościowe).
Planowanie rozwoju systemów zaopatrzenia w ciepło, gaz przewodowy i energię elektryczną
należy zatem do zadań krytycznych z punktu widzenia przyszłego funkcjonowania systemu
urbanistycznego jako całości. Popełnione na etapie planowania błędy nie są możliwe do
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
298
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
skorygowania na etapie budowy i tym bardziej eksploatacji układów sieciowych.
Konkurencja w tej dziedzinie możliwa jest wyłącznie na etapie planowania i projektowania
powyższych układów. Z punktu widzenia podmiotów tworzących rynek energii w rejonach
zurbanizowanych, do których zaliczyć możemy:
 Przedsiębiorstwa produkujące energię (Wytwórców),
 Przedsiębiorstwa zajmujące się przesyłem energii od wytwórcy do odbiorcy
(Dystrybutorów),
 Odbiorców,
najistotniejszymi wskaźnikami wpływającymi na podjęcie decyzji o realizacji określonego
wariantu zaopatrzenia w energię są:
 Wskaźnik całkowitych kosztów inwestycyjnych podłączenia odbiorców w danym
obszarze – wskaźnik szczególnie istotny dla dystrybutorów oraz w części również dla
wytwórców (wzrost kosztów stałych związany z wysokimi kosztami podłączenia
odbiorców może zniechęcić tych ostatnich do zakupu energii),
 Wskaźnik efektywności ekonomicznej podłączenia odbiorców (NPV, IRR) pozwalający
na określenie ceny równowagi sprzedaży energii odbiorcom umożliwiającej uzyskanie co
najmniej zwrotu poniesionych nakładów w przewidywanym horyzoncie czasowym –
podobnie jak pierwszy ze wskaźników jest on istotny dla dystrybutorów i wytwórców,
 Wskaźnik kosztów eksploatacyjnych dla odbiorców – wielkość będąca wynikiem analiz
ekonomicznych wskaźników NPV i IRR najbardziej istotna dla odbiorców jako
końcowych użytkowników energii.
Na rysunku VI2-1 przedstawiono schemat układu sieciowego zasilającego fragment obszaru
zurbanizowanego, dla którego planowane jest włączenie nowych odbiorców. Na bazie
poniższego schematu przedstawiono metodykę wyznaczania podstawowych wskaźników
pomocnych w podjęciu decyzji o rozwoju analizowanego systemu zaopatrzenia w energię.
ISTNIEJĄCY UKŁAD
SIECIOWY
OBSZAR
URBANISTYCZNY
Sieć magistralna
Qmax [MW]
Qco+went [MW]
Qcwu+t [MW]
Qr [MWh a-1]
A0 [ha]
q0 [MW ha-1]
Obiekt
KL,i
Przyłącze
Sieć rozdzielcza
Rys. VI2-1. Schemat rozwoju systemu zaopatrzenia w energię obszaru zurbanizowanego
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
299
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
2.2. Koszty inwestycyjne podłączenia nowych odbiorców
Budowa infrastruktury sieciowej pozwalającej na podłączenie nowych odbiorców wymaga,
zgodnie z rysunkiem VI2-1, budowy następujących elementów:
 Sieci magistralnej pozwalającej na doprowadzenie medium energetycznego od istniejącej
granicy zasięgu sieci do planowanego do podłączenia obszaru zurbanizowanego,
 Sieci rozdzielczej pozwalającej na dystrybucję medium energetycznego wewnątrz
obszaru,
 Przyłączy medium energetycznego do poszczególnych obiektów zlokalizowanych w
obszarze,
 Układów transformacji nośnika energii pierwotnej na nośnik wtórny wykorzystywany
bezpośrednio u odbiorców, w tym: węzłów cieplnych, stacji redukcyjnych gazu czy stacji
transformatorowych.
Przyjęty podział zamierzeń inwestycyjnych pozwala na wyznaczanie kosztów inwestycyjnych
rozbudowy i-tego systemu sieciowego w oparciu o równanie:
4
K L,i   K Li, j
(2.1)
j1
gdzie:
KLi,1
KLi,2
KLi,3
KLi,4
- koszty budowy infrastruktury magistralnej, tys. zł,
- koszty budowy infrastruktury rozdzielczej, tys. zł,
- koszty budowy przyłączy, tys. zł,
- koszty budowy układów transformacji energii pierwotnej na energię użytkową,
tys. zł,
Ocena różnych wariantów rozwoju systemów sieciowych w analizowanym obszarze
urbanistycznym może być oparta kryterium odległości - kLi, podane równaniem:
K
k L,i  1  m Li
(2.2)
 K Li
i 1
gdzie:
m – liczba potencjalnych wariantów rozbudowy układu sieciowego.
Koszt rozbudowy układu sieciowego, związany z budową sieci magistralnej zależy w głównej
mierze od odległości obszaru od istniejącego zasięgu sieci o wymaganej przepustowości oraz
od kryterium utrudnień realizacyjnych występujących na danych obszarze, którego definicja
oparta jest o następujące wskaźniki o preferencji malejącej:
a) wskaźnik konfiguracji terenu - Wkt - skala ocen <1 .. 5>,
b) wskaźnik istniejącej zabudowy - Wiz - skala ocen <1 .. 5>,
c) wskaźnik istniejącego uzbrojenia - Wiu - skala ocen <0 .. 10>,
d) wskaźnik układu komunikacyjnego - Wuk - skala ocen <1 .. 5>,
e) wskaźnik formy własności terenu - Wfw - skala ocen <1 .. 3>;
f) wskaźnik koniecznej modernizacji (adaptacji) obiektu -Wm - skala ocen <1 .. 5>.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
300
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Ostateczna wartość kryterium utrudnień realizacyjnych liczona jest w odniesieniu do sumy
maksymalnych wartości poszczególnych wskaźników opisujących:
n
,j
k iud

 w l Wli, j
l1
n

l 1
,
w l Wlmax
(2.3)
n
 w l 1
l1
gdzie:
wl
- waga wskaźnika Wl,
n = 6 wskaźników.
Pozostałe składowe kosztów inwestycyjnych rozbudowy układu sieciowego to jest koszty
związane z budową infrastruktury rozdzielczej, przyłączy oraz układów transformacji energii
pierwotnej, zależne są od:
 Wskaźnika chłonności energetycznej podłączanego obszaru – q0, będącego ilorazem
maksymalnej mocy przyłączeniowej obszaru do jego powierzchni, wyrażonego w MW na
hektar,
 Planowanego rodzaju zabudowy w obszarze (budownictwo mieszkalne wielo-,
jednorodzinne, budynki użyteczności publicznej, ...),
 Poziomu utrudnień realizacyjnych budowy układów sieciowych w obszarze.
2.3. Wskaźniki efektywności ekonomicznej rozbudowy infrastruktury sieciowej
Z punktu widzenia planowania zamierzeń inwestycyjnych w rozwój i modernizację istniejącej
infrastruktury sieciowej konieczna jest znajomość podstawowych wskaźników efektywności
ekonomicznej. Jedną z popularniejszych metod wyznaczania wyżej wymienionych
wskaźników jest metoda oparta o obliczenie przepływów zdyskontowanych środków
finansowych w postaci wartości bieżącej netto – NPV (Net Present Value), dla
przewidywanego okresu eksploatacji układu zaopatrzenia w energię.
Wskaźnik wartości bieżącej netto - NPV, wyznacza się zgodnie z zależnością:
n
NPVi  
t 1
gdzie:
NPVi
CFt,i
n
R
I0,i
CFt ,i
1  R t
 I 0,i
(2.4)
- wartość bieżąca netto dla i-tego projektu, tys. zł,
- przepływ środków finansowych związanych z i-tym projektem w roku t, tys. zł,
- liczba lat objętych analizą ekonomiczną,
- stopa dyskonta w okresie obliczeniowym,
- wartość początkowa inwestycji dla i-tego projektu, tys. zł.
Poddawana ocenie ekonomicznej inwestycja jest opłacalna, gdy wartość bieżąca netto
przyjmuje wartości dodatnie.
W przypadku rozbudowy układów sieciowych wartość początkowa inwestycji równa jest
nakładom finansowym obliczonym zgodnie ze wzorem (2.1).
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
301
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Przepływ środków finansowych związanych z uruchomieniem inwestycji dla każdego z lat
eksploatacji układu można wyznaczyć, przy założeniu stałej sprzedaży energii w okresie
obliczeniowym, z zależności:
CF1,i  Q r  C 0  a  e  i  u  I 0  (CC 0  TCO 2  TSO 2  TPHR )i  1  inf 1 ,
CF2,i  CF1,i  1  inf 2 ,
....
(2.5)
CFn ,i  CFn 1,i  1  inf n 
gdzie:
CFn,i - przepływ środków finansowych związanych z inwestycją w roku n, tys. zł,
Qr
- sprzedaż energii w ciągu roku obliczeniowego, kWh/a,
C0,i
- wyjściowa cena energii dla odbiorcy na początku okresu obliczeniowego,
zł/kWh,
infn
- wskaźnik inflacji na koniec n-tego roku obliczeniowego,
CC0,i - koszt zakupu paliwa pierwotnego na początku okresu obliczeniowego bez podatków
ekologicznych i energetycznych, tys. zł,
TCO2,i - roczna kwota podatku związanego z emisją dwutlenku węgla, tys. zł,
TSO2,i - roczna kwota podatku związanego z emisją dwutlenku siarki, tys. zł,
TPHR,i - roczna kwota podatku związanego z użytkowaniem energii pierwotnej, tys. zł,
a
- wskaźnik rocznej amortyzacji, %,
i
- wskaźnik kosztów napraw, %,
e
- wskaźnik kosztów eksploatacji, %,
u
- wskaźnik kosztów pozostałych, %.
Koszt zakupu nośnika energii pierwotnej w danym roku obliczeniowym związany jest ze
zużyciem tego nośnika w ciągu roku obliczeniowego oraz kosztem zakupu tego paliwa na
początku roku (bez uwzględnienia rocznej inflacji). Koszt powyższy, przy założeniu stałej
rocznej sprzedaży energii na cele na przykład centralnego ogrzewania, wentylacji
mechanicznej, przygotowania ciepłej wody użytkowej i technologii w ciągu całego okresu
obliczeniowego może być wyznaczony z zależności:
CC 0,i 
gdzie:
Wd
CP0,st
CP0,zm
r
Qco+w
Qcwu+t
1
 r ,i


Q

Q

Q
  r  CP0.zm   co  w   I  cwu  t   II   CP0,st 
Wd
 Wd

 Wd

(2.6)
- wartość opałowa paliwa pierwotnego, kWh/m3,
- opłata stała za paliwo pierwotne na początku okresu obliczeniowego, zł/m3h-1
- opłata zmienna za paliwo pierwotne na początku okresu obliczeniowego, zł/m3,
- sprawność użytkowa transformacji energii pierwotnej.
- obliczeniowe zapotrzebowanie na moc cieplną na cele centralnego ogrzewania i
wentylacji mechanicznej, kW,
- obliczeniowe średnie zapotrzebowanie na moc cieplną na cele przygotowania ciepłej
wody użytkowej i technologii, kW,
Przewidywane roczne zużycie energii dla w/w potrzeb przez odbiorców podłączonych do
scentralizowanego systemu energetycznego można wyznaczyć z zależności:
24


(2.7)
Q r  SD  Q
 8760  Q
co  w
cwu  t
t i  t e,obl
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
302
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
gdzie:
SD
- liczba stopniodni okresu ogrzewania (przyjęto dla Wielkopolski 3500),
ti
- obliczeniowa temperatura wewnętrzna, oC, (przyjęto +18 oC),
te,obl - obliczeniowa temperatura zewnętrzna, oC, (przyjęto -18 oC).
Analiza opłacalności inwestowania w rozwój systemów sieciowych w układzie
zurbanizowanym pozwala na określenie podstawowych wielkości ekonomicznych:
 Czasu zwrotu poniesionych nakładów inwestycyjnych przy obowiązujących na rynku
taryfach na energię,
 Jednostkowej ceny energii C0, którą można zaproponować odbiorcom w danym obszarze,
przy jednoczesnych zapewnieniu zakładanego poziomu przepływu środków finansowych
dla danego wariantu.
Druga z wymienionych wielkości jest szczególnie istotna w aspekcie decyzji potencjalnych
odbiorców o przyszłym korzystaniu z danego systemu sieciowego, ponieważ bezpośrednio
wpływa na wartość przyszłych kosztów eksploatacji układów zaopatrzenia w energię wyżej
wymienionych odbiorców.
2.4. Koszty eksploatacji układu zaopatrzenia w energię odbiorców
Obiektywizacja wyboru danego rozwiązania w zakresie zaopatrzenia w energię odbiorcy w
oparciu o kryteria kosztowe możliwa jest jedynie przy pełnej analizie kosztów całkowitych
eksploatacji układu uwzględniających zarówno koszty stałe jak i koszty zmienne.
Wyznaczone w ten sposób kryterium kosztowe daje informację dotyczącą łącznego kosztu
związanego z eksploatacją inwestycji, w wybranym przedziale czasowym. Łączny koszt
eksploatacji inwestycji wyrażany jest w wartości bieżącej (przyjętej na koniec okresu
realizacji inwestycji), określonej w oparciu o obliczone wartości kosztów ponoszonych w
kolejnych obliczeniowych etapach jej eksploatacji.
Wzór ogólny pozwalający na określenie przyszłej wartości sumy kosztów stałych i
zmiennych (kosztów całkowitych), wyrażonych w wartości bieżącej tych kosztów
przedstawia się następująco:
n
k c, p  
i 1
gdzie:
kc,p
kzm,i
kst,i
n
R
iinf,i
k st i 1  i inf,i i
1 + R i
n
+
i 1
k zm i 1  i inf,i i
1 + R i
(2.8)
- wartość przyszła kosztu całkowitego, obliczonego dla całego okresu eksploatacji,
- wartość kosztów zmiennych eksploatacji układu w i-tym roku obliczeniowym,
- wartość kosztów stałych eksploatacji układu w i-tym roku obliczeniowym,
- liczba lat, obejmująca cały okres obliczeniowy,
- stopa dyskonta,
- wskaźnik inflacji w roku obliczeniowym i.
Przez koszt stały rozumie się koszt uwzględniający następujące elementy, wyrażone w %
łącznej wartości inwestycji ponoszonej przez odbiorcę w celu korzystania z danego systemu
sieciowego (Iodb,i):
(i)
wskaźnik rocznej amortyzacji a (przyjęto tzw. stały odpis amortyzacyjny w skali roku,
rozłożony równomiernie na cały okres odliczeń),
(ii)
wskaźnik kosztów eksploatacyjnych e,
(iii) wskaźnik kosztów napraw i,
(iv)
wskaźnik kosztów pozostałych u (obejmujących m.in. koszty ubezpieczenia układu).
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
303
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Uwzględniając dodatkowo obciążenie inwestycji kosztami spłaty kredytu (roczna wartość
odsetek – Or,i), zaciągniętego dla realizacji danego wariantu systemu zaopatrzenia w energię
obiektu odbiorcy, koszt stały w roku obliczeniowym można wyrazić zależnością:
k st,i  I odb,i  a  i  e  u   O r ,i
(2.9)
Koszt zmienny związany jest z ilością energii dostarczanej z systemu energetycznego do
odbiorcy w ciągu roku i może być wyznaczony z równania:
n
k zm,i   Q r  C 0,i
(2.10)
j1
gdzie:
Qr
- roczne zużycie energii przez odbiorcę (przyjęte ze wskazań licznika zużycia energii
odbiorcy), MWh a-1,
C0,i
- cena jednostkowa sprzedaży j-tego nośnika energii w roku obliczeniowym „i”,
zł kWh-1.
Wyznaczona w oparciu o analizę wskaźnika NPV średnia cena jednostkowa sprzedaży energii
odbiorcom pozwalająca na uzyskanie zwrotu nakładów poniesionych na podłączenie nowych
obszarów winna być skonfrontowana ze sposobem taryfikacji nośników energii stosowanych
przez Wytwórców i Dystrybutorów energii.
Zgodnie w przepisami wykonawczymi do Ustawy Prawo Energetyczne cena jednostkowa
energii proponowana odbiorcom obejmuje trzy składowe:
3
C 0i   C 0i , j
(2.11)
j1
gdzie:
C0i,1 - składnik ceny związany ze zużyciem energii, ustalany według taryfy Wytwórcy,
zł kWh-1,
C0i,2 - składnik ceny związany z opłatą abonamentową za przyłącze, ustalany według taryfy
Dystrybutora, zł kWh-1,
C0i,3 - składnik ceny związany z opłatą przesyłową, ustalany według taryfy Dystrybutora,
zł kWh-1.
Składnik ceny związany z rzeczywistym zużyciem energii przez Odbiorcę, wyznaczany jest z
zależności:
C st
0i ,1
C 0i,1 
n
 Q ZAM i, j   j
j1
Qr
 C 0zm
i ,1
(2.12)
gdzie:
C0i,1st - składnik stały ceny energii związany z mocą zamówioną, zł MW-1 mc-1,
C0i,1zm - składnik zmienny ceny energii, zł kWh-1,
QZAMi,j – moc zamówiona w j-tym okresie roku, MW,
j
- czas trwania zamówienia na moc „j”, mc.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
304
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Składnik ceny energii związany z opłatą abonamentową, może być wyliczony z równania:
n
m  C st
0i , 2   j
C 0i , 2 
j1
(2.13)
Qr
gdzie:
m
- liczba przyłączy w obiektach Odbiorcy,
st
C0i,2 - składnik stały ceny energii związany z opłatą abonamentową, PLN mc-1.
Składnik ceny energii związany z opłatą przesyłową wyliczany jest z równania:
n

C st
0i,3  Q ZAM i, j   j
C 0i ,3 
j1
Qr
 C 0zm
i ,3
(2.14)
gdzie:
C0i,3st - składnik stały ceny energii związany z mocą zamówioną w przesyle,
PLN MW-1 mc-1,
zm
C0i,3 - składnik zmienny ceny energii w przesyle, PLN kWh-1,
QZAMi,j – moc zamówiona w j-tym okresie roku, MW,
j
- czas trwania zamówienia na moc „j”, mc.
Analiza wymienionych składników taryfowych ceny energii pozwala na identyfikację
podstawowych wielkości wpływających na ostateczną średnią cenę energii obciążającą
odbiorcę w danym okresie rozliczeniowym. Przy określonych zarówno przez Wytwórców jak
i Dystrybutorów energii oraz zatwierdzonych przez Urząd Regulacji Energetyki taryfach
podstawowymi determinantami średniej ceny energii stają się:
 Moc zamówiona przez odbiorców,
 Rzeczywiste zużycie energii przez odbiorców w ciągu roku, zależne między innymi od
warunków klimatycznych.
Można to zapisać w postaci ogólnej zależności:

Q

C 0i  C 0i  ZAM ,
 Qr 

Q
ZAM
  C 0i 
Qr
(2.15)
Zależność (2.15) odzwierciedla podstawowe tendencje w ustalaniu taryf oraz kształtowaniu
wielkości umownych w układzie:
Wytwórca  Dystrybutor  Odbiorca
Odbiorcy dążą do minimalizacji mocy zamówionej, opierając się na:
 Obniżeniu obliczeniowego zapotrzebowania na moc cieplną obiektów związanym z
przeprowadzonym procesem termomodernizacji,
 Korekcie związanej ze zmianą sposobu użytkowania obiektów, aktywnym wykorzystaniu
wewnętrznych zysków ciepła czy weryfikacji starych, często zawyżonych bilansów
energetycznych obiektów.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
305
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Dystrybutorzy energii poprzez akcje informacyjne oraz w ostatecznych przypadkach poprzez
wprowadzenie kar za przekroczenie mocy zamówionej starają się utrzymać moc zamówioną
na maksymalnym poziomie co przy obserwowanym obniżeniu liczby stopniodni kolejnych
sezonów ogrzewczych pozwala na stabilizację przepływu środków finansowych z ich
działalności operacyjnej.
Bardzo istotnym elementem jest również prowadzenie spójnej polityki taryfikacyjnej przez
Wytwórców i Dystrybutorów energii, tak by zapewniała ona sprawiedliwy udział opłat
stałych i zmiennych oraz czas ich rozliczania w obu podmiotach, szczególnie istotny przy
sezonowości świadczonych usług.
2.5. Przykład analizy opłacalności podłączenia nowych odbiorców
W celu określenia wpływu omawianych powyżej czynników na opłacalność podłączenia do
układów sieciowych nowych odbiorców, zlokalizowanych w określonej odległości od
dostępnych energetycznych zasobów sieciowych (zasobów o wymaganej przepustowości),
zbadano wrażliwość wyników analiz ekonomicznych na zmienność takich parametrów jak:
 Wielkość zapotrzebowania mocy cieplnej (mocy cieplnej zamówionej) przyłączanych
odbiorców,
 Stopień wykorzystania mocy cieplnej zamówionej przez odbiorców w ciągu roku,
 Wzrost kosztów zakupu paliwa pierwotnego związany z potencjalnym wprowadzeniem
podatków: energetycznego, od emisji dwutlenku węgla oraz dwutlenku siarki.
Podstawowym założeniem dla prowadzonych analiz było określenie skumulowanej ceny
jednostkowej sprzedaży ciepła C0, pozwalającej na uzyskanie równowagi zdyskontowanego
przepływu środków zainwestowanych w ciągu 10 lat obliczeniowych (wartość NPV 10=0), dla
każdego z możliwych wariantów rozwoju energetycznego systemu sieciowego.
Zestawienie wariantów obliczeniowych pokazano w tablicy VI2-1.
Tablica VI2-1. Warianty obliczeniowe analizy opłacalności podłączenia nowych odbiorców do układów
sieciowych
Moc zamówiona przez
odbiorców
[MW]
Czas wykorzystania mocy cieplnej zamówionej w ciągu
roku [h]
1800
2000
2400
Alt 01sc
Alt 11sc
Alt 21sc
1,0
Alt 01g
Alt 11g
Alt 21g
Alt 02sc
Alt 12sc
Alt 22sc
3,0
Alt 02g
Alt 12g
Alt 22g
Alt 03sc
Alt 13sc
Alt 23sc
5,0
Alt 03g
Alt 13g
Alt 23g
sc – sieć cieplna; g – sieć gazowa
Dodatkowo dla każdego z wariantów obliczeniowych dokonano przeliczeń dla zmiennych
sposobów taryfikacji nośników energii pierwotnej, uwzględniających dwa scenariusze
wprowadzenia podatków związanych ze zużyciem energii pierwotnej.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
306
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Wartość podatku związanego z wykorzystaniem energii pierwotnej dla produkcji ciepła
wyznaczono w oparciu o kryterium zużycia energii pierwotnej zgodnie z równaniem (2.16):
K PHR,i 
E P,i
E C,i
(2.16)
gdzie:
KPHR,i - kryterium ilości energii pierwotnej niezbędnej dla produkcji energii cieplnej przez
i-ty system zaopatrzenia w ciepło, kWh kWh-1,
EP,i
- ilość energii pierwotnej zużyta dla produkcji ciepła przez i-ty system w danym
okresie obliczeniowym, kWh,
EC,i
- produkcja ciepła przez i-ty system zaopatrzenia w ciepło w danym okresie
obliczeniowym, kWh.
Zależność na wartość podatku od wykorzystania energii pierwotnej opisana może być
równaniem (2.17):
TPHR,i    K PHR,i  CC 0,i
(2.17)
gdzie:
TPHR,i - roczna kwota podatku związanego z użytkowaniem energii pierwotnej, tys. zł,
CC0,i - roczny koszt zakupu paliwa pierwotnego na początku okresu obliczeniowego bez
Podatków ekologicznych i energetycznych, tys. zł,

- współczynnik zależny od przyjętego scenariusza wprowadzania podatku od
wykorzystania energii pierwotnej.
W ten sposób powstałe warianty dodatkowe oznaczono symbolami:
 Alt ****T1 - warianty związane z wprowadzeniem pierwszego scenariusza podatkowego
 = 0,5 (scenariusz przejściowy),
 Alt ****T2 - warianty związane z wprowadzeniem drugiego scenariusza podatkowego
 = 1,0 (scenariusz docelowy).
Dodatkowo w przeprowadzonych obliczeniach przyjęto następujące parametry techniczne
i ekonomiczne opisujące poszczególne warianty:
 Średnią wartość inflacji w okresie obliczeniowym – iinf = 7,0%,
 Średnią wartość stopy dyskonta w okresie obliczeniowym – R = 14%,
 Ceny energii cieplnej i gazu zgodnie z taryfami: Z-i dla gazu ziemnego zaazotowanego
(2001) oraz taryfami ZEC-P S.A. (2000/2001) i PEC S.A. (2000/2001) Poznań
w przypadku taryf dla ciepła,
 Współczynnik zależny od przyjętego scenariusza wprowadzenia podatku energetycznego
 = 1,0 (scenariusz docelowy).
 Wartości kryterium zużycia energii pierwotnej dla poszczególnych wariantów zgodne
z tablicą VI2-2,
 Koszty inwestycyjne budowy układów sieciowych wyliczone zgodnie z zależnością (1)
w oparciu o dane z działów inwestycyjnych PEC S.A. Poznań oraz PGNiG SA - WZG
Poznań – zgodne z tablicą VI2-3,
 Odbiorca ciepła o charakterze punktowym – brak konieczności budowy sieci rozdzielczej
i przyłączy.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
307
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Tablica VI2-2. Wartość kryterium zużycia energii pierwotnej dla poszczególnych wariantów
Sposób wykorzystania energii pierwotnej
Sieć cieplna PEC S.A. Poznań zasilana ze źródła
skojarzonego ZEC-P S.A.
Kotłownia gazowa niskoparametrowa tradycyjna o
sprawności użytkowej:
- Kocioł – 0,90,
- Sieć przesyłowa – 0,97
Wariant
KPHR,i
[kWh kWh-1]
Alt****sc
0,820
Alt****g
1,145
Tablica VI2-3. Wartość kosztów inwestycyjnych budowy układów sieciowych [tys. PLN]
Długość
układu
sieciowego
[m]
500
1000
2000
Moc źródła
[MW]
1,0
3,0
5,0
Sieć cieplna Sieć gazowa Sieć cieplna Sieć gazowa Sieć cieplna Sieć gazowa
Dn 100
Dn 63
Dn 150
Dn 90
Dn 200
Dn 125
500,0
70,0
750,0
85,0
1.000,0
110,0
1.000,0
110,0
1.500,0
135,0
2.000,0
180,0
2.000,0
190,0
3.000,0
235,0
4.000,0
320,0
Wyniki przeprowadzonych obliczeń przedstawiono na rysunkach:
 Rysunku VI2-2 – dla sieci gazowej przy wykorzystaniu mocy zamówionej przez 1800 h
w ciągu roku,
 Rysunku VI2-3 – dla sieci gazowej przy wykorzystaniu mocy zamówionej przez 2400 h
w ciągu roku,
 Rysunku VI2-4 – dla sieci cieplnej przy wykorzystaniu mocy zamówionej przez 1800 h
w ciągu roku,
 Rysunku VI2-5 – dla sieci cieplnej przy wykorzystaniu mocy zamówionej przez 2400 h
w ciągu roku.
Cena równowagi netto [PLN kWh -1]
0,220
0,215
Q=1,0 MW
Q= 3,0 MW
0,210
Q= 5,0 MW
0,205
0,200
0,195
0,190
0,185
0,180
500
1000
2000
Długość sieci [m]
Rys. VI2-2. Cena równowagi energii cieplnej dla odbiorców przyłączanych do sieci gazowej
przy założeniu 1800 h wykorzystania mocy zamówionej
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
308
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
0,220
Cena równowagi [PLN kWh -1]
0,215
0,210
Q=1,0 MW
Q= 3,0 MW
Q= 5,0 MW
0,205
0,200
0,195
0,190
0,185
0,180
500
1000
Długość sieci [m]
2000
Rys. VI2-3. Cena równowagi energii cieplnej dla odbiorców przyłączanych do sieci gazowej
przy założeniu 2400 h wykorzystania mocy zamówionej
Cena równowagi netto [PLN kWh-1]
0,45
0,40
0,35
Q=1,0 MW
Q= 3,0 MW
Q= 5,0 MW
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
500
1000
2000
Długość sieci [m]
Rys. VI2-4. Cena równowagi energii cieplnej dla odbiorców przyłączanych do sieci cieplnej przy
założeniu 1800 h wykorzystania mocy zamówionej
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
309
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
-1
Cena równowagi netto [PLN kWh ]
0,45
0,40
0,35
Q=1,0 MW
Q= 3,0 MW
Q= 5,0 MW
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
500
1000
Długość sieci [m]
2000
Rys. VI2-5. Cena równowagi energii cieplnej dla odbiorców przyłączanych do sieci cieplnej przy
założeniu 2400 h wykorzystania mocy zamówionej
Analiza uzyskanych wyników pozwala na sformułowanie następujących wniosków
końcowych:
 Relatywnie niskie koszty inwestycyjne budowy sieci gazowych średniego ciśnienia
powodują, iż w nowych obszarach przewidywanych do podłączenia do sieciowych
układów energetycznych to rozwiązanie jest bardziej konkurencyjne w stosunku do
rozwoju sieci cieplnych,
 Wpływ mocy cieplnej odbiorcy oraz stopnia wykorzystania mocy zamówionej na
rachunek ekonomiczny jest w przypadku sieci gazowych niewielki (wyznaczone wartości
cen równowagi mieszczą się pomiędzy 0,191 i 0,214 zł kWh-1),
 Stąd preferowanym rozwiązaniem rozwoju układów energetycznych w przypadku
obiektów rozproszonych leżących z dala od sieci cieplnych jest budowa układów
wyspowych zasilanych gazem ziemnym, które z czasem po rozwinięciu strony popytowej
rynku mogą zostać włączone do centralnego systemu ciepłowniczego (takimi obszarami
w Poznaniu są między innymi obszary wokół węzłów budowanej autostrady),
 W przypadku sieci cieplnych bardzo istotny wpływ na wynik rachunku ekonomicznego
ma moc odbiorcy oraz stopień wykorzystania mocy zamówionej w ciągu roku,
 W tym wypadku rozpiętość uzyskanych z rachunku ekonomicznego cen równowagi jest
znacząca (0,178 zł kWh-1 dla dużych odbiorców leżących blisko sieci o znacznym
wskaźniku wykorzystania mocy zamówionej do 0,405 zł kWh-1 dla małych odbiorców
leżących z dala od sieci cieplnej przy niskim stopniu wykorzystania mocy zamówionej),
 Stąd szybki rozwój sieci cieplnych w nowych obszarach winien dotyczyć przypadków
odbiorców o dużej mocy (odbiorców skupionych) leżących w niewielkiej odległości od
istniejącej miejskiej sieci ciepłowniczej (przykładem takich obszarów w Poznaniu są
obszary gęstej zabudowy śródmiejskiej).
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
310
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
3. Uwarunkowania przekształceń i rozwoju systemów
energetycznych w mieście
Sektor energii w Polsce, w tym również sektor zaopatrzenia w ciepło przechodzi w ostatnich
10 latach głębokie przemiany. Wpływ na to ma polityka państwa i inne uwarunkowania
wewnętrzne oraz uwarunkowania zewnętrzne. Do nich należy przyjęcie ustaw
energetycznych i o oszczędności energii przez Sejm i założeń polityki energetycznej Polski,
przyjętych przez Rząd RP w 2000.
Uwarunkowania zewnętrzne są związane z umowami międzynarodowymi - podpisanymi
przez Rząd R.P. Do najważniejszych z nich należą:
 Europejska Karta Energetyczna - podpisana w 1991 r.,
 Układ Europejski o stowarzyszeniu Polski ze wspólnotami Europejskimi i ich krajami
członkowskimi - podpisany w 1993 r.,
 Traktat Europejskiej Karty Energetycznej - opracowany w 1994 r.
Wniosek Polski o przyjęcie do Unii Europejskiej wymaga dostosowania zasad
funkcjonowania sektora energii do standardów Unii. Ma to również wpływ na rozwój
ciepłownictwa.
Ważne są również istotne elementy polityki energetycznej Polski. Założenia te w zakresie
zaopatrzenia w ciepło/energię są następujące:
 podwyższone standardy ochrony cieplnej obiektów nowych i termomodernizacja
istniejących,
 decentralizacja systemów energetycznych i wspieranie samorządów przy opracowywaniu
lokalnych planów energetycznych,
 przewidywane określenie na drodze ustawy zasad realizacji polityki energetycznej
państwa oraz podatków ekologicznych i energetycznych,
 przewidywanie ratyfikowanie Traktatu Europejskiej Karty Energetycznej oraz
kontynuacja uczestnictwa w programach UE, a po uzyskaniu członkostwa w UE realizacja
polityki energetycznej Polski zgodnie z polityką energetyczną UE.
Z przeprowadzonych analiz i prognoz oraz doświadczeń krajów Unii Europejskiej
o zbliżonych warunkach klimatycznych wynika kilka przesłanek, które są istotne dla miasta
Poznania. Są one następujące:
1. Uzasadnienie ekonomiczne, społeczne i środowiskowe likwidacji źródeł ciepła małych
i rozproszonych opalanych węglem rośnie wraz z malejącą mocą źródeł. Program
całkowitej likwidacji tzw. niskiej emisji ze źródeł węglowych jest pilnym zadaniem
wszystkich uczestników rynku energii i bez aktywnego udziału władz miejskich może
trwać jeszcze bardzo długo. Dotyczy to w szczególności obszarów miasta ze starą
zabudową mieszkaniową, zamieszkaną przez społeczeństwo niezdolne do
przeprowadzenia modernizacji ze środków własnych. Są to w pierwszej kolejności
obszary: A1 - Śródmieście, A2 - Jeżyce, C1, C2 - Wilda, C6 - Łazarz.
2. Program likwidacji tzw. emisji niskiej ze źródeł węglowych powinien być wstępnym
krokiem na drodze do poprawy warunków środowiska miejskiego i realizacji polityki
energetyczno-ekologicznej gminy.
3. W nadchodzącym dwudziestoleciu nastąpi utworzenie lokalnych rynków energii z jednej
strony konkurujących z rynkiem krajowym, a z drugiej uzupełniających ten rynek.
Podstawą lokalnego rynku energii będzie ciepło sieciowe oraz energia elektryczna
wyprodukowane w źródłach skojarzonych, gaz sieciowy oraz ciepło ze źródeł
odnawialnych.
4. Skojarzone wytwarzanie energii cieplnej i elektrycznej będzie jednym z podstawowych
procesów energetycznych na rynkach lokalnych. Istotną rolę odegra miejski system
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
311
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
5.
6.
7.
8.
9.
ciepłowniczy MSC - PEC S.A. zasilany z elektrociepłowni ZEC-P S.A. oraz z innych
źródeł skojarzonych gazowych i zasilanych paliwami odnawialnymi. PEC S.A. z MSC
jest przedsiębiorstwem sieciowym o strategicznym dla gminy Poznań charakterze.
Powstaną również rozproszone układy skojarzone zasilane gazem ziemnym zaopatrujące
większych odbiorców skupionych np. szpitale, centra rozrywkowe itp. Rozwój tych
procesów wymaga jednak zmiany obecnej relacji cen nośników energetycznych i stabilnej
polityki podatkowej w zakresie energii i ekologii.
W okresie najbliższych 20 lat w istniejących miejskich systemach ciepłowniczych nastąpi
znaczący spadek zapotrzebowania na moc cieplną i ciepło sieciowe u istniejących
odbiorców wywołany procesami termomodernizacji i automatyzacji. Skompensowanie
tego procesu podłączaniem nowych odbiorców, będzie wymagać wygrania konkurencji
ciepła sieciowego z innymi nośnikami energetycznymi i wymaga poważnego
zaangażowania inwestycyjnego przedsiębiorstw dystrybucyjnych i produkcyjnych po
stronie popytowej.
Wzrastająca podaż gazu ziemnego na rynkach komunalnych przy ograniczonym
zapotrzebowaniu na gaz przez rozproszonych indywidualnych odbiorców
mieszkaniowych i usługowych, stworzy sytuację korzystną do zasilania gazem obecnych i
przyszłych elektrociepłowni traktowanych jako odbiorców hurtowych, bowiem spalanie
gazu tylko dla celów grzewczych z pominięciem kogeneracji w wielu przypadkach będzie
działaniem nieracjonalnym.
Zależnie od tempa realizacji polityki podatków energetyczno-ekologicznych państwa
nastąpi dywersyfikacja paliw na rynkach komunalnych i zmniejszanie zużycia paliw
nieodnawialnych.
W okresie po roku 2005 należy się spodziewać znacznego wzrostu zapotrzebowania na
energię elektryczną w obszarze odbiorców indywidualnych - gospodarstw domowych i
obszarze usług, co stwarza potrzebę zaprogramowania odpowiedniego rozwoju zdolności
przesyłowych systemów elektroenergetycznych miasta Poznania wraz z ewentualnym
rozwojem źródeł skojarzonych.
Procesy prywatyzacyjne przedsiębiorstw energetycznych działających na terenie miasta
Poznania powinny być tak prowadzone, aby nie doprowadzić do obniżenia
bezpieczeństwa energetycznego miasta.
Z podanych przesłanek wynika, że dla uzyskania odpowiednich efektów energetycznoekologicznych i korzystnych rozwiązań dla odbiorców, przede wszystkim ważny jest wybór
drogi przekształcenia i rozwoju sektora zaopatrzenia w ciepło. Natomiast dla sektora
elektroenergetycznego istotne jest to, aby zakup energii elektrycznej odbywał się w pierwszej
kolejności w skojarzonych źródłach lokalnych, a sieci i przyłącza rozwijane były w sposób
zrównoważony.
4. Problemy restrukturyzacji sektora zaopatrzenia w ciepło
Obecna struktura techniczna i technologiczna systemów zaopatrzenia w ciepło w mieście
Poznaniu obejmuje:
 system ciepłowniczy – mający istotny udział w pokryciu potrzeb cieplnych w sektorze
komunalnym - zwłaszcza mieszkaniowym,
 lokalne kotłownie opalane paliwem stałym – zasilające pomieszczenia jednego budynku
lub tworzące lokalne struktury sieciowe dla jednego lub kilku budynków,
 paleniska i piece węglowe – w budynkach bez instalacji centralnego ogrzewania,
 oporowe grzejnictwo elektryczne – stosowane sporadycznie i nie odgrywa większej roli
w pokrywaniu potrzeb cieplnych w realiach miasta Poznania (nie przekroczy udziału w
rynku ciepła 1-2% dla potrzeb ogrzewania i produkcji ciepłej wody),
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
312
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania


lokalne kotłownie opalane paliwem gazowym i ciekłym – zasilające pomieszczenia w
jednym budynku lub tworzące lokalne struktury sieciowe dla jednego lub kilku budynków
– udział ich ciągle rośnie,
spalarnie śmieci dla celów grzewczych i źródła energii odnawialnej (w tym pompy ciepła
i kolektory słoneczne) – w fazie początkowego rozwoju.
Złożoność wyżej wymienionej struktury objawiająca się w zakresie:
 własnościowym,
 organizacyjno-prawnym,
 technologicznym
powoduje, iż trudne, a niekiedy praktycznie niemożliwe staje się programowanie jej
optymalnego rozwoju. Stąd konieczna jest restrukturyzacja obejmująca:
1) Przekształcenia własnościowe i organizacyjno-prawne:
- uregulowanie stosunków własnościowych oraz przejęcie odpowiedzialności za
zaopatrzenie w ciepło przez gminy,
- wybór optymalnych form organizacyjno-prawnych prowadzenia działalności,
z uwzględnieniem warunków lokalnych i wymogów gospodarki rynkowej;
2) Przekształcenia ekonomiczne:
- dostosowanie działalności do warunków gospodarki rynkowej,
- optymalizacja kosztów zaopatrzenia w ciepło (polityka państwa, warunki lokalne,
wymogi ochrony środowiska),
- system rozliczeń zgodny z polityką państwa i warunkami lokalnymi,
- stworzenie warunków ekonomicznych do rozwoju układów skojarzonych (zakup
energii elektrycznej po kosztach unikniętych),
- motywacja odbiorców do racjonalnego użytkowania energii,
- motywacja rozwoju produkcji energii ze źródeł odnawialnych,
3) Zmiany techniczno-technologiczne:
- zmniejszenie zanieczyszczenia środowiska naturalnego,
- zwiększenie niezawodności zaopatrzenia w ciepło,
- automatyzacja źródeł ciepła i odbiorników ciepła oraz pomiar zużycia,
- optymalizacja kosztów zaopatrzenia w ciepło,
- obniżenie kosztów sieci i urządzeń technicznych.
Poruszone wyżej problemy mają istotny wpływ na model organizacyjny sektorów gospodarki
komunalnej, w tym również gospodarki energetycznej. Obecnie w okresie transformacji
gospodarki energetycznej, a w szczególności gospodarki cieplnej w miastach, możliwe są
dwie koncepcje modelu organizacyjnego:
 pierwsza – zakładająca daleko idącą komunalizację przedsiębiorstw energetycznych
z bezpośrednim nadzorem właścicielskim i regulacyjnym (zwłaszcza w zakresie
stanowienia cen) nad gospodarką energetyczną w gminach/miastach,
 druga – zakładająca prywatyzację przedsiębiorstw energetycznych i stymulację
konkurencji, a dalej rosnącą samoregulację gospodarki energetycznej pod pośrednim
nadzorem władz lokalnych (gminnych) i samorządowych.
Powyższe dwa modele dotyczą takich jednostek jak: elektrociepłownie miejskie,
przedsiębiorstwa przesyłu i rozdziału ciepła, energii elektrycznej i gazu, przedsiębiorstwa
wodociągów i kanalizacji, gospodarki odpadami. Te jednostki gospodarcze są powiązane
z gminami poprzez struktury własnościowe sieci i obiektów oraz zakres majątkowy
i funkcjonalny.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
313
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
U podstaw komunalizacji przedsiębiorstw energetycznych (koncepcja pierwsza) stoją
argumenty o lepszej orientacji władz lokalnych w odniesieniu do rzeczywistych potrzeb
użytkowników końcowych i lepszego działania na ich rzecz oraz większą sprawność władzy
zdecentralizowanej od centralnej. Jednak jest to praktycznie przeniesienie metod stosowanych
w przeszłości przez rząd centralny na poziom lokalny. Rozwiązanie takie nie jest do końca
korzystne w tego typu przedsiębiorstwach, w których zwrot kapitału następuje w długim
okresie czasu, gdyż kadencyjność władz gminy nie gwarantuje ciągłości procesów
ekonomicznych.
U podstaw prywatyzacji przedsiębiorstw energetycznych (koncepcja druga) stoją również
argumenty o lepszej orientacji władz lokalnych w odniesieniu do rzeczywistych potrzeb
użytkowników końcowych i lepszego działania na ich rzecz oraz większą sprawność władzy
zdecentralizowanej od centralnej, z tą różnicą że cele władz miasta/gminy osiągane mają być
poprzez oddziaływanie na właścicieli i przy zminimalizowanym ryzyku dla władz lokalnych.
Ponadto koncepcja ta pozwala zachować lokalnym władzom obiektywizm oceny sytuacji
w gospodarce energetycznej w krótkim, średnim i długim horyzoncie czasowym. Zakłada ona
również, że do opodatkowania obywateli służą podatki, a nie ceny energii – co zapobiega
dotowaniu jednych celów lub usług komunalnych kosztem drugich. Zgodnie z założeniami tej
koncepcji dąży się do rozdzielenia funkcji własności od regulacji i polityki.
Oznacza to, że nie przewiduje się specjalnych przywilejów dla własności komunalnej
z tendencją do ograniczenia jej udziału we własności przedsiębiorstw energetycznych do
poziomu umożliwiającego wgląd władz lokalnych we wszystkie wewnętrzne informacje,
dotyczące działalności firm. Wiodącą jednak rolę odgrywa rynek i konkurencja na tym rynku.
Władze miejskie/gminne kontrolują tę konkurencję dbając o realizację celów ustawowych
gminy tj. bezpieczeństwo zasilania na miarę uzasadnioną ekonomicznie, ograniczenie
kosztów realizacji potrzeb odbiorców końcowych, ochronę środowiska naturalnego.
Jednocześnie system taki pozwala sterować decyzjami w kierunku rozwiązań zgodnych
z decyzjami władz, lecz na ryzyko ekonomiczne właścicieli.
Ponadto pojawia się pytanie jaki ma być charakter tych przedsiębiorstw, których celem jest
bieżące i nieprzerwane zaspokajanie potrzeb ludności. Wydaje się, że do czasu gdy nie można
w pełni utworzyć rynku lokalnego – to powinny być to zakłady o charakterze użyteczności
publicznej. Pojawienie się koncepcji zakładów użyteczności publicznej posiadających
osobowość prawną jest związane ze zmianami po I wojnie światowej. Powstała wówczas
konieczność włączenia się władzy publicznej w świadczenie podstawowych usług dla
ludności. Uznano, że zadanie to najlepiej wypełnią podmioty odrębne od państwa czy od
gminy, choć prowadzące działalność w oparciu o mienie publiczne. Jest jednak rzeczą
charakterystyczną, że powoływanie zakładów użyteczności publicznej nie było i nie jest
pozostawione swobodnej decyzji gminy. Kreowanie tego typu podmiotów zależy od decyzji
ustawodawcy. Zasada ta obowiązuje w prawodawstwie niemieckim, jak i francuskim.
Wraz z rozwojem konkurencji występuje kryzys formuły użyteczności publicznej. Należy
podkreślić, że w pierwszym okresie jej stosowania, kiedy dla uzyskania szybkiego rozwoju
cywilizacyjno-gospodarczego najważniejsze było zapewnienie powszechnej dostępności
energii elektrycznej, usług telekomunikacyjnych, transportowych i komunalnych – formuła ta
pozwalała na traktowanie powyższych towarów i usług jako dóbr społecznych. Po osiągnięciu
założonego celu (powszechna dostępność) – formuła użyteczności publicznej jest
wykorzystywana przez przedsiębiorstwa elektroenergetyczne, gazownicze, ciepłownicze,
telekomunikacyjne, wodociągowe do obrony swoich interesów.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
314
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Rozważając formułę użyteczności publicznej nie można nie wziąć pod uwagę ustalania cen.
Zasadą jest, że przedsiębiorstwa użyteczności publicznej nie wykorzystują dochodów
z podstawowej działalności (podlegającej koncesjonowaniu) na finansowanie innych
rodzajów działalności. W szczególności tak są uregulowane prywatne przedsiębiorstwa
użyteczności publicznej w USA. W niektórych krajach europejskich, w których
przedsiębiorstwa użyteczności publicznej są własnością społeczności lokalnych (np. w Danii)
obowiązuje zasada, że są to przedsiębiorstwa nie przynoszące zysku.
Aby można było wprowadzić te koncepcje, należy utworzyć rynek – obejmujący
przedsiębiorstwa działające na polu wytwarzania, dystrybucji i użytkowania energii.
Tak utworzony lokalny rynek energii będzie miał znaczną szansę sprostać nowym warunkom
technicznym i środowiskowym, przy uwzględnieniu racjonalizacji użytkowania energii.
Jednak tworzenie takiego rynku jest jeszcze dość utrudnione, głównie z uwagi na
scentralizowane struktury w zakresie dystrybucji energii elektrycznej (PSE S.A. i regionalne
spółki dystrybucyjne) i gazu oraz niejasna sytuacja elektrociepłowni miejskich.
Dochodzenie do modelu docelowego gospodarki komunalnej w Polsce, w tym również
w zakresie zaopatrzenia w ciepło jest uzależnione od:
 stabilnej w czasie polityki centralnej i lokalnej (spójność, podatki ekologiczne
i energetyczne, opłaty, preferencje, regulacje, koncesje),
 planowania energetycznego w gminie wg zasady po najniższych kosztach - LCP (Least
Cost Planning),
 zdolności tworzenia lokalnych rynków energii,
 sposobu i zakresu prywatyzacji przedsiębiorstw komunalnych.
Należy tutaj podkreślić, że obecny system cenotwórstwa w sektorze energii uniemożliwia
prawdziwą konkurencję, gdyż ze względów społeczno-politycznych poziom cen gazu, energii
elektrycznej i ciepła został administracyjnie ograniczony. Dochodzenie do prawidłowych
relacji będzie następowało ewolucyjnie i może trwać wiele lat.
Ceny nośników energii w różnym tempie zbliżają się do cen ekonomicznie uzasadnionych, co
obecnie uniemożliwia prawdziwą konkurencję w sektorze zaopatrzenia w ciepło. Praktycznie
tylko ceny oleju opałowego są w Polsce zbliżone do cen w krajach Unii Europejskiej,
natomiast ceny pozostałych nośników energii są na ogół dużo niższe niż w krajach UE,
a ponadto wykazują dysproporcje, które zniekształcają porównania ekonomiczne. Stąd też nie
pozwalają na prawidłową ocenę efektywności ekonomicznej kapitałochłonnych inwestycji
w tym sektorze oraz wybór optymalnych rozwiązań w zakresie zaopatrzenia w ciepło.
W przypadku cen gazu ma to istotne znaczenie nie tylko z punktu widzenia konkurencji
między ciepłownictwem i gazownictwem w pozyskaniu nowych odbiorców, ale również
z punktu widzenia użytkowania gazu dla potrzeb ciepłownictwa. Stąd też bardziej prawidłowa
jest analiza wielokryterialna, gdzie kryterium ekonomiczne jest jednym z wielu.
5. Bezpieczeństwo energetyczne a struktura spółek energetycznych
W wielu krajach Unii Europejskiej sposób zaopatrzenia w nośniki energii w dużej mierze
zależy od stosowanej polityki państwa lub lokalnego samorządu. Można podać wiele
przykładów, z których wybrano cztery dające pogląd na sposób podejścia organizacyjnoprawnego, który zapewnia odpowiednie bezpieczeństwo energetyczne. W przykładach
zagranicznych jeden dotyczy systemu w Göteborgu/Szwecja, mieście o wielkości zbliżonej
do Poznania, drugi systemu w Odense/Dania o mocy cieplnej zbliżonej do systemu
ciepłowniczego w Poznaniu, trzeci systemu w Dreźnie/Niemcy o liczbie mieszkańców i mocy
systemu zbliżonej do Poznania, gdzie nastąpiło przekształcenie struktur z czasów gospodarki
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
315
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
centralnie planowanej oraz system duży w Wiedniu/Austria, który posiada zaawansowane
rozwiązania, pozwalające realizować politykę energetyczno-ekologiczną państwa.
5.1. Ciepłownictwo w Göteborgu - Szwecja
Koncepcja ciepłownicza opracowana w Göteborgu okazała się najlepszym sposobem zarówno
na poprawę sytuacji w ochronie środowiska, jak i na oszczędzanie energii pierwotnej
w prawie pół milionowym mieście.
W mieście działa spółka Göteborg Energi AB (GE S.A.), która jest drugim co do wielkości
przedsiębiorstwem energetycznym w Szwecji – zatrudnia 1000 osób, obrót 3 mld SEK (1,41
mld zł). Zakres jego działalności obejmuje dystrybucję energii elektrycznej, dostarczanie
energii cieplnej i gazu do poszczególnych dzielnic miasta. GE S.A. jest spółką w całości
należącą do miasta Göteborg. W celu prowadzenia działalności za granicą w ramach koncernu
została utworzona spółka pod nazwą Gothenburg Energy International Corporation. Spółka ta
pomaga rozwijać ciepłownictwo w innych krajach.
5.1.1. Rozwój systemu ciepłowniczego
Rozwój ciepłownictwa w Göteborgu rozpoczął się w połowie lat 50-tych, kiedy uruchomiono
dostawy ciepła do centrum miasta i nowego osiedla mieszkaniowego we wschodniej części
miasta. Ciepło wytwarzano w dwóch ciepłowniach opalanych olejem, z których jedna
pracowała na potrzeby centrum miasta, a druga na potrzeby osiedla.
Na końcu lat 60-tych i początku lat 70-tych intensywnie rozwijano budownictwo
mieszkaniowe w kierunku północno wschodnim. W każdym nowym osiedlu budowano sieć
cieplną zasilaną z własnej ciepłowni opalanej olejem opałowym. Pod koniec lat 70-tych
ciepło było dostarczane do mieszkań za pomocą ośmiu różnych sieci. Dopiero na początku lat
80-tych zyskało na znaczeniu wykorzystanie w ciepłownictwie ciepła odpadowego
powstającego w wyniku spalania odpadów. Bezpośredni wpływ na to miał gwałtowny wzrost
cen ropy naftowej. Również duży wpływ miało wykorzystanie ciepła odpadowego z rafinerii
ropy naftowej SHELLA.
W latach 1981-82 intensywnie pracowano nad ustaleniem przyszłych kierunków i strategii
pozyskiwania energii cieplnej dla miasta. Opracowany plan uciepłownienia miasta
Göteborga, zatwierdzony przez władze miasta w czerwcu 1982 r., składał się z następujących
punktów:
1. Połączenie ośmiu istniejących sieci cieplnych lokalnych w spójny system,
2. Skupienie produkcji ciepła w trzech strategicznych źródłach,
3. Budowa dużych pomp ciepła w oczyszczalni ścieków,
4. Budowa ciepłowni opalanych węglem,
5. Przyjęcie planu zmniejszenia zużycia oleju opałowego.
Po kilkunastu latach okazała się, że plan ten prawie w całości się powiódł.
Aktualnie system ciepłowniczy Göteborga należy do największych w Europie. Ciepło
scentralizowane jest dostarczane do ponad 170000 gospodarstw domowych, zakładów pracy,
biur, szkół itp. – za pomocą sieci o długości 410 km. Z ciepła scentralizowanego korzysta
ponad 70% wszystkich budynków w mieście – 170 tysięcy odbiorców końcowych. Obecnie
większość energii cieplnej jest wytwarzane głównie w trzech źródłach (rafineria SHELL,
spalarnia odpadów GRAAB, pompy ciepła w oczyszczalni RYA).
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
316
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
System ciepłowniczy zasilany łącznie z 15 źródeł ciepła ma następujący udział
poszczególnych źródeł:
1. Spalarnia odpadów w GRAAB
Odpady miejskie są spalane w dużej spalarni centralnej już od 1972 r. Zakład ten utylizuje
odpady pochodzące z 9 gmin, położonych wokół Göteborga. Rocznie spala się ok. 400000
Mg odpadów. Moc cieplna wynosi 120 MW, około 20% ciepła dostarczanego do miasta z
systemu ciepłowniczego pochodzi z odpadów (równowartość 65000 m3 oleju opałowego).
2. Rafineria SHELL
Dwie z czterech głównych rafinerii w Szwecji są zlokalizowane w Göteborgu. Jedna z
nich dostarcza duże ilości ciepła do systemu ciepłowniczego z układu skojarzonej
produkcji energii elektrycznej i ciepła – moc cieplna wynosi 160 MW (rzędu 25% ilości
ciepła).
3. Pompy ciepła w oczyszczalni ścieków RYA
Pompy ciepła wykorzystujące jako źródło dolne oczyszczone ścieki za oczyszczalnią są
powszechnie stosowane w szwedzkich systemach ciepłowniczych. Jest to możliwe m.in.
ze względu na niskie ceny energii elektrycznej w Szwecji. Od 1983 r. duże pompy ciepła
są stosowane również w Göteborgu. Maksymalna moc cieplna wynosi 150 MW,
wytwarzają one ok. 20% ciepła dostarczanego poprzez system ciepłowniczy.
4. Wykorzystanie gazu ziemnego
Gaz ziemny zastosowano w Göteborgu po raz pierwszy w 1987 r., natomiast miasto
korzystało z gazu miejskiego już od XIX wieku. Na produkcję energii elektrycznej i
ciepła dla systemu ciepłowniczego zużywa się ok. 100 mln m3 gazu, co pozwoliło na
wytworzenie 28% ciepła dostarczanego do systemu ciepłowniczego.
5. Wykorzystanie biomasy
Instalacja opalana biomasą pokrywa ok. 3% zapotrzebowania na energię cieplną. Podatki
ekologiczne od paliw kopalnych cały czas rosną, co zwiększa konkurencyjność biomasy
jako paliwa.
6. Inne źródła ciepła
W pozostałych źródłach dostarczających ciepło do sieci spala się olej – 4% i śladowo
węgiel – 1%.
Łączna moc cieplna źródeł ciepła współpracujących z systemem ciepłowniczym wynosi
1544 MWth. W systemie ciepłowniczym temperatura wody wynosi 75-1200C i wytwarza się
ok. 12,1 mln GJ (1997) energii cieplnej (3,36 mln MWh). Zapotrzebowanie na moc cieplna
wynosi 1300 MW. Wskaźnik obciążenia sieci cieplnej wynosi: 3,2 MW/km oraz
29500 GJ/km.
Struktura wytwarzania energii cieplnej jest następująca:
 20%
energia cieplna wytwarzana w spalarni śmieci (120 MW),
 25%
ciepło odpadowe z rafinerii SHELLA (160 MW),
 20%
energia cieplna uzyskiwana ze ścieków poprzez pompy ciepła (150 MW),
 28%
produkcja energii ze spalania gazu ziemnego,
 1%
produkcja energii ze spalania węgla,
 3%
produkcja energii ze spalania oleju EL.
Produkcja ciepłą jest więc oparta aż o 7 różnych sposobów produkcji energii cieplnej. Takie
rozwiązanie pozwoliło wykorzystać lokalne zasoby energii odpadowej – w sumie aż 68%
energii cieplnej w systemie ciepłowniczym pochodzi z energii odpadowej lub biomasy.
Pozwala to znacznie obniżyć zużycie paliw pierwotnych. Należy zaznaczyć, że jest to pewna
cecha układów ciepłowniczych w Skandynawii.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
317
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
5.1.2. Funkcjonowanie systemu ciepłowniczego
W ramach systemu ciepłowniczego pracuje ponad 15 źródeł ciepła o różnej mocy,
wykorzystujących różne paliwo lub dostarczających ciepło odpadowe. Ceny paliw są
zróżnicowane, stąd też należy je stosować w jak najbardziej ekonomiczny sposób.
W celu optymalizacji eksploatacji i gromadzenia informacji o warunkach panujących w sieci
stworzony został w ciągu wielu lat system zarządzania posiadający następujące funkcje:
 prognozowanie obciążenia sieci,
 optymalizacja pracy sieci,
 kalkulacja cen energii zakupionej i sprzedawanej,
 statystyka i trendy na rynku dostawców paliw i energii oraz odbiorców ciepła,
 porównywanie prognoz ze stanem aktualnym.
W dalszym ciągu są prowadzone prace nad rozwojem, doskonaleniem i dostosowywaniem
systemu kontrolnego do zmian w systemie ciepłowniczym i na rynku odbiorców.
5.1.3. Ochrona środowiska
W Göteborgu postawiono sobie za cel istotne
zmniejszenie emisji szkodliwych substancji ze
źródeł ciepła współpracujących z systemem
ciepłowniczym. Występujące w Szwecji
narzędzia ekonomiczne w postaci podatków
ekologicznych oraz energetycznych również
spowodowały
wzrost
efektywności
wykorzystania energii i wybór odpowiedniego
paliwa. W ciągu wielu lat wypracowano w
mieście własną politykę ochrony środowiska,
co pozwoliło zachować wysoką czystość
powietrza. Polityka ta doprowadziła do
istotnego wzrostu wykorzystania ciepła
odpadowego i energii odnawialnej w systemie
ciepłowniczym, co pozwala obniżyć koszty i
obciążenie
środowiska
naturalnego
(rys. VI5-1 oraz rys. VI5-2).
Olej EL
Węgiel
Gaz
Rya
Shell
Graab
Rys. VI5-1. Sposób obciążenia systemu
ciepłowniczego w Goeteborgu (1999)
(najpierw energia odnawialna lub odpadowa - GRAAB, SHELL,
RYA; na końcu gaz, węgiel, olej – EL)
Rys. VI5-2. Zmiana rodzaju paliw w systemie ciepłowniczym w Goeteborgu (lata 1980-1996)
Oznaczenia od góry: olej, odpady – GRAAB, ciepło odpadowe – SHELL, pompy ciepła – RYA, węgiel, gaz
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
318
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Wyniki działań w ciągu 25 lat pozwoliły na uzyskanie następujących efektów:
 zwiększenie produkcji energii cieplnej – o 84%,
 udział ciepła odpadowego w systemie ciepłowniczym – 65%,
 zmniejszenie zużycia oleju opałowego – o 95% (z 90% do ok. 5%),
 zmniejszenie emisji dwutlenku siarki – o 99%,
 zmniejszenie emisji NOx – o 83%.
Równocześnie zmniejszyło się również zużycie energii cieplnej dla potrzeb ogrzewania
budynków z 200 kWh/m2a do 120 kWh/m2a.
Emisje zanieczyszczeń ze źródeł współpracujących z systemem wynoszą:
 emisja dwutlenku siarki – 50 Mg/a,
 emisja NOx – 450 Mg/a,
 pył – 5 Mg/a,
 dwutlenek węgla – 280000 Mg/a (0,083 kgCO2/kWh).
W porównaniu z wartościami uzyskiwanymi aktualnie w Polsce, wartości te są bardzo niskie.
Można stwierdzić, że w Göteborgu udało się przeprowadzić zmiany w systemie
ciepłowniczym. W wyniku prowadzonej działalności zdobyta została wiedza i doświadczenie
w wynajdywaniu, budowie i stosowaniu ciepła odpadowego. Podejmowane wysiłki
zaowocowały znacznie czystszym środowiskiem naturalnym i nie przyniosły wzrostu
kosztów ogrzewania w ciągu ostatnich czterech lat.
5.2. Ciepłownictwo w Odense – Dania
W wielu krajach Europy działalność przedsiębiorstw miejskich odpowiedzialnych za
zaopatrzenie w ciepło zależy od stosowanej polityki państwa lub lokalnego samorządu.
W Danii zdecydowanie preferowana jest produkcja w skojarzeniu (energii cieplnej
i elektrycznej) z węgla w dużych elektrociepłowniach lub gazu i odpadów komunalnych
w elektrociepłowniach mniejszej mocy.
Przykładem systemu ciepłowniczego dużej mocy jest system zaopatrujący w ciepło miasto
Odense i kilka miejscowości mniejszych. Eksploatacją systemu ciepłowniczego zajmuje się
wyspecjalizowany Zakład Miejski (OKF) podporządkowany bezpośrednio Zarządowi Miasta.
Odense Municipal District Heating Supply (OKF) zaopatruje w ciepło praktycznie cały
obszar podległy Zarządowi Miasta Odense. Ponad 80000 gospodarstw domowych zasilanych
jest z sieci cieplnej - prawie 95 % wszystkich rodzin w Odense oraz niemal 100 % z tych w
obrębie zasilania z sieci cieplnej. Zakłady przemysłowe, sklepy, ośrodki sportu, szpitale,
szkoły i inny instytucje też otrzymują ciepło z OKF. Pozostałe 5 % mieszkań jest usytuowane
w małych wsiach i w wiejskich obszarach. Około 2 % z nich ma dostęp do gazu ziemnego,
reszta ma indywidualne ogrzewanie opierające się na oleju opałowym, drewnie lub
podobnym paliwie
Głównym dostawcą ciepła do miejskiej sieci cieplnej jest elektrociepłownia EC
Fynsvaerket. EC Fynsvaerket jest elektrociepłownią, która wytwarza energię elektryczną dla
większej części wyspy Funen i Jutland. EC Fynsvaerket znajduje się w odległości 5
kilometrów od centrum Odense. Podstawowym paliwem dla EC jest węgiel kamienny. EC
w okresie zimowym pracuje w maksymalnym stopniu w skojarzeniu i może wówczas uzyskać
sprawność całkowitą nawet 90% (37,5% energia elektryczna i 52,5% energia cieplna).
Gdy pracuje jedynie jako elektrownia z chłodzeniem skraplaczy wodą z kanału, to jej
sprawność maksymalna produkcji energii elektrycznej wynosi 43,8%.
EC posiada trzy turbozespoły, które mają moc elektryczną maksymalną 900 MW e – przy
pracy w kondensacji. Przy pracy w skojarzeniu moce są następujące: moc elektryczna –
764 MWe, moc cieplna – 1038 MWth. W EC znajduje się zbiornik akumulacyjny
o pojemności 12000 m3 – dla wyrównania wahań obciążeń cieplnych odbiorców ciepła.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
319
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
5.2.1. Miejski system ciepłowniczy
Miejski system ciepłowniczy w Odense jest systemem promieniowym niskoparametrowym
(temperatury wody poniżej 1000C). Powstał w 1953 roku, rozwinął się intensywnie po 1973 –
co było związane z kryzysem naftowym. Jest on zasilany z EC Fynsvaerket – maksymalna
możliwa moc z EC 766 MW. Dla zapewnienia niezawodności zasilania oraz jako źródła
szczytowe zastosowano 19 ciepłowni gazowych lub olejowych (łącznie 54 kotły). Ich moc
cieplna wynosi 688 MW. Ponadto do systemu jest dostarczane ciepło z przemysłu – 2 MW
oraz biogazu i oczyszczalni ścieków – 2 MW. Łączna moc szczytowa źródeł ciepła
zasilających sieć cieplna wynosi 1458 MW.
Woda z EC jest transportowana w siedmiu wysokociśnieniowych przewodach magistralnych
o łącznej długości 50 km do punktów rozdziału. W punktach rozdziału są przeważnie
przepompownie (łącznie 19 przepompowni). Z tych punktów są prowadzone przewody
rozdzielcze o ciśnieniu do 0,6 MPa – łącznie 1493 km sieci cieplnych (w tym ca. 700 km rur
preizolowanych). Obszar zasilania w ciepło scentralizowane – 340 km2. Odbiorcy są
podłączeni do sieci w sposób bezpośredni – co znacznie uprościło węzły ciepłownicze.
Podstawowe parametry techniczne systemu:
 temperatura wody w sieci na zasilaniu: 96-780C
 temperatura wody w sieci na powrocie: poniżej 500C
 temperatura zewnętrzna obliczeniowa: -120C
 Max ciśnienie:
 w magistrali – 2,5 MPa,
 w sieci rozdzielczej – 0,6 MPa,
 ciśnienie dyspozycyjne u odbiorców musi się zawierać pomiędzy 0,02 a 0,35 MPa,
 maksymalne zapotrzebowanie na moc w systemie – 598 MW,
 maksymalna moc zamówiona w EC – 497 MW,
 wskaźnik obciążenia sieci: 0,4 MW/km, 5800 GJ/km,
 przepływ szczytowy wody grzewczej – 11400 m3/h,
 łączny roczny przepływ wody przez system – 46,7 mln m3,
 liczba stopniodni (obliczeniowa 2906) – 2739 (1993 r.), 2672 (1999 r.),
 liczba zatrudnionych na pełny etat - 85 osób (1999).
Sposób produkcji energii cieplnej w systemie ciepłowniczym OKF Odense podano w tablicy
VI5-1. W systemie ciepłowniczym Odense w roku 1999 było produkowane ciepło w 95%
w skojarzeniu z produkcją energii elektrycznej (EC węglowa) lub ze źródeł odnawialnych
i przemysłu.
Tablica VI5-1. Produkcja energii cieplnej w OKF Odense - Dania [tyś. GJ]
Lp.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Żródło energii
EC Fynsvaerket (całość w skojarzeniu)
Spalarnia odpadów komunalnych
Przemysł, słoma i biogaz
Razem zakup
Produkcja własna OKF (olej EL/gaz)
Łącznie
Liczba stopniodni
Produkcja Produkcja Produkcja Produkcja
w 1993
w 1993
w 1999
w 1999
[tyś. GJ]
[%]
[tyś. GJ]
[%]
8 063,6
93,8
6 325,8
82,2
0,0
844,4
11,0
55,3
0,6
133,5
1,7
8 118,9
94,5
7 303,7
94,9
473,6
5,5
395,6
5,1
8 592,5
100,0
7 699,3
100,0
2 739
2 672
Rozkład sprzedaży energii cieplnej w ciągu roku pokazano na rysunku VI5-3.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
320
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
1200000
[GJ]
Energia zakupiona
Produkcja własna
suma
1000000
800000
600000
400000
200000
Grudzień
Listopad
Październik
Wrzesień
Sierpień
Lipiec
Czerw iec
Maj
Kw iecień
Marzec
Luty
Styczeń
0
Rys. VI5-3. Zmienność sprzedaży energii cieplnej w ciągu roku
w OKF Odense – Dania [GJ] (1997)
Aktualnie istotny wpływ na cenę energii w Danii mają podatki związanie z energią cieplną.
Cena energii składa się z ceny paliwa, tzw. podatków ekologicznych (green taxes) oraz VAT.
W Danii proporcja tych wartości jest następująca:
Rok
1998 1999
1. Udział kosztu paliwa [%]
41,8 28,8
2. Podatek energetyczny (zużycie energii pierwotnej) [%] 45,7 57,9
3. Podatek od emisji CO2 [%]
10,7 12,2
4. Podatek od emisji SO2 [%]
1,8
1,1
Ponadto podatek VAT wynosi w Danii 25%.
Podatek energetyczny preferuje systemy ciepłownicze korzystające z ciepła odpadowego i
energii odnawialnej.
5.2.2 System nadzoru i pomiar zużycia energii cieplnej
Wysoko ciśnieniowe sieci zasilania i sieci dystrybucji są nadzorowane przez elektroniczny
system nadzoru, który rejestruje jakiekolwiek błędy z wielką dokładnością i pokazuje ich
położenie na cyfrowym wyświetlaczu.
Mierniki ciepła montowane u odbiorców nie mierzą zużycia energii, lecz ilość zakupionej
wody z sieci cieplnej. Stąd system rozliczeń z odbiorami jest tani i prosty, gdyż jest oparty
o wodomierz ze zdalnym odczytem. Jest tańszy niż inne metody pomiarowe, nawet jeśli
dopuszczać wymianę liczników po 6-8 latach. Poza tym, licznik jest wymieniany gdy
wskazania pokażą za duże różnice w porównaniu z wcześniejszymi latami. Jest to
automatycznie ujawniane przez komputer. Odbiorcy podłączeni do systemu płacą za liczbę
m3 gorącej wody przepływających przez ich instalację oraz opłatę stałą. Ten prosty system
rozliczeń przyczynił się do utrzymania kosztów administracyjnych na minimalnym poziomie.
Wszyscy odbiorcy ciepła - prywatne domy jak również przemysł płacą tą samą cenę za
jednostkę ciepła. Jakkolwiek stosowany jest specjalny system rozliczeń dla odbiorców
mających specjalne wymagania co do dostarczanego ciepła.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
321
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
5.2.3. Niezawodność dostawy ciepła
Miejskie zakłady w Odense zawsze dostarczają ciepło gdy jest potrzebne. W przypadku gdy
dostawa z EC Fynsvaerket jest przerwana, istnieją dwie alternatywy:
1. Przygotowany zasobnik 12000 m3 gorącej wody - wystarczający na pokrycie
zapotrzebowania na 1 godzinę przy szczytowym obciążeniu i 8-10 godzin przy
minimalnym obciążeniu.
2. 25 ciepłowni szczytowego obciążenia strategicznie rozlokowanych na obszarze zasilania.
Te stacje są także używane w okresie ekstremalnie niskich temperatur i mogą być
włączone do pracy w ciągu 20-30 minut. Mają one wystarczającą moc cieplna na pokrycie
całkowitych dostaw z sieci cieplnej zdalaczynnej.
EC Fynsvaerket rzadko wymaga wspomagania ze źródeł szczytowych. Zwykle dostarcza 93%
z ogólnego zużycia ciepła.
Miejski system ciepłowniczy ciągle się rozwija. Nowe tereny mieszkalne są ciągle
przyłączane do sieci ogrzewania zdalaczynnego. Jest to tak realizowane, aby zapewnić
nieprzerwanie dobrą ekonomię dla klientów, jak również dla OKF. Nowe budynki, które
natychmiast nie mogą być podłączone do miejskiej sieci cieplnej, będą otrzymywać swoje
ciepło z mobilnych kotłowni kontenerowych. Kiedy liczba nowych użytkowników będzie
wystarczająco duża, aby zapewniać bezpieczną inwestycję, to kolejna sieć cieplna lub nawet
duża linia magistralna będzie zaplanowana i zrealizowana. Inwestycje są rozciągnięte na
wiele lat. Zaraz od początku nowy użytkownik płaci tę samą cenę jak stary klient. W ten
sposób starzy klienci są współinwestorami, kiedy są przyłączani nowi użytkownicy. Z drugiej
strony nowi użytkownicy też płacą za naprawę i utrzymanie już istniejącej sieci.
System ciepłowniczy w Odense działa praktycznie wg zasady non profit. Rozliczanie jest
stosunkowo proste, odbiorcy ciepła płacą wg taryfy dwuczłonowej: za zużycie gorącej wody
i za ustalone koszty produkcji, dystrybucji, zarządzanie i inwestycji w nowe instalacje.
Większa liczba klientów, niższa cena dla klienta, stąd będzie większy podział podstawowych
kosztów. Wykorzystanie ciepła odpadowego z EC Fynsvaerket w połączeniu z niskimi
kosztami administrowania czyni ogrzewanie zdalaczynne w Odense najtańszym systemem
cieplnym na świecie. Oprócz tego OKF w Odense jest charakteryzowane przez fakt, że ceny
zmieniają się tylko powoli.
Ciepła woda użytkowa
Ciepła woda użytkowa jest produkowana zarówno przez podgrzewacze akumulacyjne jak i
przepływowe podgrzewacze wody.
Zarząd i nadzór
OKF w Odense mają pod swoją opieką wszystkie plany, zarząd i nadzór wszystkich
projektów instalacji. Instalacja jest wykonywana przez kontrahentów pracujących na 4-letnich
kontraktach.
Działanie i utrzymanie
Codzienne działanie i prace eksploatacyjne są realizowane przez techników OKF.
System kontroli
Duży okręg ciepłowniczy jest kontrolowany przez komputer. Komputer zbiera dane
z najważniejszych punktów sieci. Na podstawie tych danych pompownie i ciepłownie
szczytowego obciążenia mogą być kontrolowane z pokoju kontrolnego z EC Fynsvaerket.
Te dane są także dostępne dla biura operacyjnego OKF Odense, które może interweniować
w razie potrzeby.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
322
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Przytoczone przykłady wyraźnie wskazują, że przedsiębiorstwo ciepłownicze powinno
zajmować się przede wszystkim systemem sieci cieplnej, umiejętnie kupując energię cieplną
z elektrociepłowni lub źródeł ciepła odpadowego. Własne źródła ciepła powinny
współpracować z siecią cieplna i być w liczbie pozwalającej uzupełnić zasilanie układu
sieciowego i zapewnić niezawodną eksploatację sieci cieplnej.
5.3. Ciepłownictwo w Dreźnie – Niemcy
Systemy gospodarki komunalnej w Niemczech działają na nieco innych zasadach, niż
w Skandynawii. Są to przeważnie spółki miejskie zajmujące się działalnością we wszystkich
sektorach gospodarki komunalnej tj. zaopatrzenie w wodę, gaz, energię elektryczną, ciepło,
odpady, komunikacja miejska itp. Dość podobnie wygląda to w Dreźnie, gdzie wprowadzono
struktury organizacyjne wypróbowane od lat w zachodniej części Niemiec, choć z pewnymi
modyfikacjami. W Dreźnie funkcjonuje spółka DREWAG, która powstała w 1994.
Udziałowcami spółki są: miasto Drezno – 55%, Energieversorgung Baden-Württemberg
(EnBW) – 22%, Hamburgische Elektricitätwerke (HEW) – 13%, Ruhrgas AG – 10%. Spółka
zajmuje się kompleksowym zaopatrzeniem w energię (prąd, ciepło, gaz) i wodę (rys.VI5-4,
VI5-5).
Przychód w roku 1999 wyniósł 775 mln DEM (1 590 mln zł) i jego udziały w poszczególnych
sektorach były następujące: energia elektryczna – 47,0%, ciepło – 22,6%, gaz – 13,9%, woda
i ścieki – 14,1%, inne – 2,4%. Wartość księgowa majątku – 1533 mln DM (3140 mln zł).
Nakłady inwestycyjne – 150 mln DEM (307 mln zł). Zatrudnienie 1767 osób. Przychód na
osobę – 439 tyś. DEM.
Zmiany sprzedaży w ostatnich 10 latach przebiegały dość podobnie jak w Polsce, szczególnie
widoczna jest tendencja spadkowa w niektórych rodzajach działalności – głównie w zakresie
zaopatrzenia na ciepło i wodę (rys. VI5-6, VI5-7, VI5-8, VI5-9).
Rys. VI5-4. Schemat organizacyjny koncernu komunalnego TWD w Dreźnie
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
323
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Rys. VI5-5. Schemat struktury DREWAG – Stadtwerke Dresden GmbH
2500
2000
[GWh]
klienci specjalni
1500
przemysł drobny
1000
gospodarstwa
domowe/wiejskie
500
0
1989
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
[lata]
Rys. VI5-6. Sprzedaż energii elektrycznej przez DREWAG (lata 1989-1999)
3000
2500
DEF/DREWAG
DWV
[GWh]
2000
ESAG
1500
1000
ESAG, DWV
wcześniejsze
spółki
500
0
1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
[lata]
Rys. VI5-7. Sprzedaż energii cieplnej przez DREWAG (lata 1989-1999)
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
324
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
2800
2400
zużycie własne
[GWh]
2000
klienci taryfowi
1600
1200
klienci z ogrzewaniem
gazowym
800
klienci przemysłowi –
ogrzewanie/produkcja
400
0
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
[lata]
Rys. VI5-8. Sprzedaż gazu ziemnego w jednostkach energii przez DREWAG (1993-99)
33000
30000
zużycie własne
27000
[m3/rok]
24000
pozostali
21000
gospodarstwa
domowe/małe zakłady
odbiorcy poza miastem
18000
15000
12000
przemysł
9000
6000
3000
0
1994
1995
1996
1997
1998
1999
[lata]
Rys. VI5-9. Sprzedaż wody przez DREWAG (1993-99)
W zakresie zaopatrzenia w ciepło DREWAG przeprowadził szereg modernizacji i wybudował
nowe źródła, co w efekcie przyczyniło się do istotnego obniżenia zanieczyszczenia
środowiska i zużycia energii pierwotnej.
Podstawowe jednostki wytwórcze współpracujące z siecią cieplna są następujące:
1. EC z turbiną gazową Nossener Brücke
Rok budowy – 1995
Moc elektryczna – 260 MWe
Moc cieplna – 455 MWth – w wodzie, 25 MWth w parze
Paliwo – gaz ziemny/ olej lekki
2. Elektrociepłownia Nort
Rok budowy/przebudowy – 1918/1993-95
Moc elektryczna – 10 MWe
Moc cieplna – 70 MWth – w wodzie, 25 MWth w parze
Paliwo – gaz ziemny/ olej lekki
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
325
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
3. Ciepłownia Reick
Rok budowy/przebudowy – 1976/1992-96
Moc cieplna – 500 MWth – w wodzie,
Zasobnik ciepła – 6600 m3 (460 MWh przy 60K)
Paliwo – gaz ziemny/ olej lekki
4. Elektrociepłownia blokowa z silnikiem Trachau
Rok budowy/przebudowy – 1938/1972/1997
Moc elektryczna – 2 MWe
Moc cieplna – 15 MWth
Zasobnik ciepła – 60 m3 (2 MWh przy 30K)
Paliwo – gaz ziemny
5. Elektrociepłownia blokowa z silnikiem Kaditz
Rok budowy/przebudowy – 1993/1998
Moc elektryczna – 2 MWe
Moc cieplna – 30 MWth
Zasobnik ciepła – 120 m3 (6 MWh przy 43K)
Paliwo – gaz ziemny
6. Elektrociepłownia Klotzsche
Rok budowy – 1961
Moc elektryczna – 1,6 MWe
Moc cieplna – 105 MWth
Paliwo – gaz ziemny
7. Ciepłownia Mickten
Rok budowy/przebudowy – 1991/1998
Moc cieplna – 6 MWth
Paliwo – gaz ziemny
8. Kotłownie – 14 szt
Moc cieplna – 22 MWth
Paliwo – gaz ziemny
Łącznie moc cieplna wynosi 1203 MWth, a moc elektryczna 274 MWe. Sprzedaż energii
cieplnej w 1999 wyniósł 6,509 mln GJ (1,808 mln MWh) a obciążenie szczytowe 760 MW th.
Wszystkie jednostki wytwórcze są zasilane gazem ziemnym lub olejem opałowym, co
w efekcie znacznie obniżyło obciążenie środowiska (rys. VI5-10 i VI5-11).
Redukcja emisji zanieczyszczeń powietrza w zakresie działalności DREWAG jest wyraźna.
W roku 1991 poziom emisji wynosił:
Pył – 1 714 Mg,
Dwutlenek siarki – 25 227 Mg,
Tlenki azotu – 2 160 Mg.
Natomiast w 1999 poziom ten był wyraźnie niższy:
Pył – 4 Mg,
Dwutlenek siarki – 13 Mg,
Tlenki azotu – 631 Mg.
Efekt ten jest związany głównie z całkowitą likwidacją źródeł węglowych i wprowadzeniem
w większym zakresie gospodarki skojarzonej.
Przekształcenie organizacyjno-prawne oraz rekonstrukcja urządzeń wytwórczych
i dystrybucyjnych nastąpiła w Dreźnie w ciągu niespełna 10 lat, co spowodowało poprawę
jakości zaopatrzenia w ciepło i istotne obniżenie zużycia energii pierwotnej oraz
zanieczyszczenia powietrza.
DREWAG Drezno jest bardzo dobrym przykładem przekształceń i konsekwentnego
działania, które w krótkim stosunkowo czasie doprowadziły do powstania systemu
porównywalnego z czołowymi układami w Unii Europejskiej.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
326
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
27500
25000
22500
SO2 – dwutlenek siarki
Emisja [t/a]
20000
NOx – tlenki azotu
17500
pył
15000
12500
10000
7500
5000
2500
0
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999 [lata]
Rys. VI5-10. Redukcja emisji zanieczyszczeń w systemie ciepłowniczym DREWAG (1991-99)
energia elektry czna z elektrowni wodny ch
0,001
energia elektry czna z elektrowni wiatrowy ch
0,020
ciepła woda z kolektorów słoneczny ch
0,030
eneria elektry czna - kolektory słoneczne
0,110
0,160
sy stem ciepłowniczy w Dreźnie
gaz ziemny duży klient
0,216
gaz ziemny gospodarstwo domowe 2000
0,220
0,260
gaz ziemny gospodarstwo domowe 1998
0,240
gaz pły nny
olej opałowy lekki (duzy klient)
0,296
olej opałowy lekki (gospodarstwo domowe)
0,300
0,320
olej opałowy ciężki
benzy na
0,330
0,370
węgiel kamienny
0,410
węgiel brunatny
0,440
bry kiety z węgla brunatnego
0,590
beznzy na lotnicza
energia elektry czna z turbiny gazowo-parowej w Dreźnie
0,450
0,690
energia elektry czna w Niemczech
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
[kg CO2/kWh]
Rys. VI5-11. Poziom emisji dwutlenku węgla w systemie ciepłowniczym DREWAG w porównaniu
z innymi sposobami konwersji energii
Porównanie niektórych charakterystycznych wielkości dla Poznania i Drezna w zakresie
zaopatrzenia w ciepło pokazano w tablicy VI5-2.
Z podanych wskaźników wyraźnie różnią się wskaźniki dotyczące emisji zanieczyszczeń
i zużycia energii pierwotnej na niekorzyść PEC S.A., jednak PEC na te wskaźniki nie ma
praktycznie wpływu, gdyż źródła ciepła zasilające MSC są własnością odrębnego podmiotu.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
327
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Zupełnie inaczej wygląda to w DREWAG Drezno, który posiada w swojej strukturze źródła
ciepła.
Tablica VI5-2. Parametry charakterystyczne DREWAG – ciepłownictwo i PEC S.A. (1999)
L.p.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
Kryterium charakterystyczne
Liczba mieszkańców
Długość sieci cieplnej
Moc cieplna
Obciążenie rzeczywiste
Sprzedaż energii cieplnej
Straty ciepła w sieci
Straty wody w sieci
Wskaźnik wykorzystania mocy
Wskaźnik obciążenia
Wskaźnik obciążenia sieci
Wskaźnik transportu ciepła
Liczba zatrudnionych
Przychód jednostkowy
Wskaźnik zużycia energii pierwotnej
Wskaźnik emisji CO2
Przychód na osobę
Jednostka
miary
km
MW
MW
mln GJ
%
m3/h
MWh/MW
MWh/MW
MW/km
GJ/km
zł/MWh
kWh/kWh
kg CO2/kWh
zł/osobę
PEC Poznań
580 000
349,5
1 082,0
7803
7,057
10,2
43,8
1 557
2 106
3,1
20 190
8401
122,3
0,833)
0,283)
237 000
DREWAG
Drezno
450 000
454
1 203
760
6,509
9
1 503
2 380
1,7
14 340
1 7672
198,5
0,68
0,16
900 000
w liczbie tej są zatrudnieni do obsługi 120 ciepłowni i kotłowni nie współpracujących z siecią cieplną,
przedsiębiorstwo multieneregtyczne (w części ciepłowniczej udział 22,6%),
3)
dotyczy tylko miejskiej sieci cieplnej (MSC) w roku 2000
1)
2)
5.4. Ciepłownictwo w Wiedniu – Austria
System gospodarki komunalnej w Austrii jest dość podobny do systemu niemieckiego. Są to
przeważnie spółki miejskie lub mieszane zajmujące się działalnością we wszystkich sektorach
gospodarki komunalnej tj. zaopatrzenie w wodę, gaz, energię elektryczna, ciepło, odpady,
komunikacja miejska itp.
W Wiedniu od grudnia 1998 zaczął działać Holding pod nazwą WIENER STADTWERKE
Holding AG, czyli prawie po 50 latach od założenia WIENER STADTWERKE – jako spółki
miejskiej. Holding ten powstał w wyniku wyłączenia z Zarządu miasta Wiednia WIENER
STADTWERKE i przekształceniu w spółkę akcyjną.
W skład holdingu wchodzi sześć spółek operacyjnych:
 WIENERSTROM GmbH – energia elektryczna i EC oraz elektrownie,
 WIENGAS GmbH – sieci gazowe,
 FERNWÄRME WIEN GmbH – ciepłownictwo i źródła,
 WIENER LINIEN GmbH & Co KG – komunikacja miejska,
 BESTATUNG WIEN GmbH – cmentarze i usługi pogrzebowe,
 WIENER STADTWERKE Beteiligungsmanagement GmbH – rozwój rynku, projekty
zintegrowane infrastruktury i inwestycje dla całego Holdingu.
Ciepłownictwem w Wiedniu zarządza spółka FERNWÄRME WIEN GmbH, w której 100%
udziałów ma Holding WIENER STADTWERKE Holding AG.
Spółka FW Wiedeń została założona w 1968 roku i od tego momentu nastąpił stały przyrost
sieci cieplnej, urządzeń wytwórczych i przychodów. Już w 1971 roku uruchomiono pierwszy
kocioł spalający odpady komunalne, których obecnie spala się do 450 000 Mg rocznie.
Przychód ze sprzedaży ciepła w 1999 roku wyniósł 3 780 mln ATS (1 134 mln zł).
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
328
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Wartość księgowa majątku – 11300 mln ATS (3390 mln zł). Nakłady inwestycyjne – 1300
mln ATE (390 mln zł). Zatrudnienie 898 osób. Przychód na osobę – 1,26 mln. zł.
Sprzedaż ciepła: łącznie 4,54 mln MWh (30% budownictwo mieszkaniowe, 70% duże
odbiory w handlu, usługach i przemyśle).
Cena ciepła jest rozliczana w układzie dwuczłonowym (1999):
 odbiorcy w budownictwie mieszkaniowym
opłata stała – 42 ATS/m2rok (12,6 zł/m2a),
opłata zmienna – 363 ATS/MWh (108,9 zł/MWh);
 odbiorcy komercyjni
opłata stała – 807840 ATS/MW (242352 zł/MW),
opłata zmienna – 253,51 ATS/MWh (76,05 zł/MWh).
Sieć cieplna ma całkowitą długość – 874 km, w tym sieci magistralnej jest - 480 km i sieci
rozdzielczej – 394 km. Pojemność wodna sieci wynosi 70 000 m3.
Ciśnienie w części magistralnej wynosi 2,5 MPa, a temperatura maksymalna na zasilaniu
1600C. W sieci rozdzielnej jest generalnie ciśnienie niższe – 0,6 MPa i temperatura
maksymalna 900C. Część o wysokim ciśnieniu jest rozdzielona od części o niskim ciśnieniu
poprzez 400 stacji grupowych. Ponadto jest 5030 węzłów u pojedynczych odbiorców. Liczba
liczników ciepła – 16 300 szt, a podzielników kosztów – 780 000 szt.
Z siecią cieplną współpracuje 9 siłowni należących do WSW Holding AG (w tym 11
instalacji wytwórczych): 3 elektrociepłownie należą do WIENERSTROM, 2 jednostki
obciążenia podstawowego spalające odpady należą do FW Wiedeń, źródło spalające odpady
specjalne należy do spółki zależnej Etsorgungsbetriebe Simmering, natomiast 5 źródeł
szczytowych należy do FW Wiedeń. Jedna EC należy do Rafinerii Schwechat, a zespół źródeł
zamyka 13-ta mała ciepłownia przemysłowa Hrachwina/Henkel. Wszystkie jednostki
wytwórcze są połączone wspólnym systemem zarządzania produkcją i jest optymalizowana
ich praca dla obniżenia kosztów i zużycia energii pierwotnej. Łącznie moc całkowita wynosi
2530 MW, natomiast obciążenie szczytowe 1605 MW (rezerwa mocy – 24%).
Rozmieszczenie jednostek wytwarzających wraz z zestawieniem mocy szczytowych oraz
topologię sieci cieplnej w Wiedniu pokazano na rys. VI5-12.
Wytwarzanie ciepła jest tak skonfigurowane, że 21% produkuje się z jednostek spalających
odpady, 73% - ciepło odpadowe z jednostek skojarzonych gazowych i 6% z kotłów
szczytowych gazowo-olejowych. Takie rozwiązanie prowadzi do oszczędności 63% energii
pierwotnej i pozwala na osiągnięcie bardzo dobrego wskaźnika zużycia energii pierwotnej na
dostarczenie do odbiorcy energii użytkowej, tj. 0,4 kWhEP/kWhEU.
FW Wiedeń jest przykładem zaawansowanej gospodarki energetycznej prowadzącej do
uzyskania bardzo dobrych wyników w zakresie emisji zanieczyszczeń i redukcji zużycia
energii pierwotnej (rys. VI5-13 i VI5-14). Dane zawarte na tych rysunkach dowodzą, że
ogrzewanie zdalaczynne w FW Wiedeń zużywa mniej energii pierwotnej i emituje do
atmosfery mniej zanieczyszczeń niż kocioł olejowy (również gazowy) produkujący ciepło
bezpośrednio u użytkownika. Jest to możliwe dzięki odpowiedniej konfiguracji źródeł ciepła
w zakresie ich struktury produkcyjnej (spalanie odpadów, gospodarka skojarzona, jednostki
szczytowe gazowe) oraz odpowiedniego ich rozmieszczenia na obszarze miasta – zgodnie
z rozwojem sieci i koncepcją jej równomiernego zasilania i obciążenia. Daje to w efekcie
obniżenie kosztów pompowania wody, zwiększa niezawodność i pozwala elastycznie
wykorzystywać poszczególnego typu źródła dla uzyskania efektów ekonomicznych
i ekologicznych.
Porównanie niektórych charakterystycznych wielkości dla PEC Poznań i FW Wiedeń
w zakresie zaopatrzenia w ciepło pokazano w tablicy VI5-3.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
329
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
I. Jednostki szczytowe/rezerwowe (moc - 32%, produkcja ciepła – 6%, 24% rezerwa)
1 – Leopoldau
2 – Spittelau
3 – Arsenal
4 – Kagran
5 – Liesing (Süd)
G
G/O
G/O
G/O
G/O
170 MW
400 MW
325 MW
175 MW
340 MW
II. Obciążenie średnie (moc - 38%, produkcja ciepła – 73%)
6 – OMF Rafineria Schwechat
7 – WIENSTROM Simmering B1/2
8 – WIENSTROM Simmering B3
9 – WIENSTROM Leopoldau
KWK
KWK
KWK
KWK
170 MW
280 MW
350 MW
170 MW
III. Obciążenie podstawowe (moc - 6%, produkcja ciepła – 21%)
10 – Entsorgungsbetriebe Simmering
11 – Flötzersteig
12 – Spittelau
13 – Hrachwina/Henkel
Razem
14 – WIENERSTROM Donaustadt KW
SAV
MVA
MVA
IND
40 MW
50 MW
60 MW
7 MW
2 530 MW
Ozn: G/O – gaz/olej, KWK – elektrociepłownia, MVA – spalarnia odpadów, SAV – spalarnia odpadów specjalnych,
IND – przemysł, KW - elektrownia
Rys. VI5-12. Schemat sieci cieplnej i układ źródeł ciepła zasilających system ciepłowniczy
w FW Wiedeń (1999)
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
330
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
1200
Porównywalne zużycie energii pierwotnej dla
centralnego ogrzewania olejowego
(wykorzystanie 80% w ciągu roku)
1000
800
600
400
200
Zużycie energii pierwotnej w FW Wiedeń
0
-200
-400
Oszczędności energii pierwotnej
FW Wiedeń
-600
Sierpień
Lipiec
Czerw iec
Maj
Kw iecień
Marzec
Luty
Styczeń
Grudzień
Listopad
Październik
Wrzesień
-800
Rys. VI5-13. Oszczędność energii pierwotnej w ciągu roku w FW Wiedeń (1999) w GWh
SO2
0,28
1,80
NOx
Tlenek węgla
Pył
Emisja zanieczyszczeń, łącznie ze spalaniem
odpadów w FW Wiedeń
0,77
2,16
0,19
Emisja zanieczyszczeń ogrzew ania z kotłem
olejow ym – spraw ność średnia 80%, zaw artość
siarki 0,1%
2,52
0,03
0,54
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
[kg/MWh]
Rys. VI5-14. Emisja zanieczyszczeń w FW Wiedeń - [kg/MWh] (1999)
Tablica VI5-3. Parametry charakterystyczne FW Wiedeń i PEC S.A. (1999)
L.p.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
Kryterium charakterystyczne
Liczba mieszkańców
Długość sieci cieplnej
Moc cieplna
Obciążenie
Sprzedaż energii cieplnej
Straty ciepła w sieci
Straty wody w sieci
Wskaźnik wykorzystania mocy
Wskaźnik obciążenia
Wskaźnik obciążenia sieci
Wskaźnik transportu ciepła
Wskaźnik ilości wody
Liczba zatrudnionych
Wskaźnik prod./zatrudnienia
Węzły ciepłownicze
Węzły rejonowe
Jednostka miary
km
MW
MW
mln GJ
%
m3/h
MWh/MW
MWh/MW
MW/km
GJ/km
m3/GJ
GJ/os
szt
szt
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
PEC Poznań
580 000
349,5
1 082,0
8002
7,057
10,2
43,8
1 557
2 106
3,1
20 190
6,67
8401
8 401
1 505
Fernwärme
Wien
1 700 000
874
2 530
1 605
16,344
9
3
1 794
2 828
1,84
18 700
898
18 200
5 030
400
331
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
L.p.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
29.
30.
31.
1)
2)
Kryterium charakterystyczne
Liczniki ciepła
Udział w rynku
Sprzedaż energii – mieszk.
Sprzedaż energii – komercja
Liczba mieszkań
Wielcy odbiorcy
Spalanie śmieci
Przychód jednostkowy
Inwestycje
Wskaźnik inwest./sprzed. en.
Majątek
Wskaźnik maj./sprzed. en.
Wskaźnik zużycia en. pierw.
Wskaźnik emisji CO2
Przychód na osobę
Jednostka miary
szt
%
%
%
Mg
zł/MWh
mln zł
zł/GJ
mln zł
zł/GJ
kWh/kWh
kg CO2/kWh
zł/osobę
PEC Poznań
35
72
28
122,3
47,6
6,7
232
32,8
0,83
0,28
237 000
Fernwärme
Wien
16 300
26
30
70
202 000
4 400
450 000
190,0
390,0
23,9
3 390
207,4
0,40
0,13
1 260 000
w liczbie tej są zatrudnieni do obsługi 120 ciepłowni i kotłowni nie współpracujących z siecią cieplną,
dotyczy tylko miejskiej sieci cieplnej (MSC)
Porównanie FW Wiedeń i PEC S.A. Poznań nie do końca jest dokładne, gdyż PEC
praktycznie nie posiada urządzeń wytwórczych współpracujących z siecią. Ciepło do sieci
dostarcza podmiot niezależny ZEC-P S.A.
Podane wskaźniki dla FW Wiedeń są lepsze niż analogiczne dla PEC S.A., również wskaźniki
dotyczące emisji zanieczyszczeń i zużycia energii pierwotnej. PEC S.A. na te wskaźniki ma
wpływ sbardzo ograniczony, gdyż źródła ciepła zasilające sieć cieplną nie są powiązane
kapitałowo z siecią cieplną, co utrudnia przemieszczanie środków inwestycyjnych na stronę
popytową. Zupełnie inaczej wygląda to w FW WIEDEŃ, który jest właścicielem części
źródeł ciepła, a większość pozostałych jest w Holdingu, w którym jest również FW Wiedeń.
Podane przykłady dowodzą, jakie będą kierunki zmian w przyszłości i jak wiele jest jeszcze
do zrobienia w systemie ciepłowniczym w Poznaniu. Wpłynie na to z pewnością polityka
energetyczno-ekologiczna państwa, wymogi akcesyjne do UE, polityka lokalna gminy
i sposób prywatyzacji.
6. Kierunki modernizacji i rozwoju systemów ciepłowniczych
Istniejące w Polsce centralne systemy zaopatrzenia w ciepło mają wiele wad systemowych,
związanych z centralnym planowaniem. Należą do nich: moce cieplne skupione w jednym
źródle, układy na paliwo stałe, znaczne przewymiarowanie, niski stopień skojarzenia
w elektrociepłowni, niewielki udział układów skojarzonych, wysokie straty ciepła, zbyt
wysokie parametry termiczne, wysokie koszty pompowania, niewłaściwa topologia sieci
cieplnej. Te wady powodują, że aktualna sytuacja systemów ciepłowniczych jest bardzo
trudna. Nie oznacza to jednak, że należy je likwidować, a na nowych obszarach zaniechać
rozwijania takich sposobów zaopatrzenia w ciepło. Podobna sytuacja, choć w mniejszym
stopniu, dotyczy również systemu MSC w Poznaniu.
Przesłanki stosowania centralnych lub lokalnych systemów zaopatrzenia w ciepło
zarządzanych profesjonalnie są następujące:
 realizacja polityki proekologicznej (redukcja emisji dwutlenku węgla, poprawa stanu
środowiska, łatwiejsza kontrola emisji, łatwiejsze wprowadzenie nowych technologii,
pełna kontrola urządzeń wytwórczych i dystrybucyjnych),
 realizacja idei zrównoważonego rozwoju poprzez ciągłe zmniejszanie zużycia energii
pierwotnej dla potrzeb komunalnych,
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
332
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania



liberalizacja rynku energii i zaostrzenie konkurencji,
ogólnoświatowa tendencja do racjonalizacji i standaryzacji - charakteryzująca się
globalnymi fuzjami przedsiębiorstw,
łatwiejsze rozwiązywanie problemów energetycznych i ekologicznych (wykorzystanie
różnych nośników energii w sposób programowy, wykorzystanie energii odpadowej,
wykorzystanie zasobów odnawialnych, realizacja gospodarki skojarzonej i zintegrowanej
cieplno-chłodniczej).
Dzięki możliwości stosowania w ciepłownictwie różnych paliw, zdecydowanie łatwiej jest
zastosować w elektrociepłowniach i ciepłowniach paliwa odpadowe (w tym głównie biomasę)
- co pozwala wykorzystać potencjał redukcji emisji dwutlenku węgla. Taki kierunek rozwoju
jest powszechnie realizowany w wielu miastach Europy Zachodniej.
Zastosowanie odpowiedniego wariantu zaopatrzenia w ciepło dla obszarów istniejących
i obszarów nowo zabudowywanych zależy od kilku następujących podstawowych czynników:
 lokalne ceny paliw i prognozy zmian cen,
 zasoby i wykorzystanie ciepła odpadowego,
 koszty inwestycyjne sieci cieplnych/gazowych, kotłowni i węzłów cieplnych,
 parametry klimatu lokalnego oraz przepisy,
 narodowe podejście do poszanowania energii i relacje podatków ekologicznoenergetycznych.
W analizach kosztowych szczególnie ważne są ustalenia protokołu w Kioto (The Kyoto
Protocol to the Convention on Climate Change, Genewa 1998), dotyczące redukcji emisji
gazów cieplarnianych - szczególnie CO2. Unia Europejska wprowadziła w 1997 zasady
polityki energetycznej, które wyraźnie popierają rozwój układów skojarzonych cieplnoelektrycznych i lokalnych systemów ciepłowniczych i chłodniczych. Ma w tym pomóc
odpowiednia polityka fiskalna w postaci podatku ekologicznego (emisja CO2)
i energetycznego (poziom zużycia energii pierwotnej). W Polsce kierunek w najbliższych
latach będzie taki sam, co należy uwzględniać w planowaniu nowych osiedli potrzebnych dla
nich układów zaopatrzenia w ciepło.
Stąd też ocena energetyczno-ekologiczna technologii produkcji ciepła jest ważnym
elementem decyzyjnym. Ocena ta ma pokazać jakość środowiskową technologii produkcji
ciepła dostarczonego do odbiorcy. Istotne są tutaj dwa wskaźniki:
 wskaźnik zużycia energii pierwotnej na dostarczenie do odbiorcy jednostki energii
użytkowej [WEP],
 wskaźnik emisji dwutlenku węgla na jednostkę dostarczonej energii użytkowej [WCO2].
Są to istotne wskaźniki związane z realizacją idei zrównoważonego rozwoju. Najczęściej te
dwa wskaźniki dla danego systemu porównuje się z prostą produkcją i dostawą ciepła w kotle
gazowym/olejowym u odbiorcy ciepła. Im te dwa wskaźniki są niższe, to system lepiej
realizuje idee zrównoważonego rozwoju i jest bardziej przyjazny dla środowiska. Ponadto
wskaźniki te decydują o poziomie podatków energetyczno-ekologicznych. Dodatkowo ocenia
się również jednostkowy poziom emisji SO2 i NOx.
W tablicy VI6-1 porównano te dwa parametry dla kotła gazowego, olejowego i węglowego,
systemu MSC PEC S.A. w Poznaniu.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
333
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Tablica VI6-1. Porównanie parametrów środowiskowych kotła i systemu MSC PEC S.A. w Poznaniu
Lp.
Parametr
1. Wskaźnik zużycia
energii pierwotnej
[kWh/kWh]
2. Emisja CO2
[kgCO2/kWh]
Kocioł
gazowy
Kocioł
gazowy
kondens.
1,184
1,060
1,197
1,570
0,830
0,252
0,225
0,348
0,530
0,280
Kocioł
olejowy
Kocioł
węglowy
ZEC-P &
PEC
Poznań
Kocioł olejowy – sprawność 85%; transport wody – 0,9% en. el/en. cieplnej (0,022 kWh/kWh, 0,017 kg CO2/kWh)
Kocioł gazowy – sprawność 86%; transport wody – 0,9% en. el/en. cieplnej (0,021 kWh/kWh, 0,017 kg CO2/kWh)
Kocioł gazowy kondensacyjny – sprawność 97%; transport wody – 0,8% en. el/en. cieplnej (0,018 kWh/kWh, 0,014 kg CO2/kWh);
Kocioł węglowy - sorawność 65%; transport wody 1,2% en. el/en. cieplnej (0,030 kWh/kWh, 0,023 kg CO 2/kWh)
System ciepłowniczy PEC Poznań z EC węglową ZEC-P – sprawność MSC 89,8%; transport wody – 3,1% en. el./en. cieplnej
(0,083 kWh/kWh; 0,026 kg CO2/kWh)
Uwaga: przy obliczaniu wskaźników W EP i WCO2 dla układów skojarzonych - stosuje się zasadę elektrowni granicznej.
Powyższe wskaźniki wyraźnie pokazują, że czołowe w Europie układy ciepłownicze pod
względem parametrów ekologiczno-energetycznych są wyraźnie korzystniejsze od lokalnych
kotłów gazowych - nawet kondensacyjnych zlokalizowanych u odbiorcy ciepła. Jednak
problem zasięgu i struktury układów ciepłowniczych zależy od analiz ekonomicznych,
w których to analizach powinny znaleźć się podatki energetyczne i ekologiczne. W okresie
przejściowym podstawowym kryterium powinna być stała redukcja zużycia energii
pierwotnej i emisji dwutlenku węgla, nawet gdyby kryterium ekonomiczne (przy braku
w Polsce podatku energetycznego i gdy podatek ekologiczny jest zbyt niski oraz znacznej
dysproporcji cen nośników energii) było nieco gorsze.
W warunkach polskich uzyskanie tak dobrych parametrów ekologiczno-energetycznych jak
np. FW Wiedeń jest zadaniem dość trudnym do osiągnięcia w systemach dużych, jednak
w systemie MSC w Poznaniu zasilanym z ZEC-P S.A. powyższe wskaźniki są już na dobrym
poziomie z dużymi możliwościami dalszych obniżeń. Łatwiej można uzyskać właściwe
wskaźniki w systemach lokalnych na terenach nowo zabudowywanych. Wymaga to jednak
odpowiednich działań już na etapie prac planistycznych danego osiedla. Generalnie jednak
dojście do czołowych wskaźników wymaga czasu i konsekwentnej polityki, albowiem
struktura podaży nośników energii pierwotnej w Polsce zdominowana jest przez paliwa stałe
(węgiel kamienny i brunatny). Perspektywa zastąpienia tych paliw bardziej przyjaznymi
środowisku (głównie gazem ziemnym) nie zmieni tego stanu w sposób znaczący, stąd istnieje
konieczność podtrzymywania eksploatacji układów produkcji energii cieplnej i elektrycznej
opartych o paliwa stałe, przy dążeniu do poprawy jakości procesów spalania oraz
wprowadzenia wysokosprawnych układów odpylania, odsiarczania oraz usuwania tlenków
azotu ze spalin. Szczególnie preferowane winny być układy produkujące ciepło i energię
elektryczną w skojarzeniu – elektrociepłownie średniej i dużej mocy współpracujące ze
zdalaczynnymi sieciami cieplnymi. Systemy tego typu funkcjonują w rozwiniętych krajach
Europy – np. Danii lub Szwecji. Ograniczenie strat przesyłu energii do odbiorców – elementu
wielokrotnie powodującego nadmierną kosztotwórczość w układach ciepłowniczych
w naszym kraju, może być osiągnięte poprzez obniżenie parametrów termicznych pracy
układów z powszechnie przyjętych 150-130/700C na 120/600C a nawet 95/400C oraz poprzez
stosowanie rur preizolowanych. Pozwoli to na rezygnację z budowy kosztownych układów do
transformacji parametrów wysokich na parametry instalacyjne, tj. węzłów cieplnych oraz na
uproszczenie struktury technologicznej źródła ciepła. Zmiany przyszłościowe MSC
w Poznaniu powinny dotyczyć korekty programów pracy sieci w zakresie temperatur
i przepływów i węzłów cieplnych w celu obniżenia temperatur wody sieciowej na 120/600C
i jeszcze niżej.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
334
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Problemem istotnym w większości przedsiębiorstw ciepłowniczych w Polsce jest problem
utrzymywania obciążeń cieplnych sieci na optymalnym poziomie. W wyniku procesów
termomodernizacyjnych oraz odłączania się od sieci odbiorców podejmujących decyzję
o zmianie sposobu zasilania swoich obiektów obserwowalne jest obniżanie obciążenia sieci
cieplnych, co powoduje wzrost kosztów stałych eksploatacji systemu. Przedsiębiorstwa
ciepłownicze dla prawidłowego funkcjonowania muszą reagować zdobywając nowych
odbiorców. Konieczne jest stworzenie kompleksowej oferty obejmującej specyfikę
potencjalnych odbiorców np.:
 rozszerzenie oferty o produkcję energii chłodniczej dla potrzeb klimatyzacji – skojarzone
układy cieplno chłodnicze oparte o absorpcyjne obiegi chłodnicze,
 rozszerzenie oferty dla budynków tylko z ogrzewaniem, na produkcję również ciepłej
wody użytkowej z wykorzystaniem wody sieciowej.
Problem restrukturyzacji dużych systemów ciepłowniczych opartych o produkcję ciepła
w skojarzeniu, dotyczy w głównej mierze dużych miast. Natomiast w przypadku miast
mniejszych kierunki rozwoju ciepłownictwa również winny uwzględniać możliwość
produkcji energii w skojarzeniu – w małych modułowych minielektrociepłowniach
rozproszonych i rozsianych, wykorzystujących jako paliwo pierwotne gaz ziemny.
Perspektywa zastosowania tego typu układów w wielu miastach może sięgać kilkunastu lat –
czasu pełnej amortyzacji technicznej zamontowanych w modernizowanych w latach 1990
ciepłowniach gazowych lub olejowych - urządzeń ciepłowniczych (kotłów grzewczych,
wymienników ciepła itp.).
W nowych budynkach oraz na obszarach nowo zabudowywanych montowane są dziś
przeważnie gazowe układy centralnego ogrzewania, co ma już znaczny wpływ na obniżenie
obciążenia środowiska naturalnego. Takie podejście nie we wszystkich przypadkach jest
właściwe, gdyż zamyka dalszą poprawę w przyszłości parametrów ekologicznych.
Oszczędzanie energii na obszarach nowo zabudowywanych oznacza przede wszystkim
utrzymanie zapotrzebowania ciepła do ogrzewania na jak najniższym poziomie dzięki lepszej
izolacji termicznej i wentylacji z odzyskiem ciepła (budownictwo energooszczędne) oraz
wykorzystanie energii słonecznej. Drugim krokiem jest dobór właściwego ekologicznego
sposobu zaopatrzenia w energię. Na pierwszy plan wysuwa się tu przede wszystkim
wytwarzanie ciepła w blokach siłowniano-ciepłowniczych i wykorzystanie energii
odnawialnych. Bloki siłowniano-ciepłownicze zasilane gazem ziemnym wytwarzają
jednocześnie energię elektryczną i cieplną i przez to znacznie efektywniej niż w ogrzewaniu
gazowym wykorzystują energię pierwotną i umożliwiają znaczną redukcję emisji dwutlenku
węgla. Warunkiem zastosowania bloków siłowniano-ciepłowniczych do ogrzewania
budynków jest istnienie lokalnych sieci cieplnych zasilanych ze wspólnego źródła.
Ten wymóg dotyczy także przyszłości, kiedy coraz częściej stosowane będą odnawialne
źródła energii np. biomasa, biogaz.
Dlatego na terenach nowo zabudowywanych od początku należy dążyć do budowy lokalnych
systemów ciepłowniczych zasilanych z centralnego źródła, aby w ten sposób stworzyć
warunki do stosowania energooszczędnych i ekologicznych technologii. Natomiast
rozbudowa systemów gazowych wykorzystywanych dla potrzeb indywidualnych źródeł
ciepła w lokalnych systemach grzewczych hamuje rozwój systemów bardziej ekologicznych
i energooszczędnych. Przy rozsądnych kosztach budowy sieci, lokalne systemy ciepłownicze
nie są droższe od tradycyjnych indywidualnych systemów ogrzewania gazowego, o ile
uwzględni się wszystkie składowe kosztów zaopatrzenia w ciepło (instalacja ogrzewania
z kotłem i przyłączem gazowym, kominem, zapewnieniem odpowiedniej ilości miejsca,
konserwacja, naprawy). Twierdzenie, że lokalne systemy ciepłownicze są zbyt drogie, staje
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
335
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
się nieaktualne w obliczu nowych technologii rur preizolowanych i prostych modułów
mieszkaniowych. Stąd też zgodnie z tendencjami światowymi - uwzględniając rachunek
ekonomiczny i względy ekologiczne - gazownictwo w Polsce w nowej sytuacji gospodarczej
rozszerza ofertę wykorzystania gazu dla:
 elektrociepłowni komunalnych,
 elektrowni zawodowych i elektrociepłowni przemysłowych,
 średnich i małych ciepłowni miejskich,
 małych modułowych źródeł skojarzonych (minielektrociepłownie rozproszone i rozsiane).
Najbardziej efektywne wykorzystanie gazu dla celów energetycznych i grzewczych jest
możliwe w układach skojarzonych elektryczno-cieplnych i chłodniczych (EC, CHP). Układy
te są stosowane powszechnie w trzech grupach:
 centralne układy skojarzone (elektrociepłownie miejskie),
 układy modułowe (lokalne minielektrociepłownie oparte o silniki gazowe),
 układy cieplno-chłodnicze oparte o absorpcyjne pompy ciepła.
Porównanie układów skojarzonych produkujących energię elektryczną i cieplną (EC)
zasilanych paliwem gazowym z układami rozdzielonymi tj. elektrowni gazowej i gazowych
kotłów produkujących ciepło dla celów grzewczych daje wyraźną przewagę układom
skojarzonym. Elektrociepłownia gazowa może osiągnąć sprawność konwersji na poziomie
87%, a przy uwzględnieniu strat w sieci rozprowadzającej ciepło - na poziomie 83%.
Natomiast w układzie rozdzielonym - przy podobnych danych wyjściowych - sprawność
łączna osiąga wartość jedynie 55%. Oszczędność energii pierwotnej przy zastosowaniu EC
gazowej w porównaniu z układem rozdzielonym wynosi około 37%, podobnie o 37% jest
niższa emisja dwutlenku węgla lub o około 33% - gdy stosuje się gazowe kotły
kondensacyjne dla celów grzewczych. Ponadto EC gazowe w porównaniu z EC węglowymi
dają o około 44% niższą emisję dwutlenku węgla - co czyni takie rozwiązania bardzo
korzystnymi z ekologicznego punktu widzenia.
Bardzo interesujące, ze względu na znaczne obniżenie kosztów inwestycyjnych
i eksploatacyjnych związanych z budową i eksploatację sieci cieplnych, są lokalne układy
skojarzone o małej mocy (bloki siłowniano-ciepłownicze) - interesujące dla rozwijających
się lokalnych rynków energii. Mogą one być stosowane przede wszystkim:
 w zespołach budynków mieszkalnych (elektrociepłownie osiedlowe),
 w przemyśle i centrach handlowych,
 w obiektach użyteczności publicznej (duże budynki biurowe, kompleksy szkolne
i uczelniane, szpitale, pływalnie itp.),
 w oczyszczalniach ścieków i wysypiskach śmieci (zasilane biogazem).
W zależności od wymaganej mocy najczęściej budowane są modułowe urządzenia do
produkcji energii w skojarzeniu - bazując na silnikach tłokowych lub turbinach. Zasilane są
głównie paliwem gazowym (lekkim olejem napędowym). Moce ich mieszczą się w przedziale
0,05 - 10 MWel. Ich sprawności są wysokie i są zawarte w przedziale 80-97% (tablica VI6-2).
Efektywność jest szczególnie wysoka, gdy wyprodukowana energia elektryczna jest
wykorzystana do napędu pomp ciepła dla potrzeb ogrzewania.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
336
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Tablica. VI6-2. Parametry charakteryzujące układy skojarzone modułowe
Lp.
1.
2.
4.
5.
Rodzaj instalacji
skojarzonej (EC)
Blokowa EC z silnikiem gazowymi
Blokowa EC z silnikiem Diesla
Blokowa EC z ogniwami
paliwowymi1
Turbina gazowa
Wskaźnik
skojarzenia
(P/Qk)
0,35-0,75
0,70-1,10
1,00-4,00
Wskaźnik produkcji
energii elektr.
(P/B)
0,25-0,36
0,40-0,45
0,20-0,33
Sprawność
całkowita
(P + Qk)/B
0,80-0,95
0,85-0,97
0,75-0,85
0,30-0,80
0,20-0,33
0,75-0,86
Oznaczenia: P - energia elektryczna, Qk - energia cieplna, B - energia w paliwie, 1)ogniwo paliwowe oparte o kwas fosforowy (PAFC)
Najnowszym osiągnięciem w zakresie urządzeń skojarzonych są układy oparte na ogniwach
paliwowych. Ogniwo paliwowe jest elektrochemicznym przetwornikiem energii chemicznej
paliwa bezpośrednio na energię elektryczną. Na elektrodach ogniwa zachodzi reakcja
katalityczna, w wyniku której wytwarzany jest prąd elektryczny, ciepło i woda.
Proces charakteryzuje się wysoką sprawnością (tablica VI6-2) i posiada szereg zalet:
 nie są wytwarzane substancje odpadowe,
 brak hałasu w czasie pracy urządzenia,
 szybkie reagowanie na zmienne obciążenie (duża elastyczność),
 stała i niezależna od obciążenia sprawność.
Ogniwa paliwowe są zasilane gazem o dużej zawartości wodoru np. gazem ziemnym.
Najbardziej rozwinięte są ogniwa paliwowe oparte na kwasie fosforowym (PAFC).
W ogniwach tych elektrolitem są węglany typu LiCO3, K2CO3 przy temperaturze pracy 6006500C. Ich wadą jest jeszcze wysoki koszt - dwukrotnie wyższy od systemów klasycznych
układów skojarzonych (koszt szacuje się na 3000 DEM/kWel). Ich zastosowanie jest na etapie
układów pilotowych, jednym z nich jest układ uruchomiony przez BEWAG w Berlinie
w roku 2000.
7. Efektywność wykorzystania i nowoczesność MSC w Poznaniu
7.1. Elementy oceny struktur zaopatrzenia w ciepło
Rozwój i skuteczne działanie miejskich systemów ciepłowniczych można rozpatrywać na
kilku płaszczyznach. Do najważniejszych należą:
 Rozwój techniki i technologii – pod kątem wielkości, niezawodności i sprawności
systemu ciepłowniczego.
 Rozwój rynku – pod kątem nowych obszarów dostawy ciepła, nowych produktów,
wykorzystania nowych nośników energii,
 Rozwój finansowy – pod kątem poszukiwania możliwości finansowania zadań
inwestycyjnych i innych,
 Rozwój organizacyjny – pod kątem tworzenia bardziej skutecznych form zarządzania
przedsiębiorstwem, oraz poprawy efektywności ekonomicznej,
 Rozwój systemu monitoringu i zarządzania energią oraz środowiskiem.
Nie bez znaczenia są pewne specyficzne cechy przedsiębiorstwa ciepłowniczego:
 Podstawowy charakter zaspokajania potrzeb oraz ich niezbędność (ogrzewanie
pomieszczeń dla zapewnienia komfortu i produkcja ciepłej wody), co oznacza dużą
odpowiedzialność przedsiębiorstwa jego właścicieli za rozległy obszar spraw bytowych
i gospodarczych;
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
337
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania






Lokalny, ściśle określony zasięg rynku, wyznaczony przez układ źródeł ciepła i sieci,
a także charakter geograficzny miejscowości (rejonu działania);
Określone ramy podległości (najczęściej) wobec władz gminy, co jest związane
z bezpieczeństwem zaopatrzenia;
Silne uzależnienie skuteczności działania od sprawności i niezawodności urządzeń –
źródeł energii, sieci przesyłowych, węzłów ciepłowniczych, systemów sterowania
i nadzoru itp.;
Duża skala potrzeb inwestycyjnych związanych z modernizacją i rozwojem majątku
produkcyjnego;
Duży wpływ czynników zewnętrznych na ekonomikę przedsiębiorstwa (sezonowość
przychodów, regulowanie cen przez URE, wpływ pogody;
Nie do końca jednoznaczny wizerunek przedsiębiorstwa, również w innych krajach
europejskich tj. jako instytucja miejska non profit, zaspokajająca potrzeby lokalnych
odbiorców, czy jako przedsiębiorstwo działające wg reguł rynkowych dla osiągania
zysku.
Benchmarking w firmach ciepłowniczych bierze również pod uwagę takie elementy jak:
 Poprawę jakości usług na lokalnym rynku energii: obsługa klienta, marketing, parametry
dostaw;
 Efektywność ekonomiczną i organizacyjną: przejście od spółek produkcyjnodystrybucyjnych do spółek usług energetycznych;
 Uzyskanie akceptowalnego poziomu kosztów i cen: klient, właściciel, przedsiębiorstwo
energetyczne.
W zakresie rozwoju techniki i technologii można rozważać następujące kryteria:
 Zakres działalności podstawowej przedsiębiorstwa ciepłowniczego,
 Sposób produkcji ciepła w systemie ciepłowniczym,
 Konfiguracja źródeł ciepła współpracujących z siecią cieplną,
 Topologia sieci cieplnej oraz jej parametry techniczne i technologiczne,
 Transformacja parametrów nośnika energii u odbiorcy,
 Rozwiązania instalacji grzewczych u odbiorcy,
 Monitoring systemu ciepłowniczego i zarządzanie dostawą energii oraz środowiskiem,
 Badania i rozwój,
 Innowacje i know-how.
W każdym z powyższych kryteriów mogą się znaleźć pewne wskaźniki:
 Ilościowe (sprawność, zapotrzebowanie odbiorców, oszczędność energii, paliwa),
 Jakościowe (stopień spełnienia oczekiwań, stabilność, elastyczność dostaw, gwarancja
bezpieczeństwa, niezawodność),
 Kosztowe (koszty dostawy - taryfy, możliwość wpływania na zużycie),
 Środowiskowe (redukcja obciążenia środowiska naturalnego i środowiska pracy),
 Miejsce pracy (maksymalizacja wielkości dodanej, eksport samorządowy - zmniejszenie
zakupów na zewnątrz, a wzrost produkcji u siebie).
Z punktu widzenia wskaźników środowiskowych kluczowe znaczenie mają dwa wskaźniki
oceniające jakość środowiskową technologii:
 wskaźnik zużycia energii pierwotnej na dostarczenie do odbiorcy jednostki energii
użytkowej,
 wskaźnik emisji dwutlenku węgla na jednostkę dostarczonej energii użytkowej.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
338
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Te wskaźniki są o tyle ważne, że na bazie tych wskaźników są ustalane podatki: energetyczny
i ekologiczny w krajach Unii Europejskiej, co z pewnością w przyszłości będzie również
wprowadzone w Polsce. Te dwa wskaźniki dla danego systemu porównuje się z prostą
produkcją ciepła w kotle gazowym/olejowym u odbiorcy ciepła.
7.2. Ocena ciepłownictwa zorganizowanego w Poznaniu
W mieście Poznaniu rynek ciepła jest podzielony między spółkę ciepłowniczą, która za
pomocą miejskiej sieci ciepłowniczej (MSC) oraz kotłowni i ciepłowni własnych obsługuje
około 36% rynku ciepła. Pozostała część jest zasilana z własnych źródeł ciepła gazowych 35%, węglowych 26% lub olejowych - 2%, sporadycznie energią elektryczną i układami
niekonwencjonalnymi. Można więc stwierdzić, że 36% ciepła jest produkowane i dostarczane
z zachowaniem podstawowych zasad produkcji i eksploatacji, w pozostałej części nawet przy
zastosowaniu kotłów gazowych, nie mówiąc o węglowych - eksploatacja jest często daleka od
przyjętych standardów, co oczywiście wpływa na osiągane efekty sprawnościowe
i niezawodnościowe. Z tego powodu ocenie można poddać system zarządzany profesjonalnie
przez PEC S.A. wraz z ZEC-P S.A. - jako praktycznie jedynym strategicznym producentem
ciepła do MSC.
7.2.1. Zakres działalności podstawowej przedsiębiorstwa ciepłowniczego
Poznański system ciepłowniczy jest bez wątpienia systemem relatywnie nowoczesnym,
rozwijającym się, gwarantującym pewność i ciągłość dostawy energii cieplnej.
W Poznańskiej Energetyce Cieplnej S.A. stosowane są najnowocześniejsze technologie
w zakresie przesyłu i dystrybucji energii cieplnej (rurociągi preizolowane, szczelna armatura
odcinająca, systemy nadzoru i monitoringu), pełna automatyzacja modernizowanych źródeł
ciepła i węzłów ciepłowniczych. Potwierdzeniem tego faktu jest realizowany od szeregu lat,
na bardzo szeroką skalę, program inwestycyjny w zakresie modernizacji istniejącego majątku
oraz budowy nowych sieci i węzłów cieplnych.
Należy jednak podkreślić, że w poznańskim systemie ciepłowniczym administrowanym przez
PEC S.A. moc zainstalowana i sprzedaż energii w ostatnich latach spada - co jest zjawiskiem
niepokojącym, gdyż wpływa niezbyt korzystnie na wyniki przedsiębiorstwa. Lecz takie
zjawisko będzie już występowało w przyszłości, stąd też PEC musi aktywnie działać
w kierunku zdobywania nowych odbiorców energii.
Charakterystyczną cechą przedsiębiorstwa ciepłowniczego (PEC) jest sezonowość sprzedaży.
W miesiącach zimowych od listopada do kwietnia włącznie - przychody ze sprzedaży
przekraczają wyraźnie koszty uzyskania przychodów. Najgorzej kształtuje się sytuacja w
miesiącach letnich (maj - sierpień), kiedy to PEC ponosi znaczne straty na działalności
eksploatacyjnej. Występuje więc silne uzależnienie wyników przedsiębiorstwa od pory roku
(sezonowość). Dlatego też działania zarządu PEC powinny uwzględniać to uzależnienie
i odpowiednio zarządzać kapitałami przedsiębiorstwa, aby zachować płynność przez cały rok.
Wynik finansowy działalności kotłowni okazał się ujemny, co oznacza, że przynoszą one
łącznie straty dla przedsiębiorstwa. Ponadto kotłownie węglowe są uciążliwe dla środowiska.
Należy je więc sukcesywnie likwidować i podłączyć odbiorców do sieci cieplnej lub
przestawiać kotłownie na paliwo bardziej ekologiczne. Likwidacja kotłowni spowoduje
również obniżenie zatrudnienia w PEC - co zmniejszy koszty osobowe.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
339
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
W ostatnich latach systematycznie spada dostawa energii cieplnej z kotłowni. Jest to efekt
likwidacji kotłowni węglowych - poprzez podłączenie do sieci cieplnej lub zmianę rodzaju
paliwa. Tendencje te należy ocenić pozytywnie z punktu widzenia kryteriów racjonalności
ekonomicznej oraz wymogów ochrony środowiska. Tempo tych zmian jest jednak zbyt
wolne.
W zakresie produkcji podstawowej współczesne przedsiębiorstwa ciepłownicze
w klasycznym ujęciu tj. produkcji i dystrybucji ciepła powoli zanikają na korzyść dużych
struktur kapitałowych zajmujących się świadczeniem usług energetycznych. Natomiast
klasyczne przedsiębiorstwa ciepłownicze bazują w swojej działalności na sieci cieplnej,
kupując ciepło od różnych producentów, co pozwala uzyskać pewną optymalizację cen
zakupu. Jeżeli zajmują się produkcją ciepła, to w źródłach własnych współpracujących z
siecią cieplną lub w źródłach na nowym obszarze, który w przyszłości znajdzie się w zasięgu
sieci cieplnej. Zajmują się również organizacją układu zaopatrzenia wyspowego, jeżeli jest to
opłacalne ekonomicznie.
Na tym tle PEC S.A. Poznań zajmuje się dostawą energii cieplnej z sieci cieplnej i jest to
główne źródło przychodu. Jednak równocześnie posiada 120 własnych źródeł ciepła, z
których tylko jedna aktualnie współpracuje z MSC. Taki układ jest niekorzystny i jest
źródłem dużych kosztów stałych. Przyszłościowo należy przede wszystkim zwrócić uwagę na
te źródła własne, które można podłączyć do sieci cieplnej, gdyż jest to rozwiązanie
korzystniejsze z punktu strategii PEC S.A., niż budowa źródła gazowego. Eksploatację
małych źródeł ciepła na paliwo stałe (ca. 70) należy jak najszybciej zaniechać, najlepiej
przekazując część źródeł nie będących własnością PEC S.A. właścicielom, w tych
przypadkach gdy odbiorców nie daje się podłączyć do sieci cieplnej.
Reasumując, ocena PEC S.A. wg tego kryterium jest wysoka w części działalności w zakresie
MSC i nieco niższa w części kotłowni i ciepłowni własnych.
7.2.2 Sposób produkcji ciepła dla systemu ciepłowniczego
Przedsiębiorstwa ciepłownicze powinny w pierwszej kolejności zapewniać realizację polityki
energetycznej i ekologicznej każdego kraju. Stąd też podstawowe będzie zawsze kryterium
wyboru źródła wg poziomu emisji dwutlenku węgla i zużycia energii pierwotnej
nieodnawialnej. Czyli w pierwszej kolejności źródło zasilające sieć cieplną powinno być
źródłem produkującym energię z paliw odnawialnych, następnie pracującym w skojarzeniu czyli elektrociepłownia o różnej wielkości oraz źródła ciepła odpadowego np. z przemysłu.
Na tym tle PEC S.A. Poznań wygląda korzystnie, gdyż MSC jest zasilana z elektrociepłowni
ZEC-P S.A. (praktycznie 100% dostawy ciepła). Główna elektrociepłownia EC-II Karolin jest
jak na polskie warunki nowoczesną elektrociepłownią węglową, mającą główny blok nr 3
z odsiarczaniem spalin oraz dwa bloki ciepłownicze nr 1/2 bez odsiarczania. W roku 1999 po
uruchomieniu bloku nr 3, produkcja energii cieplnej dla MSC wyniosła 1,878 mln MWh,
a energii elektrycznej znacznie wzrosła z 0,64 mln MWh w 1998 do 1,118 mln MWh
(co stanowiło 36% całej produkcji energii w ZEC-P S.A.). Natomiast w roku 2000 te
proporcje się jeszcze bardziej zmieniły, mianowicie produkcja energii cieplnej dla MSC
wyniosła 1,769 mln MWh, a energii elektrycznej - 1,321 mln MWh (co stanowi prawie 43%
całej produkcji energii w ZEC-P S.A.). Oznacza to, że EC-II Karolin staje się bardziej
elektrownią niż elektrociepłownią.
Aktualne obciążenie źródeł współpracujących z MSC, czyli EC-I Garbary i EC-II Karolin wynosi 780 MW. Układ jednostek dla takiego obciążenia podano w tabl. VI7-1.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
340
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Tablica VI7-1. Konfiguracja jednostek w EC-I i EC-II i pozostałe źródła – stan 2000
EC-I
[MW th]
Lp.
Konfiguracja jednostek
1.
2.
3.
4.
Jednostki podstawowe
Jednostki obciążenia średniego
Jednostki szczytowe
Razem
127
127
EC-II
[MW th]
126
388
349
863
Inne
[MW th]
63
63
Suma
[MW th]
126
388
539
1053
Proporcje optymalne
[MW]
70
358
352
780
Oznacza to, że jednostki wytwórcze w ZEC-P S.A. nie są optymalnie wykorzystane, bo nie
pozwalają na to aktualne obciążenia MSC. Nie oznacza to jednak, że ZEC-P S.A. nie może
spełniać niezbędnych wymagań MSC. Blok nr 1 traktowany jako jednostka obciążenia
podstawowego jest wyposażony w dwa kotły parowe - co pozwala na pracę w zakresie
obciążeń 30-126 MW. Czyli podstawowe wymogi są spełnione, jedynie powoduje to że blok
nr 1 w okresie letnim jest niedociążony i produkuje mniej energii elektrycznej, a blok nr 3
produkuje znaczne ilości energii elektrycznej w kondensacji, co oczywiście zaniża sprawność
ogólną elektrociepłowni (wyraźnie to widać na wykresach rys. II2-12 i rys. II2-20,
szczególnie w roku 2000). Proporcje wykorzystania poszczególnych jednostek w ZEC-P SA
pokazano na wykresie uporządkowanym mocy cieplnych za rok 2000 (rys. VI7-1).
800
700
moc cieplna [MW]
600
2
500
1
400
BL.3
300
200
BL.1+BL.2
100
0
1
25
49
73
97
121
145
169
193
217
241
265
289
313
337
361
liczba dni
Rys. VI7-1. Wykres uporządkowany mocy cieplnej w ciągu roku 2000 EC-II Karolin (moc max
523 MW): 1 - krzywa potencjalnego obciążenia przy pełnym wykorzystaniu mocy zamówionej przez
PEC S.A.(780 MW); 2 - poziom mocy maksymalnej bloków BL.1,2,3 pracujących w skojarzeniu
Z rysunku VI7-1 wyraźnie widać, że stopień wykorzystania zdolności produkcyjnych
w skojarzeniu EC-II Karolin jest niewystarczający. Powyższe wartości wyraźnie wskazują, że
niezbędne są działania prowadzące do zwiększenia obciążenia MSC - jednak wymaga to
nakładów po stronie popytowej (odbiorców) i po stronie sieci magistralnej i rozdzielczej.
Takie działania byłyby bardzo wskazane, gdyż dociążenie jednostek wytwórczych w EC-II
Karolin jest stosunkowo łatwe i nie wymaga nakładów w źródle. Również wzrost produkcji
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
341
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
dla MSC z bloków skojarzonych nie spowoduje wzrostu zużycia paliwa, natomiast
pozytywnie wpłynie na spadek wskaźników energetyczno-ekologicznych.
Gdy przyjmiemy przebieg obciążeń z roku 2000, to wówczas produkcja energii cieplnej dla
MSC wyniosła 6,358 mln GJ. Gdyby nastąpiło zwiększenie obciążenia MSC i większe
wykorzystanie jednostek pracujących w skojarzeniu, to sprzedaż energii cieplnej dla MSC
ciepła podano w tablicy VI7-2.
Tablica VI7-2. Potencjalny wzrost sprzedaży energii cieplnej z jednostek skojarzonych EC-II Karolin –
wg roku 2000
Lp.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Moc zamówiona przez PEC S.A
w ZEC-P S.A.
[MW]
780
930
950
980
1030
1080
Sprzedaż w
roku 2000
[mln GJ]
6,358
7,517
7,662
7,871
8,196
8,495
Potencjalny wzrost
[mln GJ]
1,159
1,304
1,513
1,838
2,137
Potencjalny wzrost w
stos. do roku 2000
[%]
18,2
20,5
23,8
28,9
33,6
Jak wynika z tablicy VI7-2, wzrost obciążenia wyrażony poprzez moc zamówioną daje
potencjalne korzyści dla odbiorców ciepła i środowiska (potencjalne możliwości obniżenia
ceny jednostkowej i wskaźników środowiskowych). Taki kierunek zmian jest najbardziej
racjonalny i wychodzi naprzeciw postulatowi wykorzystania ciepła odpadowego
z elektrociepłowni (głównie EC-II Karolin) - wymaga to jednak nakładów finansowych po
stronie popytowej i sieci magistralnej oraz rozdzielczej.
Z powyższych powodów oraz ze względów optymalizacyjnych i niezawodnościowych
korzystne byłoby dla firmy zajmującej się eksploatacją sieci poszukiwanie rozwiązań
optymalizujących zakup ciepła i jego produkcję wg następującej zasady: zakup u
producentów tylko ciepła wyprodukowanego w skojarzeniu, ze źródeł odnawialnych i ciepła
odpadowego z przemysłu, natomiast źródła własne - zależnie od sytuacji powinny być
jednostkami szczytowo-rezerwowymi. Wymaga to zmiany podejścia do taryf z MSC.
Reasumując, ocena PEC S.A. wg tego kryterium jest wysoka w porównaniu z innymi firmami
ciepłowniczymi w Polsce, jednak niższa w porównaniu z firmami zagranicznymi. Natomiast
ZEC-P S.A. dostarczający do sieci cieplnej ciepło wyprodukowane w skojarzeniu jest jak na
warunki krajowe elektrociepłownią nowoczesną w kategorii EC węglowych, jednak istniejący
potencjał produkcyjny nie jest efektywnie wykorzystany dla potrzeb ogrzewania miasta mimo, że wykazuje korzystne wskaźniki energetyczno-ekologiczne.
7.2.3. Konfiguracja źródeł ciepła współpracujących z siecią cieplną
Konfiguracja źródeł współpracujących z systemem ciepłowniczym powinna zapewniać
równomierność obciążenia sieci i niezawodność zasilania. Jeżeli mamy jedno strategiczne
źródło zasilania, to system ciepłowniczy powinien posiadać jednostki szczytowo-rezerwowe.
Na tym tle PEC S.A. Poznań wygląda względnie korzystnie, gdyż sieć cieplna jest zasilana z
elektrociepłowni ZEC-P S.A. (100% dostawy ciepła), jednak pewne bezpieczeństwo zasilania
zapewniają dwa elementy: możliwość przełączania jednostek wytwórczych i zasilania
poszczególnych magistral wychodzących z EC-II oraz zasilanie z EC-I, ponadto istnienie
struktur pierścieniowych sieci cieplnej umożliwia zasilanie z drugiej strony w przypadku
awarii. Korzystniejszym byłoby jednak zasilanie MSC przynajmniej z dwóch źródeł lub
występowanie źródeł szczytowo-rezerwowych na obszarach poszczególnych grup odbiorców.
Reasumując, ocena PEC S.A. wg tego kryterium jest wysoka w porównaniu z innymi firmami
ciepłowniczymi w Polsce, jednak nieco niższa w porównaniu z firmami zagranicznymi.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
342
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
7.2.4. Topologia sieci cieplnej oraz jej parametry techniczne i technologiczne
Sieci ciepłownicze z natury dość kapitałochłonne, są więc rozwijane wg potrzeb rynku energii
cieplnej oraz biorąc pod uwagę rachunek ekonomiczny i podatki ekologiczne. W krajach
o gospodarce rynkowej rozwijały się ewolucyjnie i są przeważnie dobrze dopasowane do
potrzeb rynku. W Polsce rozwój sieci cieplnych nastąpił najszybciej w latach 70-tych
i częściowo 80-tych. Jednak załamanie w latach 80-tych oraz zmiany w latach 90-tych
spowodowały, że w wielu miastach są one niedokończone, przewymiarowane i o złej
topologii. Podobnie jeżeli chodzi o parametry wody w sieci, przeważnie były projektowane
na 150/700C lub 130/700C - co jest źródłem strat ciepła. Sieci zależnie od konfiguracji źródeł
ciepła i obszarów zasilania, są budowane jako promieniowe (dla mniejszych systemów) lub
pierścieniowe. Należy jednak pamiętać, że zbyt długie odcinki sieci magistralnej o dużych
średnicach powodują wyższe koszty inwestycyjne i wyższe straty. Taka sytuacja jest w
Poznaniu, gdyż główne magistrale o średnicy 800 mm są zlokalizowane na obwodach
systemu, co znacznie wydłuża drogę transportu wody. Brak natomiast prawidłowo rozwiniętej
struktury rdzeniowej na osi EC-II Karolin - Ciepłownia Świerzawska. Technologie budowy
sieci w latach 70-tych, to sieci kanałowe z izolacją tradycyjną. Takich sieci w Polsce jest
przeważająca ilość. Aktualnie w Europie od przynajmniej 25 lat buduje się sieci z rur
preizolowanych układanych bezpośrednio w ziemi, natomiast w Polsce ma to miejsce od ca.
lat 10-ciu.
Sieci cieplne w krajach Europy Zachodniej mają niższe parametry wody: przeważnie 120800C. Są systemy i to dość duże o parametrach poniżej 1000C np. OKF Odense. Sieci są
budowane tylko z rur preizolowanych, a w starych sieciach są one sukcesywnie wymieniane
na preizolowane. W systemach ciepłowniczych o porównywalnym wieku jak w Poznaniu,
odsetek rur tradycyjnych jest już nieduży, bo rzędu 20-30%, natomiast w Poznaniu prawie
90%. Parametry wody oraz udział rur preizolowanych maja wpływ na straty ciepła w sieci,
które są zawarte w przedziale 5-8%, w Poznaniu straty wynoszą 10%.
Na tym tle topologia sieci cieplnej PEC S.A. jest niezbyt korzystna, sieć ta jest
niedokończona, a niektóre odcinki przewymiarowane, gdyż rynek energii układa się inaczej
niż to wyobrażano sobie 25 lat temu. W sieci tej jest stosunkowo duży udział odcinków
magistralnych w porównaniu z odcinkami rozdzielczymi i przyłączami. Sieć ta w sumie jest
w dobrym stanie i w przyszłości będzie wymagała pewnych korekt, po analizie rozwoju
rynku. Generalnie można stwierdzić, że aktualnie dostarcza ona energię cieplną o mocy
zamówionej z ZEC-P SA ok. 780 MW, a jej możliwości sięgają nawet 1000-1200 MW
(niektóre parametry porównawcze podano w tablicy VI7-3). Jest tylko problem z
uruchomieniem odpowiedniego rynku energii i środków finansowych na inwestycje sieciowe.
Tablica VI7-3. Porównanie niektórych kryteriów opisujących podmiot eksploatujący sieć cieplną
L.p.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
Kryterium
charakterystyczne
Liczba mieszkańców
Długość sieci cieplnej
Moc cieplna
Sprzedaż energii cieplnej
Wsk. wykorzystania mocy
Wsk. obciążenia sieci
Wsk. transportu ciepła
Wsk. ilości wody
Liczba zatrudnionych
Węzły ciepłownicze
Jednostka
miary
km
MW
mln GJ
MWh/MW
MW/km
GJ/km
m3/GJ
szt
PEC
Poznań
580 000
349,5
1 082,0
7,057
1 557
3,1
20 190
6,67
8401
1 505
Göteborg
Energi
450 000
410,0
1 300,0
12,100
2 580
3,2
29500
1 0002
OFC
Odense
90 000
1 493,0
600,0
8,592
3 977
0,4
5 800
5,26
903
50 000
PEC
Płock
130 000
117,6
273,0
2,320
2 360
2,3
19 700
2104
506
w liczbie tej są zatrudnieni do obsługi 122 ciepłowni i kotłowni nie współpracujących z siecią cieplną,
2)
przedsiębiorstwo multieneregtyczne (w części sieć cieplna ca. 20%),
3)
zajmuje się wyłącznie siecią cieplna i 17 źródłami szczytowo-awaryjnymi,
4)
zajmuje się wyłącznie siecią cieplną - brak źródeł ciepła własnych.
1)
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
343
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Aktualnie należy przede wszystkim prowadzić analizy pracy sieci dla uzyskania optymalnego
rozdziału wody i sukcesywnie powinno się obniżać parametry obliczeniowe do ca. 1101200C. Natomiast dla nowych przyłączeń należy węzły wymiarować na parametry wody
sieciowej 120/600C.
Reasumując, ocena PEC S.A. wg tego kryterium jest wysoka w porównaniu z innymi firmami
ciepłowniczymi w Polsce, jednak wyraźnie niższa w porównaniu z firmami zagranicznymi.
7.2.5. Transformacja parametrów nośnika energii u odbiorcy
Węzły ciepłownicze lub punkty transformacji parametrów nośnika energii (temperatury,
ciśnienia) są ważnym fragmentem systemu scentralizowanego zaopatrzenia w ciepło. Moduły
te decydują również o zmianie parametrów w taki sposób, aby zapewnić komfort cieplny
w pomieszczeniach i pewność w dostawie ciepłej wody dla celów socjalnych lub
przemysłowych. Ich rozwiązania technologiczne muszą być tak pomyślane, aby osiągnąć
wszystkie podstawowe parametry techniczne i bezpieczeństwa przy minimum kosztów. Ma to
istotny wpływ na konkurencyjność ciepła sieciowego w porównaniu z innymi nośnikami
energii. Stąd też wiele firm ciepłowniczych w Europie posiada rozwiązania węzłów bardzo
zunifikowane, powtarzalne a jednocześnie prawie bezobsługowe i zdalnie sterowane. Dąży
się do tego, aby liczba typów węzłów i ich odmian była jak najmniejsza. Do produkcji ciepłej
wody stosuje się wszędzie tam gdzie to wystarcza węzły bez zasobników, rolę zasobnika
spełnia pojemność sieci cieplnej.
Na tle przedsiębiorstw ciepłowniczych w Polsce, PEC S.A. Poznań wygląda korzystnie, gdyż
posiada węzły cieplne własne w całości zautomatyzowane i z pomiarem przepływu ciepła,
nieco gorzej jest z węzłami odbiorcy ciepła, które są zautomatyzowane w 50%. Na uwagę
zasługuje modernizacja w ostatnich czterech latach 570 węzłów hydroelewatorowych
i wymiana ich na kompaktowe wymiennikowe. Tym niemniej w systemie na ogólną liczbę
1544 węzłów własnych znajduje się prawie 100 odmian węzłów. Jest to dość dużo. Należy w
przyszłości dążyć do ich unifikacji, aby uprościć eksploatację i zredukować liczbę części
zamiennych. PEC S.A. w ramach działań rozwojowych powinien posiadać opracowane
typowe rozwiązania węzłów, aby do minimum skrócić okres projektowania i obniżyć koszty
inwestycyjne przyłączenia do sieci cieplnej. Ważnym zagadnieniem jest również opracowanie
małych kompaktowych mini węzłów dla odbiorców w mieszkaniach i ich wdrożenie,
przynajmniej na obiekcie pilotowym, aby zdobyć doświadczenie w zakresie nowych
sposobów zasilania - w warunkach polskich.
Reasumując, ocena PEC S.A. wg tego kryterium jest wysoka w porównaniu z innymi firmami
ciepłowniczymi w Polsce, jednak wyraźnie niższa w porównaniu z firmami zagranicznymi.
7.2.6. Rozwiązania instalacji grzewczych u odbiorcy
Na rozwiązania instalacji grzewczych u odbiorcy przedsiębiorstwo ciepłownicze ma mniejszy
wpływ, jednak mając na względzie dotarcie do odbiorcy końcowego w budynkach
wielorodzinnych, sposób rozwiązania instalacji grzewczej ma tutaj kluczowe znaczenie.
Wiele przedsiębiorstw ciepłowniczych w krajach europejskich bierze udział w dostosowaniu
instalacji w nowych lub modernizowanych budynkach dla łatwiejszego podłączenia do sieci
cieplnej. Do tego celu służą mini węzły kompaktowe i instalacje poziome w każdym
mieszkaniu. Jest to rozwiązanie identyczne do rozwiązania z wiszącym mieszkaniowym
kotłem gazowym. W tym zakresie działania PEC S.A. są w fazie początkowej, bez wdrożenia
takiego rozwiązania. W przyszłości takie podejście jest bardzo potrzebne dla zdobycia
nowych odbiorców ciepła.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
344
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Reasumując, ocena PEC S.A. wg tego kryterium jest wysoka w porównaniu z innymi firmami
ciepłowniczymi w Polsce, jednak wyraźnie niższa w porównaniu z firmami zagranicznymi.
7.2.7. Monitoring systemu i zarządzanie dostawą energii oraz środowiskiem
Złożone systemy techniczne, a do takich należą duże systemy ciepłownicze, wymagają
stosowania zaawansowanych systemów diagnozowania i sterowania. Szczególnie jest to
ważne, gdy z systemem współpracuje kilka źródeł ciepła. Trzeba wówczas optymalnie nimi
sterować wg zasady minimum kosztów zakupu ciepła, biorąc pod uwagę ograniczenia np.
związane z ochroną środowiska. Stad też centrum diagnozowania, sterowania siecią cieplną
i odczytu zużycia ciepła jest istotnym elementem systemu ciepłowniczego.
Biorąc powyższe pod uwagę należy stwierdzić, że PEC S.A. posiada system telemetrii
miejskiej sieci cieplnej, obejmuje układ centralny zlokalizowany na ul. Świerzawskiej 18 oraz
17 lokalnych stacji pomiarowo-kontrolnych, które zlokalizowane są w newralgicznych
punktach łączenia się głównych magistral cieplnych. Stacje lokalne obejmują również punkty
zdawczo-odbiorcze elektrociepłowni. System ten pozwala na diagnozowanie pracy sieci.
W zakres transmisji danych wchodzą: podstawowe parametry technologiczne (przepływy
wody, ciśnienia, temperatury) oraz alarmy (włamanie, brak zasilania elektrycznego, zalanie
wodą itp.). System nie umożliwia optymalizacji pracy i przekazywania sygnałów sterujących
dla korekty parametrów sieci.
Natomiast jeżeli chodzi o zarządzanie środowiskiem, to PEC S.A. posiadając ISO 14001 jest
zobligowany do przestrzegania tego standardu. Należy stwierdzić, że w zakresie:
 ograniczania emisji zanieczyszczeń powietrza emitowanych z ciepłowni i kotłowni,
 poprawy sprawności energetycznej źródeł energii cieplnej i systemu ciepłowniczego,
 ograniczania odpadów stałych i ciekłych odprowadzanych z ciepłowni i kotłowni,
 eliminowania tzw. niskiej emisji ze źródeł energii cieplnej na terenie Poznania,
 informowania społeczeństwa o wpływie działalności Spółki na środowisko
PEC S.A. wywiązuje się, co można potwierdzić konkretnymi wynikami. Reasumując, ocena
PEC S.A. wg tego kryterium jest wysoka w porównaniu z innymi firmami ciepłowniczymi
w Polsce, jednak wyraźnie niższa w porównaniu z firmami zagranicznymi.
7.2.8. Badania i rozwój, innowacje i know-how
Firmy ciepłownicze ciągle udoskonalają swoje systemy zaopatrzenia w ciepło, chcąc sprostać
zmiennym warunkom otoczenia i konkurencji zwłaszcza gazu. Działania zmierzają
w kierunku nowych rozwiązań sieci rozdzielczych i przyłączy, również z tworzyw
sztucznych, analiz ekonomicznych nowych źródeł ciepła i nowych tanich sposobów
przyłączenia do sieci odbiorców różnych wielkości. Ważne są również prace nad
optymalizacją parametrów w sieci w celu obniżenia kosztów transportu ciepła i strat własnych
Spółki oraz standaryzacja rozwiązań węzłów ciepłowniczych.
Na tym tle firma wygląda korzystnie w porównaniu z firmami krajowymi, natomiast
w porównaniu z firmami europejskimi nieco gorzej.
7.2.9.Ocena energetyczno-ekologiczna
Ocena ta ma pokazać jakość środowiskową technologii produkcji ciepła dostarczonego do
odbiorcy. Istotne są tutaj dwa wskaźniki:
 wskaźnik zużycia energii pierwotnej na dostarczenie do odbiorcy jednostki energii
użytkowej [WEP],
 wskaźnik emisji dwutlenku węgla na jednostkę dostarczonej energii użytkowej [WCO2].
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
345
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Są to ważne wskaźniki związane z realizacją idei zrównoważonego rozwoju. Najczęściej te
dwa wskaźniki dla danego systemu porównuje się z prostą produkcją i dostawą ciepła w kotle
gazowym/olejowym u odbiorcy ciepła. Im te dwa wskaźniki są niższe, to system lepiej
realizuje idee zrównoważonego rozwoju i jest bardziej przyjazny dla środowiska.
W tablicy VI7-4 porównano te dwa parametry dla PEC S.A. Poznań z innymi systemami
ciepłowniczymi ora kotłowniami gazowymi i olejowymi zlokalizowanymi u odbiorcy.
Tablica VI7-4. Porównanie parametrów środowiskowych kotła i systemów ciepłowniczych (1999)
Lp.
Parametr
1. Wskaźnik zużycia
energii pierwotnej
[kWh/kWh]
2. Emisja CO2
[kgCO2/kWh]
Kocioł
gazowy
Kocioł
gazowy
kondens.
1,184
1,060
1,197
0,830
0,252
0,225
0,348
0,280
Kocioł
olejowy
ZEC-P &
PEC1
Poznań
PEC2
Poznań
DREWAG
Drezno
FW
Wiedeń
GE S.A.
1,640
0,680
0,396
0,180
0,462
0,160
0,130
0,083
PEC Poznań – sprawność MSC 89,8%; transport wody – 3,1% en. el./en. cieplnej (0,083 kWh/kWh; 0,026 kg CO2/kWh)
DREWAG Drezno – sprawność MSC 91%; transport wody – 1,0% en. el./en. cieplnej (0,025 kWh/kWh; 0,009 kg CO2/kWh)
FW Wiedeń – sprawność MSC 91%, transport wody – 0,84% en. el/en. cieplnej (0,021 kWh/kWh; 0,006 kg CO2/kWh)
Kocioł olejowy – sprawność 85%; transport wody – 0,9% en. el/en. cieplnej (0,022 kWh/kWh, 0,017 kg CO2/kWh)
Kocioł gazowy – sprawność 86%; transport wody – 0,9% en. el/en. cieplnej (0,021 kWh/kWh, 0,017 kg CO2/kWh)
Kocioł gazowy kondensacyjny – sprawność 97%; transport wody – 0,8% en. el/en. cieplnej (0,018 kWh/kWh,
0,014 kg CO2/kWh);
Göteborg Energi (GE S.A.) - sprawność MSC 91%
Uwaga: przy obliczaniu wskaźników W EP i WCO2 dla układów skojarzonych - stosuje się zasadę emisji unikniętej.
1)
dotyczy MSC PEC w 2000, 2) dotyczy ciepłowni + kotłowni PEC w 2000
Powyższe wskaźniki wyraźnie pokazują, że w zakresie kotłowni i ciepłowni własnych PEC
S.A. ma dużo do zrobienia. Powinna więc nastąpić szybka likwidacja tych źródeł lub zamiana
poprzez włączenie do MSC, ewentualnie poprzez budowę źródła gazowego. Również
w zakresie MSC jest jeszcze wiele do zrobienia, choć w ostatnich trzech latach wskaźniki
wyraźnie się poprawiły i należą do jednych z najlepszych w kraju. W porównaniu
z systemami ciepłowniczymi w Unii Europejskiej wskaźniki ekologiczne są jednak jeszcze
zbyt wysokie. Jednak tutaj sprawa jest bardziej złożona, gdyż aktualnie PEC S.A. ma tylko
wpływ na MSC i węzły ciepłownicze, a nie ma wpływu na źródła ciepła, które stanowią
niezależny podmiot gospodarczy.
Generalnie można stwierdzić, że aktualne parametry technologiczne i ekologiczne
elektrociepłowni ZEC-P S.A. należą do czołowych w kraju, jednak w porównaniu
z podmiotami zagranicznymi jest jeszcze wiele do zrobienia. Natomiast spółka dystrybucyjna
PEC SA plasuje się w gronie czołowych spółek ciepłowniczych w Polsce, jeżeli będziemy
oceniali działalność w części miejska sieć cieplna. Obraz ten pogarsza jednak część
działalności dotycząca ciepłowni i kotłowni, zarówno z uwagi na nowoczesność majątku
produkcyjnego, jak również z uwagi na wysokie koszty działalności. Działalność Zakładu
Energetyki Cieplnej, odpowiadającego za ciepłownie i kotłownie jest zupełnie
niekonkurencyjna na rynku i działalność ta powinna być redukowana. Jednak jest to sprawa
bardzo złożona ze względów własnościowych (większość majątku jest w wieczystym
użytkowaniu) i społecznych.
7.2.10. Cena ciepła oferowanego z systemu ciepłowniczego
W aktualnych realiach społeczno-politycznych cena ciepła jest istotnym parametrem dla
potencjalnych nowych użytkowników, którzy mogą skorzystać z tej formy zaopatrzenia
w ciepło. Podstawowa konkurencja to gaz sieciowy, stąd też wszelkie porównania są
prowadzone właśnie do tego nośnika energii. Ceny ciepła oferowanego z sieci zależą głównie
od stopnia wykorzystania mocy zamówionej oraz od własności węzła cieplnego.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
346
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Aktualnie w systemie MSC w Poznaniu (03.2001) dla warunków średnich, gdy węzeł cieplny
jest własnością odbiorcy ciepła, cena ciepła w ujęciu jednoskładnikowym została podana w
tablicy VI7-5.
Tablica VI7-5. Cena średnia ciepła z MSC1) w Poznaniu (2001)
1)
Lp.
Wyszczególnienie
1.
2.
3.
4.
5.
Produkcja ciepła ZEC-P S.A.
Opłata przesyłowa PEC S.A.
Cena netto
VAT
Cena brutto
Cena średnia
[zł/GJ]
21,56
10,38
31,94
7,03
38,97
Cena średnia
[zł/MWh]
77,62
37,37
114,99
25,30
140,29
Udział
[%]
55,3
26,6
81,9
18,1
100,0
są to ceny średnie dla przypadku, gdy węzeł cieplny jest własnością odbiorcy
W przypadku gazu ziemnego GZ-35 średnia cena paliwa gazowego zależy od mocy
zamówionej i stopnia wykorzystania tej mocy. Dla warunków średnich wyznaczono wartości
i podano je w tablicy VI7-6.
Wartości podane w tablicy VI7-5 zawierają wszelkie koszty oprócz paliwa poniesione dla
funkcjonowania układów i systemów doprowadzających gotowe ciepło do odbiorcy,
natomiast wartości podane w tablicy VI7-6 podają tylko ceny gazu w wyprodukowanej
energii w kotle gazowym (nie zawierają te wartości kosztów amortyzacji, obsługi i remontów,
podatków i ubezpieczeń, opłat środowiskowych itp.), stąd też danych z obydwu tabel nie
można porównywać i wyciągać z tego wnioski. Jednak w wielu sytuacjach odbiorców
indywidualnych, wspólnot mieszkaniowych, wielu instytucji budżetowych cena gazu jest
postrzegana jako cena ciepła wyprodukowanego i to jest podstawą do podejmowania decyzji
w kierunku rozwiązań o niższych kosztach, czyli gazu. Jest to efekt złej polityki
energetyczno-ekologicznej państwa i finansowej w instytucjach budżetowych oraz we
wspólnotach mieszkaniowych.
Tablica VI7-6. Średnia cena gazu GZ-35 i wytworzonej energii cieplnej w Poznaniu (2001)
Lp.
1.
2.
3.
Wyszczególnienie
Cena średnia
[zł/GJ]
Kocioł 20 kW - taryfa Z-3
Cena energii w paliwie (spr. 85%)
VAT
Cena energii w paliwie brutto
Kocioł 100 kW - taryfa Z-4
Cena energii w paliwie (spr. 85%)
VAT
Cena energii w paliwie brutto
Kocioł 500 kW - taryfa Z-6
Cena energii w paliwie (spr. 85%)
VAT
Cena energii w paliwie brutto
Cena średnia
[zł/MWh]
Udział
[%]
24,16
5,32
29,48
87,00
19,14
106,14
82,0
18,0
100,0
22,84
5,02
27,86
82,22
18,09
100,31
82,0
18,0
100,0
24,60
5,41
30,01
88,55
19,48
108,03
82,0
18,0
100,0
Cena gazu netto średnia dla taryfy Z-3 0,55 zł/m3; Wu = 26 800 kJ/m3;
Cena gazu netto średnia dla taryfy Z-4 0,51 zł/m3;
Cena gazu netto średnia dla taryfy Z-5, Z-6 0,56 zł/m3;
Koszty ciepła w kotłowni gazowej, po uwzględnieniu kosztów amortyzacji, obsługi i
remontów, podatków i ubezpieczeń, opłat środowiskowych kształtuje się zupełnie inaczej
(tablica VI7-7).
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
347
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Tablica VI7-7. Średnia cena wytworzonej energii cieplnej z kotłowni gazowej w Poznaniu (2001)
Lp.
1.
2.
3.
Wyszczególnienie
Cena średnia
[zł/GJ]
Kocioł 20 kW - taryfa Z-31)
Cena energii w paliwie (spr. 85%)
VAT
Koszty pozostałe
Cena energii w paliwie brutto
Kocioł 100 kW - taryfa Z-42)
Cena energii w paliwie (spr. 85%)
VAT
Koszty pozostałe
Cena energii w paliwie brutto
Kocioł 500 kW - taryfa Z-63)
Cena energii w paliwie (spr. 85%)
VAT
Koszty pozostałe
Cena energii w paliwie brutto
Cena gazu netto średnia dla taryfy Z-3 0,55 zł/m3; Wu = 26 800 kJ/m3;
Cena gazu netto średnia dla taryfy Z-4 0,51 zł/m3;
Cena gazu netto średnia dla taryfy Z-5, Z-6 0,56 zł/m3;
1)
kotłownia indywidualna w domku jednorodzinnym - niska cena kotła;
cena kotła; 3) kotłownia eksploatowana przez firmę koncesjonowaną
2)
Cena średnia
[zł/MWh]
Udział
[%]
24,16
5,32
7,00
36,48
87,00
19,14
25,12
131,26
66,2
14,6
19,2
100,0
22,84
5,02
7,00
34,86
82,22
18,09
25,20
125,51
65,5
14,4
20,1
100,00
24,60
8,35
13,34
46,29
88,55
30,06
48,02
166,63
53,1
18,1
28,8
100,0
kotłownia w budynku wspólnoty mieszkaniowej - niska
Zachodzi tutaj pytanie, czy ciepło z sieci cieplnej jest zbyt drogie, czy też cena gazu jest zbyt
niska. Jak wykazują analizy istniejących EC w krajach Unii Europejskiej, cena ciepła i energii
elektrycznej mieści się w pewnym przedziale równowagi. Dla wyselekcjonowanych 8 modeli
elektrociepłowni:
1. EC gazowa o mocy 220 MWe/250 MWth,
2. EC gazowa o mocy 80 MWe/70 MWth,
3. EC gazowa przeciwprężna o mocy 80 MWe/70 MWth,
5. EC z turbiną gazową o mocy 10 MWe/18 MWth,
6. EC z silnikiem gazowym o mocy 2 MWe/2,7 MWth,
7. EC węglowa o mocy 200 MWe/300 MWth,
8. 4. EC na paliwo stałe (węgiel lub biomasa) o mocy 20 MWe/40 MWth,
przeanalizowano ich opłacalność i ceny jednostkowe ciepła i energii elektrycznej. Przy
wewnętrznej stopie zwrotu 10% opłacalność budowy EC w krajach UE występuje przy
cenach:
 energii elektrycznej - 31 EUR/MWh (112 zł/MWh),
 energii cieplnej - 12,3 EUR/MWh (44,3 zł/MWh lub 12,3 zł/GJ).
Porównując powyższe wartości z cenami energii cieplnej i elektrycznej w ZEC-P S.A., które
są następujące:
 energia elektryczna - 32,8-41,6 EUR/MWh (118-150 zł/MWh),
 energii cieplnej - 21,5 EUR/MWh (77,4 zł/MWh lub 21,5 zł/GJ),
 można stwierdzić, że cena energii elektrycznej w ZEC-P S.A. jest porównywalna z ceną
średnią w UE, natomiast cena energii cieplnej jest prawie 75% wyższa. Oznacza to, że
ceny energii cieplnej z ZEC-P w Poznaniu są nieco za wysokie. Również opłata
przesyłowa PEC S.A. - średnio 10,4 zł/GJ nie jest zbyt niska - stanowi ona bowiem 48%
kosztów produkcji ciepła w EC.
Należy jednak zaznaczyć, że w warunkach polskich sytuacja jest nieco inna i uzyskanie cen
podobnych do UE jest jeszcze niemożliwe, ale w przyszłości nie można tego wykluczyć.
Natomiast jeżeli chodzi o ceny gazu ziemnego, to są one w Polsce ustalane centralnie przez
PGNiG S.A. i zatwierdzane przez URE. W roku 2000 spółka przyniosła 500 mln zł strat, co
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
348
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
oznacza, że cena gazu była zaniżona. Ponadto planuje się wielki podział PGNiG a następnie
prywatyzację wydzielonych spółek. Niezbędny jest rozwój sieci, który mają sfinansować
odbiorcy gazu, co ma się uwidocznić w podwyżce cen gazu: w pierwszym roku programu o
5% ponad inflację i w dwóch kolejnych o 15% ponad inflację. Oznacza to nieuchronną
podwyżkę taryf gazu ziemnego.
Te wszystkie elementy powodują, że ceny są ciągle niestabilne, stąd analizy ekonomiczne w
zakresie zaopatrzenia w energię są bardzo niepewne i nie mogą być jedynym parametrem
decydującym o inwestycjach na tym rynku.
7.3. Wpływ otoczenia na możliwości wykorzystania potencjału ciepłownictwa
Nowa sytuacja w gospodarce polskiej po 1990 roku dotyczy również przedsiębiorstw
ciepłowniczych. Dość szerokie otwarcie paliw gazowych dla celów grzewczych i ich niska
cena pogorszyły znacznie pozycję kapitałochłonnego ciepłownictwa wobec konkurencji.
Aktualnie PEC SA jako majątek miasta jest praktycznie przedsiębiorstwem miejskim, stąd też
polityka miasta jest również polityką PEC-u w zakresie zaopatrzenia w ciepło.
W polityce długofalowej można wyodrębnić dwie tendencje:
 likwidacja małych kotłowni na paliwo stałe i podłączenie odbiorców do sieci cieplnej (lub
zamiana kotłowni węglowych na kotłownie gazowe/olejowe),
 zmniejszanie mocy zamówionej i ilości zakupionej energii cieplnej u dotychczasowych
odbiorców ciepła z sieci cieplnej.
Tendencje te powodują, że PEC powinien przeprowadzić działania mające na celu pozyskanie
nowych odbiorców ciepła scentralizowanego, gdyż w przeciwnym wypadku może znacznie
zmniejszyć się moc zamówiona i sprzedaż ciepła. Taka tendencja grozi spadkiem rentowności
i nieuniknionym wzrostem cen energii. Nie zdobywać potencjalnych klientów dzisiaj oznacza
dla przedsiębiorstwa ciepłowniczego ich stratę na 15 - 20 lat.
Innym ważnym problemem w systemie ciepłowniczym PEC S.A. jest rozdzielenie dystrybucji
energii cieplnej od jej wytwarzania. Praktycznie 100% energii cieplnej w sieci cieplnej
pochodzi z ZEC-P S.A., spółki która jest oddzielnym podmiotem niezależnym od PEC S.A. i
od miasta Poznania. Nie pozwala to aktywnie realizować określonej polityki energetycznej i
ekologicznej przez władze miasta i przez PEC S.A.
Ponadto polityka cenowa paliw pierwotnych, energetyczna i ekologiczna państwa, w tym
problem podatków ekologicznych i energetycznych nie są do końca rozwiązane z podaniem
zmian tych parametrów na przestrzeni kilku lat. Bez tych informacji trudne jest inwestowanie
w systemy energetyczne, które są bardzo kapitałochłonne a czas zwrotu nakładów długi.
Są to istotne zagrożenia zewnętrzne, które nie pozwalają w pełni wykorzystać potencjał PEC
S.A., jednak nie oznacza to zaniechania rozwoju. Trzeba być jedynie świadomym
zwiększonego ryzyka, co oczywiście zmniejsza tempo zmian i rozwoju.
Przeprowadzona analiza hydrauliczna sieci istniejącej oraz układu prognozowanego
pozwalają stwierdzić, że nieduże zmiany w tej sieci umożliwiają przesył nawet do 1200 MW.
W wariancie realistycznym (za 10-15 lat) obciążenie sieci mogłoby wzrosnąć do tej wartości.
Czyli biorąc pod uwagę aktualne realne obciążenie na poziomie 780 MW – PEC S.A. ma
duże zadanie znalezienia odbiorców ciepła scentralizowanego o mocy 200 - 300 MW. Jednak
wówczas źródła współpracujące z siecią muszą spełnić kilka wymogów: zapewnić
równomierne obciążenie, niezawodność dostawy ciepła, pozwolić na obniżenie emisji
dwutlenku węgla i zużycia energii pierwotnej – przy wzrastającej sprzedaży ciepła.
W celu usprawnienia tego zadania, optymalizacji eksploatacji i gromadzenia informacji o
warunkach panujących w sieci, powinien być rozwinięty w PEC S.A. system skupiający
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
349
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
działy: Rozwoju i Marketingu (oparty o już istniejące rozwiązania w Firmie) posiadający
następujące funkcje:
 optymalizacja sieci,
 prognozowanie obciążenia sieci - w oparciu o rzeczywiste wartości powstałe z pomiaru
licznikami ciepła u odbiorców,
 kalkulacja cen energii w sposób zróżnicowany - zależnie od odbiorcy,
 statystyka i trendy na rynku ciepła,
 porównywanie prognoz ze stanem aktualnym,
 diagnozowanie i kontrola pracy sieci (w tym kontrola stanu rur preizolowanych),
 prowadzenie ciągłej analizy opłacalności podłączenia do sieci cieplnej w różnych
rejonach miasta za pomocą mapy rezerw sieci i warstwic określających obszary
opłacalności zależnie od wielkości potencjalnego odbiorcy.
Równolegle należy rozwiązać problem przyszłościowego układu źródeł współpracujących z
siecią cieplną pod względem ich struktury własnościowej, lokalizacji, wielkości i struktury
technologicznej oraz rodzaju zużywanego paliwa.
7.4. Przesłanki i kierunki inwestowania
Systemy scentralizowane zaopatrzenia w ciepło w krajach rozwiniętych są utrzymywane i
rozwijane, gdyż pozwalają na realizacje komunalnych koncepcji zaopatrzenia w ciepło.
Koncepcje te pozwalają na osiągnięcie niższego zużycia energii pierwotnej i mniejszego
obciążenia środowiska niż konwencjonalne ogrzewanie lokalne za pomocą kotła
gazowego/olejowego.
Podobna sytuacja jest możliwa do osiągnięcia również w Poznaniu na terenach aktualnie
zasilanych z sieci cieplnej i na nowych obszarach zabudowywanych w przyszłości, do
których zostanie doprowadzone ciepło scentralizowane. Wymaga to jednak ciągłego
unowocześniania i rozwoju systemu ciepłowniczego i zwiększenia nakładów po stronie
popytowej. W przypadku aktualnego systemu ciepłowniczego PEC S.A. Poznań ważne są do
szybkiego rozwiązania następujące problemy:
 likwidacja małych kotłowni własnych na paliwo stałe i podłączenie odbiorców do sieci
cieplnej (lub zamiana kotłowni węglowych na kotłownie gazowe/olejowe),
 rozwiązanie problemu ciepłowni własnych, a szczególnie ciepłowni współpracujących z
miejską siecią cieplną,
 strategia źródeł ciepła współpracujących z miejską siecią cieplną, biorąc pod uwagę
realizację polityki ekologicznej Zarządu Miasta,
 modernizacja i rozwój miejskiej sieci cieplnej dla zwiększenia niezawodności i
pozyskania nowych odbiorców,
 rozwój układów wyspowych opartych o własne źródła ciepła.
Celem priorytetowym na najbliższe dwa lata powinna być całkowita likwidacja małych
kotłowni własnych na paliwo stałe i podłączenie odbiorców do sieci cieplnej (lub zamiana
kotłowni węglowych na kotłownie gazowe/olejowe). Jest to jedynie uporządkowanie
w zakresie własnych rozproszonych źródeł ciepła. Spowoduje to niewątpliwie zmniejszenie
zużycia energii pierwotnej i wyraźne zmniejszenie emisji zanieczyszczeń, w porównaniu ze
stanem, gdy źródła te spalały węgiel lub koks. Jednak nie jest to główny cel działalności
systemu ciepłowniczego PEC S.A., jest to jedynie mały udział w działalności podstawowej.
Podstawowym celem działań jest zaopatrzenie w ciepło za pomocą sieci cieplnej, co stanowi
i będzie stanowiło ponad 90% sprzedanej energii cieplnej przez Spółkę. Stąd też główne
przyszłościowe przesłanki i kierunki inwestowania powinny być związane z miejską siecią
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
350
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
cieplną i dotyczyć: źródeł ciepła współpracujących z siecią, modernizacji i rozwoju sieci,
modernizacji i rozwoju węzłów cieplnych, rozwoju systemu nadzoru i zarządzania pracą sieci
i źródeł współpracujących oraz zarządzania energią.
W zakresie źródeł ciepła współpracujących z siecią należy rozwiązać problemy:
 Własnościowe ZEC-P S.A., aktualnego głównego dostawcy energii cieplnej do miejskiej
sieci cieplnej. Jest to kluczowa sprawa, gdyż dotyczy kierunku rozwoju źródła, jego
modernizacji, co wpływa bezpośrednio na problemy ekonomiczne i ekologiczne miasta
Poznania i strategię działania, rozwoju i kierunki inwestowania PEC S.A. ,
 Konfiguracji źródeł ciepła w topologii sieci cieplnej i ich układów technologicznych.
 Rodzaju paliwa, układów skojarzonych i wykorzystujących energię odnawialną.
Oddzielną przyszłościową grupą zagadnień jest rozwój własnych źródeł współpracujących
z MSC - jest to kierunek potrzebny w celu ciągłego obniżania emisji dwutlenku węgla
i zużycia energii pierwotnej.
W zakresie modernizacji i rozwoju sieci należy:
 Zdefiniować rynek energii w Poznaniu,
 Stosować metodę planowania po najniższych kosztach, biorąc pod uwagę kryteria
ekonomiczne, ekologiczne i zużycie energii pierwotnej.
 Modernizacja sieci po roku 2002 powinna być przyspieszona, w celu obniżenia strat
ciepła i poprawy niezawodności. Ważne są również nowe odcinki, niezbędne do
podłączenia nowych odbiorców, co jest niezbędne aby podtrzymać poziom sprzedaży
energii cieplnej i mocy zamówionej.
W zakresie modernizacji i rozwoju węzłów ciepłowniczych należy:
 Maksymalnie zunifikować rozwiązania techniczne węzłów w celu zmniejszenia ich typów
i obniżenia kosztów inwestycyjnych.
 Wprowadzać sukcesywnie zdalny nadzór pracy węzłów i odczyt liczników ciepła.
 Proponować na etapie projektowania budynków również rozwiązania mini węzłów
mieszkaniowych, które pozwalają rozliczać indywidualnie każde mieszkanie lub lokal
oraz modernizację starego budownictwa – zwłaszcza o mieszanej strukturze
własnościowej poszczególnych lokali. Pozwoli to również docierać bezpośrednio do
odbiorcy gotowego ciepła, a nie do właściciela budynku lub spółdzielni mieszkaniowej.
Równolegle powinny być rozwijane układy wyspowe oparte o istniejące ciepłownie
i kotłownie PEC S.A. oraz układy wyspowe nowe. Niektóre z tych układów wyspowych
w przyszłości mogą być włączone do MSC, a ciepłownie związane z nimi będą stanowiły
źródła szczytowe-rezerwowe.
8. Zasoby energii odnawialnej na terenie miasta
8.1. Wykorzystanie biogazu i energii odpadowej z oczyszczalni ścieków (COŚ)
Jednym z kierunków polityki energetycznej i ekologicznej państwa a także miasta to ciągłe
zmniejszanie zużycia energii dla celów komunalnych i zastępowanie jej energią odpadową
i odnawialną. Na terenie miasta znajdują się takie możliwości, choć nie są one bardzo duże.
Jednym z nich jest wykorzystanie zasobów z oczyszczalni ścieków.
Poznania znajdują się dwie duże oczyszczalnie ścieków miejskich:
 Lewobrzeżna Oczyszczalnia Ścieków (LOŚ) z r. 1904-1908,
 Prawobrzeżna Centralna Oczyszczalnia Ścieków (COŚ) z r. 1974.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
351
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Lewobrzeżna Oczyszczalnia Ścieków zapewnia tylko mechaniczne oczyszczenie ścieków, a
w części osadowej pełną neutralizację osadów zatrzymywanych na oczyszczalni.
Na czyszczalni podczyszcza się około 62 700 m3/d. COŚ dla aglomeracji poznańskiej
zlokalizowana jest w północno-wschodniej części Poznania, poza jego granicami
administracyjnymi w Koziegłowach, należących do gminy Czerwonak. Aktualna
przepustowość tej oczyszczalni wynosi 140 000 m3/d. Jest to również oczyszczalnia
mechaniczna, ze stabilizacją wstępnych osadów ściekowych w procesie fermentacji
metanowej. Obecnie trwa rozbudowa tej oczyszczalni o część biologiczną. Po zakończeniu
rozbudowy jej przepustowość wynosić będzie 200 000 m3/d.
Możliwości wykorzystania biogazu w COŚ
Biogaz jest zasadniczym produktem fermentacji metanowej związków organicznych. Proces
fermentacji przebiega w warunkach beztlenowych w wyniku działania określonych grup
bakterii. Może przebiegać zarówno w warunkach naturalnych (mule, torfowiskach,
gnojownikach, na obszarach pól uprawnych zalanych wodą) albo w sztucznie stworzonych
warunkach (w odpowiednio zaprojektowanych komorach fermentacyjnych). W procesie
fermentacji wielocząsteczkowe substancje organiczne zawarte w osadach albo stężonych
ściekach są rozkładane przez bakterie na związki proste, chemicznie ustabilizowane –
głównie na metan i dwutlenek węgla. Mieszanina tych gazów stanowi biogaz.
Do 1996 r. produkcja biogazu na terenie Centralnej Oczyszczalni Ścieków w Poznaniu
realizowana była w dwóch komorach fermentacyjnych (WKF) przy minimalnej wydajności
(zagęszczenie osadów ok. 2%). W bezpośrednim sąsiedztwie WKF zlokalizowany jest
zbiornik gazu o pojemności 3000 m3. Jest to zbiornik o konstrukcji stalowej trójczłonowy
typu mokrego o ciśnieniu gazu 1800-3000 Pa. Zbiornik połączony jest z pochodnią oraz
z kotłownią. Parametry biogazu wytwarzanego w pierwszej połowie lat 90-tych w COŚ
podano w tablicy VI8-1.
Tablica VI8-1. Podstawowe parametry biogazu powstającego w COŚ w Poznaniu
Ciepło spalania
Wartość opałowa
Liczba Wobbego
Gęstość względna gazu
17,44 MJ/m3
15,71 MJ/m3
W = 16,58
W 1= 14,94
1,106
Powyższe dane odbiegają znacznie od standardowych własności fizyko-chemicznych biogazu
uzyskiwanego w przypadku prawidłowo prowadzonej fermentacji osadów. Uwagę zwraca
fakt zbyt małej zawartości metanu (ok. 43% obj.) przy jednoczesnej nadprodukcji dwutlenku
węgla (ok. 56% obj.). Oznacza to, że proces produkcji biogazu powinien być poddany
stałemu nadzorowi dla osiągnięcia właściwych parametrów.
Przewidywana, docelowa produkcja biogazu w Centralnej Oczyszczalni Ścieków w Poznaniu
może być wyznaczona w oparciu o założenia projektowe przyjęte dla technologii
oczyszczania ścieków. W założeniach techniczno-ekonomicznych z 1995 r. przyjęto, że przy
temperaturze 300C i czasie fermentacji 10 dni ilość produkowanego biogazu wyniesie 400
dm3/kg związków organicznych wprowadzanych do komory fermentacyjnej. Stąd przy
szacowanej ilości osadów surowych powstających na oczyszczalni rzędu 76 050 kg/d i
udziału części organicznych w osadzie na poziomie 75%, dobowa masa osadu organicznego
powstająca na oczyszczalni (związków organicznych wprowadzanych do komory
fermentacyjnej) wyniesie 57 040 kg/d oraz średnia ilość powstającego biogazu osiągnie
wielkość rzędu 23 000 m3/d, czyli 958 m3/h. Po spaleniu tej ilości gazu można osiągnąć moc
cieplną rzędu 3,8 MW.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
352
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Obiekty istniejące w COŚ mają zapotrzebowanie na moc cieplną rzędu 4,1 MW. Obiekty
przeznaczone do realizacji mają zapotrzebowanie na moc cieplną 2,8 MW. Docelowe
zapotrzebowanie na moc cieplną wyniesie więc 6,9 MW, w tym:
 centralne ogrzewanie
1,7 MW,
 wentylacja mechaniczna
2,0 MW,
 technologia
3,0 MW,
 ciepła woda użytkowa
0,2 MW,
 razem
6,9 MW.
Aktualnie na terenie COŚ zainstalowana jest kotłownia wyposażona w dwa kotły typu PWPg1,5 BB-2 o mocy cieplnej 1,75 MW - przystosowane do spalania biogazu.
Podana wartość oznacza, że docelowa produkcja biogazu pokryje w znaczącym stopniu
potrzeby własne oczyszczalni w okresie zimowym (6,9 MW), jednak dla zasilania obiektów
zewnętrznych jest to wartość nie mająca znaczenia.
Możliwości wykorzystania entalpii strumienia oczyszczonych ścieków
Parametry termiczne strugi ścieków odprowadzanych z COŚ do rzeki Warty, wahają się w
granicach od 10-120C (okres zimowy) do 18-200C (okres letni). Bezpośrednie wykorzystanie
ciepła odpadowego przy tak niskiej temperaturze dla celów grzejnych jest niemożliwe. Proces
powyższy może być realizowany przy zastosowaniu układu sprężarkowej pompy ciepła.
Pompa ciepła jest urządzeniem pozwalającym wykorzystać zasoby energii o niskim
potencjale ze środowiska lub energii słonecznej czy odpadowej z przemysłu dla potrzeb
ogrzewczych i przygotowania ciepłej wody. Na terenach miejskich dolnym źródłem ciepła dla
pomp ciepła może być powietrze, grunt pod budynkiem, wody głębinowe i powierzchniowe,
a także ścieki odprowadzane z oczyszczalni ścieków. Przykładem prawidłowo
funkcjonującego układu pompy ciepła wykorzystującej ścieki jako dolne źródło energii jest
system ciepłowniczy Malmo (Szwecja), gdzie zastosowano układ pompy ciepła połączonej z
miejską siecią ciepłowniczą o łącznej mocy grzejnej ~17,0 MW.
Opłacalność stosowania pomp ciepła zależy od uzyskiwanego współczynnika sprawności
grzejnej rozumianego jako stosunek efektu czyli wydajności grzejnej skraplacza do nakładu
czyli mocy napędu sprężarki.
Pompy ciepła sprężarkowe produkowane aktualnie w Europie Zachodniej, uzyskują średnie
współczynniki sprawności grzejnej na poziomie :
 dla powietrza zewnętrznego jako dolnego źródła ciepła 2,0 - 2,5;
 dla gruntu jako źródła ciepła 2,2 - 3,2;
 dla wód gruntowych i powierzchniowych 3,0 - 3,5.
Analizując efektywność energetyczną pompy ciepła należy porównywać skumulowane
zużycie energii w pompie ciepła ze skumulowanym zużyciem energii w urządzeniu grzejnym
zastąpionym przez pompę ciepła. Pompa ciepła może być porównana z kotłowniami
opalanymi paliwem stałym, olejem lub gazem. Jeżeli sprawność energetyczna kotła wynosi
60 - 65 %, to pompa ciepła będzie efektywna energetycznie wtedy, gdy jej współczynnik
sprawności grzejnej będzie większy niż 2,6 - 2,7. Natomiast w przypadku wykorzystania
kotłów gazowych o sprawności użytkowej 93 % - przy współczynniku wydajności grzejnej
pompy ciepła większym niż 3,4. Wynika stąd, że pompy ciepła napędzane elektrycznie mogą
być energetycznie opłacalne dla ogrzewań budynków, jeżeli istnieje odpowiednie dolne
źródło ciepła np. rzeka, jezioro, wody gruntowe czy źródło ścieków. Należy jednak
podkreślić, że uzyskanie dodatniego efektu energetycznego nie świadczy jeszcze o celowości
instalowania pompy ciepła. Konieczne jest między innymi przeprowadzenie rachunku
techniczno-ekonomicznego wraz z określeniem czasu zwrotu nakładów inwestycyjnych.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
353
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
W przypadku COŚ miasta Poznania globalny potencjał energetyczny tkwiący w zastosowaniu
pompy ciepła, może być obliczony z bilansu energii obejmującego strugę ścieków i układ
sprężarkowy pompy ciepła. Przyjmując schłodzenie strugi ścieków (dla minimalnej ich
temperatury) od 10 do 8K, moc pompy ciepła zainstalowanej w oczyszczalni ścieków w COŚ
w Poznaniu przy współczynniku efektywności pompy ciepła na poziomie 2,5 przyjmie
wartości zgodne z tablicą VI8-2.
Tablica VI8-2. Moc cieplna pompy ciepła dla oczyszczalni ścieków w Poznaniu
Przepływ ścieków
[tys. m3 doba-1]
140,0
166,0
200,0
Moc parowacza pompy ciepła
[MW]
13,6
16,1
19,4
Moc grzejna pompy ciepła
[MW]
34,0
40,2
48,5
Realna jest więc produkcja ciepła w wodzie o temperaturze 55-650C do realnej mocy ok.
40MW. Jest to wartość interesująca do współpracy z miejską siecią cieplną. Z uwagi na
bliskość oczyszczalni ścieków i EC-II Karolin, korzystne byłoby zasilanie sprężarkowych
pomp ciepła z EC-II - co obniżyłoby koszty zakupu energii elektrycznej do napędu.
8.2. Analiza możliwości produkcji ciepła w procesie spalania odpadów stałych
Poniższa analiza dokonana została na podstawie opracowania przygotowanego przez japońską
agencję JICA dla Zarządu Miasta Poznania odnośnie rozwiązania gospodarki odpadami
stałymi dla aglomeracji poznańskiej (w marcu 1993 r.).
Przyjęto następujące dane wartości opałowej dla projektowanego źródła ciepła spalającego
odpady komunalne:
 górna wartość opałowa: 10.468 kJ/kg ,
 średnia wartość opałowa: 8.793 kJ/kg ,
 dolna wartość opałowa:
5 862 kJ/kg .
Spalanie jest higieniczną i efektywną metodą utylizacji odpadów. Główne zalety spalania
odpadów są następujące:
 Dezynfekcja odpadów - spalanie redukuje ryzyko zanieczyszczenia wód gruntowych.
 Znacząca redukcja masy (ok. 75%) i objętości odpadów palnych - spalanie pozwala
zaoszczędzić wiele miejsca potrzebnego do składowania odpadów.
 Produkcja energii - energię pochodzącą ze spalania śmieci można wykorzystać do
produkcji energii cieplnej lub elektrycznej.
Nowoczesne spalarnie wykonane są w takiej technologii, że uciążliwość dla środowiska,
zwłaszcza ze strony gazów i pyłów odlotowych jest minimalna. Spalarnie takie mogą być
lokalizowane nawet na terenach zurbanizowanych, przez co zmniejsza się koszty związane z
transportem odpadów.
Realna ilość odpadów nadających się do spalania tylko z terenu Poznania zestawiono w
tablicy VI8-3.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
354
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Tablica VI8-3. Ilości odpadów z miasta Poznania nadających się do spalenia
Rok
2001
2006
2010
Odpady nadające się do spalenia (Mg/rok)
131 000
154 000
174 000
Przepustowość spalarni
Wymaganą przepustowość spalarni obliczono przy następujących założeniach:
 ilość odpadów wyniesie 174 000 Mg/rok w 2010 roku,
 wartość opałowa odpadów wyniesie 8800 kJ/kg w 2010 roku,
 7000 godzin pracy spalarni w roku,
 możliwe wahania miesięczne w ilości powstających odpadów,
 maksymalna przepustowość odpadów 30 Mg/h,
 Maksymalna moc szczytowa – 60 MW.
Japońska Agencja JICA przyjęła sugerowane miejsce lokalizacji spalarni odpadów na
obszarze o powierzchni ok. 180 ha usytuowanym we Franowie-Michałowie. Obszar
wymagany dla zbudowania źródła wynosi 5 ha. Lokalizacja została wybrana ze względu na
takie zalety jak:
 położenie ok. 1 km od osiedli mieszkalnych w kierunku północno-wschodnim i
południowym,
 badania geologiczne wykazały istnienie 12 metrowej warstwy piasku na obszarze
projektowanej spalarni; pozostała część przykryta jest warstwą gliny,
 miejsce leży w pobliżu istniejących dróg; długość dróg dojazdowych będzie więc
niewielka.
Wydaje się jednak, że koszty budowy spalarni odpadów jako źródła samodzielnego w mało
uzbrojonym terenie będą wyższe, niż połączenie spalarni z istniejącymi źródłami ciepła np.
EC-II Karolin lub nowoprojektowane EC Zachód (ul. Świerzawska). Należy też brać pod
uwagę względy społeczne. Z tych powodów pewną przewagę ma lokalizacja modułu do
spalania odpadów komunalnych w EC-II Karolin - z uwagi na już istniejącą infrastrukturę
energetyczną.
Spalarnia jest zdolna osiągnąć eksploatacyjną moc cieplną tylko ze spalania odpadów rzędu
50 MW i dostarczać w ciągu miesiąca ok. 120 000 GJ energii cieplnej. Ta ilość ciepła może
być zagospodarowana przez obecną sieć PEC S.A. nawet w miesiącach letnich. W związku z
tym nie ma obawy, by odpady mogące być spalone trafiały na wysypisko ze względu na
nadmiar uzyskiwanego ciepła (nawet latem, przy czynnych wszystkich trzech liniach spalania
- 30 Mg/h).
Źródło ciepła oparte o spalanie odpadów jest w stanie zastąpić ciepłownię o mocy 50 MW lub
układ skojarzony o parametrach: 9,4 MWe i 47 MWth. Średnia produkcja ciepła w latach
2005-2010 wyniosłaby 1,2 mln GJ na rok.
Jako przykład rozwiązania problemu utylizacji odpadów komunalnych jest działająca od 1992
roku w Danii w Horsens (Horsens Combinet Heat and Power Plant) - elektrociepłownia
gazowo-parowa z kotłami do spalania odpadów komunalnych.
Odpady są spalane w dwóch kotłach parowych, które dają 30,8 Mg/h pary o temperaturze
4250C i ciśnieniu 4,7 MPa. Para ta zasila turbinę parową i pozwala na uzyskanie mocy
elektrycznej 6MWe. Natomiast gaz ziemny jest spalany w temperaturze 11000C i turbina
gazowa osiąga moc elektryczna 22 MWe. Za turbiną jest zainstalowany kocioł odzysknicowy,
który produkuje 33,3 Mg/h pary o temperaturze 4250C i ciśnieniu 4,7 MPa.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
355
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Para zasila tę sama turbinę dając dodatkowo 7MWe. Ciepło odpadowe jest wykorzystywane
do zasilania systemu ciepłowniczego o parametrach 90/500C. W systemie zastosowano
zbiornik do akumulacji energii o pojemności 8000 m3 wody gorącej - co zapewnia 7 godzinną
pracę z pełnym obciążeniem systemu ciepłowniczego.
Dodatkowo zainstalowano chłodnicę powietrzną wody sieciowej, pracującą w okresie małego
obciążenia systemu ciepłowniczego - co pozwala na spalanie odpadów i produkcję energii
elektrycznej w okresie letnim.
Sprawność nominalna procesu produkcji w skojarzeniu jest następująca: energia elektryczna 41%, ciepło sieciowe - 53%, straty 6%, czyli sprawność całkowita wynosi 94%.
Parametry techniczne Horsens CH&PP są następujące:
 Moc elektryczna
35 MWe,
 z turbiny gazowej
22 MWe,
 z turbiny parowej
13 MWe,
 Moc cieplna
43 MWth,
 z turbiny gazowej
27 MWth,
 z kotłów na odpady
16 MWth,
 Roczna produkcja energii elektrycznej - 188 000 MWh,
 Roczna produkcja ciepła - 243 000 MWh,
 Zużycie gazu ziemnego - 26,0 mln m3 (305 550 MWh),
 Zużycie odpadów - 71 000 Mg (215 000 MWh),
 Sprawność całoroczna - 82,7%,
 Koszt budowy - 450 mln DDK (ca. 240 mln zł).
Przy ilości rocznej odpadów w Poznaniu tj. 150000-170000 Mg/rok, można w systemie
ciepłowniczym zastosować takie dwa moduły jak CH&PP Horsens w Danii.
9. Wykorzystanie sieci cieplnej do zasilania urządzeń chłodniczych
Centralne systemy ciepłownicze oparte na źródłach skojarzonych posiadają znaczne rezerwy
w okresie letnim. W tym okresie wzrasta zapotrzebowanie na energię chłodniczą dla
dynamicznie rozwijających się urządzeń klimatyzacyjnych. Dotychczas do tego celu
najczęściej są wykorzystywane sprężarkowe freonowe urządzenia chłodnicze - przy czym
sprężarki (wyporowe lub przepływowe) napędzane są silnikami elektrycznymi. Obecnie
urządzenia chłodnicze stosowane w systemach klimatyzacji komfortowej i przemysłowej
zużywają w krajach rozwiniętych o podobnych jak Polska warunkach klimatycznych 7-12%
energii elektrycznej w skali roku. Wykorzystanie, niedociążonego w okresie letnim, systemu
ciepłowniczego do zasilania urządzeń chłodniczych umożliwia realizację skojarzonej
gospodarki energetyczno-cieplno-chłodniczej (trigeneration).
W procesach urbanizacyjnych występują tendencje do centralizacji obiektów handlowych,
usługowych, naukowych, rozrywkowych itp. Instalacje ogrzewania, wentylacji, klimatyzacji i
zaopatrzenia w ciepłą wodę tych obiektów stanowią duże odbiorniki ciepła i zimna. O ile
problem zaopatrzenia takich obiektów w ciepło jest w praktyce rozwiązany, o tyle
zaopatrzenie ich w zimno na potrzeby klimatyzacji jest nadal, z wielu względów, zarówno
technicznych jak i ekonomicznych - otwarte. Aktualnie najczęściej stosowanymi źródłami
zimna są i nadal będą freonowe urządzenia chłodnicze ze sprężarkami napędzanymi silnikami
elektrycznymi. Urządzenia te są kosztowne, wymagają kwalifikowanej obsługi oraz stanowią
zagrożenie dla środowiska. Ponadto ich stopień wykorzystania w ciągu roku jest niewielki.
Wysokie koszty eksploatacyjne są związane z dużymi kosztami energii elektrycznej.
Ten stan w wielu przypadkach można zmienić stosując w systemie ciepłowniczym skojarzoną
gospodarkę cieplno-chłodniczą, przy czym sprzyja temu sezonowość zapotrzebowania na
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
356
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
ciepło i zimno. Sieć cieplną można w okresie letnim wykorzystać do zasilania absorpcyjnych
bromolitowych urządzeń chłodniczych, przeznaczonych do chłodzenia wody zasilającej
instalacje klimatyzacyjne (wytwornice wody lodowej). Zaletą wytwornic absorpcyjnych jest
znikoma liczba części ruchomych (tylko pompy roztworu), co sprawia, że są one bardziej
trwałe i niezawodne w porównaniu z wytwornicami freonowymi sprężarkowymi.
Wprowadzenie skojarzonego wytwarzania ciepła i zimna umożliwiły osiągnięcia techniki
chłodniczej, a w szczególności rozwój i udoskonalenie konstrukcji absorpcyjnych
bromolitowych urządzeń chłodniczych. W urządzeniach tych czynnikiem roboczym jest
bromek litu, a czynnikiem chłodniczym - woda.
Energetyczna efektywność bromolitowego absorpcyjnego urządzenia chłodniczego określa
tzw. współczynnik wydajności chłodniczej εa zdefiniowany wzorem:
εa = Qo/Qw
kW/kW
gdzie:
Qo - moc chłodnicza uzyskana w parowaczu,
Qw - moc cieplna (napędowa) doprowadzana w warniku.
Dotychczas barierami utrudniającymi wykorzystanie sieci ciepłowniczych do zasilania
absorpcyjnych urządzeń chłodniczych były:
 względnie niska temperatura wody sieciowej w okresie letnim - 70-750C (wymogi
podgrzewania ciepłej wody użytkowej),
 okresowe remonty i przeglądy urządzeń ciepłowniczych realizowane w lecie,
 niewystarczająca przepustowość przyłączy ciepłowniczych (parametry obliczeniowe
150/700C, a obecnie 120-125/55-600C, natomiast spadki temperatury w warnikach
tradycyjnych urządzeń absorpcyjnych nie przekraczały 5-10K).
Tę ostatnią barierę pokonano przez wprowadzenie nowej technologii w budowie
absorpcyjnych urządzeń chłodniczych przez wprowadzenie tzw. dwustopniowego
odgazowania roztworu roboczego bromku litu (Single-Effect/Double Lift - S-E/D-L).
Rozwiązanie to umożliwia większe schłodzenie wody sieciowej (nośnika ciepła), a tym
samym zmniejszenie strumienia jej masy. Dla porównania osiąganego efektu w tablicy VI9-1
zestawiono podstawowe wskaźniki eksploatacyjne wytwornic wody lodowej: tradycyjnej
firmy Carrier i nowoczesnej S-E/D-L. Z danych tych wynika, że zwiększenie spadku
temperatury nośnika ciepła w warniku wytwornicy S-E/D-L (dające zmniejszenie strumienia
wody sieciowej), okupione zostało obniżeniem współczynnika wydajności chłodniczej.
Generalnie można stwierdzić, że obecnie nie ma problemów technicznych związanych z
wykorzystaniem ciepła sieciowego do wytwarzania zimna i w zasadzie o wyborze rodzaju
wytwornicy wody lodowej decydują aspekty ekonomiczne i ekologiczne.
Sprowadzając zagadnienie jedynie do porównania kosztów eksploatacji, a właściwie kosztów
zużywanej energii napędowej, stosowanie urządzeń absorpcyjnych będzie uzasadnione wtedy,
gdy koszty energii elektrycznej zużywanej przez urządzenie sprężarkowe będzie większe niż
koszty ciepła potrzebnego do napędu urządzenia absorpcyjnego, zgodnie z zależnością:
Qo ke/ εs > Qo kc/ εa
gdzie:
Qo - ilość wyprodukowanego zimna w sezonie chłodzenia, MWh,
εs - średni sezonowy współczynnik wydajności chłodniczej urządzenia sprężarkowego,
εa - średni sezonowy współczynnik wydajności chłodniczej urządzenia absorpcyjnego,
ke - jednostkowy koszt energii elektrycznej, zł/MWh,
kc - jednostkowy koszt energii cieplnej, zł/MWh.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
357
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Tablica VI9-1. Podstawowe wskaźniki eksploatacyjne bromolitowych wytwornic wody lodowej
Lp.
Charakterystyczna wielkość
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
Moc chłodnicza
Parametry wody lodowej
Strumień objętości wody lodowej
Zapotrzebowanie na moc grzejną
Temperatura wody zasilającej
Temperatura wody powrotnej
Strumień objętości wody grzejnej
Moc cieplna odprowadzana z absorbera i skraplacza
Początkowa temperatura wody chłodzącej
Końcowa temperatura wody chłodzącej
Strumień objętości wody chłodzącej
Współczynnik wydajności chłodniczej
Zapotrzebowanie na moc na zaciskach silników pomp
Dodatkowe zapotrzebowanie na moc elektryczną
Jednostka
miary
kW
0C
dm3/s
kW
0C
0C
dm3/s
kW
0C
0C
dm3/s
kW/kW
kW
kW
Wytwornica Wytwornica
tradycyjna
S-E/D-L
371
370
6/12
6/12
14,77
14,73
515
673
90,0
95,0
79,2
60,0
11,4
4,59
886
1043
28,0
28,0
31,1
34,0
68,1
41,5
0,72
0,55
1,5
2,5
21,0
24,0
W porównywalnych warunkach eksploatacji współczynniki wydajności chłodniczej
wytwornic wody lodowej przyjmują następujące wartości:
 urządzenia sprężarkowe - εs = 3,0-3,4 (średnio 3,2),
 bromolitowe urządzenia absorpcyjne - εa = 0,68-0,72 (średnio 0,7).
Stąd ke/kc wynosi 4,57, co oznacza - pomijając inne aspekty, że gdy jednostkowy koszt
energii elektrycznej jest ca. 4,6 razy wyższy niż jednostkowy koszt ciepła, to pod względem
kosztów energii, urządzenia absorpcyjne są korzystniejsze niż urządzenia sprężarkowe
napędzane energią elektryczną.
Jednak pełne rozstrzygnięcie wymaga analizy kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych
układów sprężarkowych i absorpcyjnych w warunkach porównywalnych, a mianowicie:
 kosztów inwestycyjnych różnych wariantów źródła zimna,
 kosztów zużywanej energii napędowej i wody uzupełniającej,
 roczne koszty stałe łącznie z kosztami obsługi i konserwacji.
Z analiz kosztów urządzeń dwóch firm: York International i Sanyo Electric wynikają wnioski:
koszt absorpcyjnych wytwornic wody lodowej zależy od rodzaju nośnika ciepła; wytwornice
zasilane parą wodną są znacznie tańsze niż zasilane gorącą wodą,
koszt absorpcyjnych wytwornic wody lodowej zasilanych wodą gorącą zależy wyraźnie od
temperatury wody grzejnej; koszt wytwornic Sanyo zasilanych wodą 90/850C jest ok. 50%
wyższy niż wytwornic York zasilanych wodą o parametrach 115/1090C,
koszt sprężarkowych wytwornic wody lodowej jest w zasadzie znacznie niższy niż
absorpcyjnych; wyjątkiem są wytwornice ze sprężarkami śrubowymi o mocy powyżej
800kW, których koszt jest wyższy niż wytwornic bromolitowych zasilanych parą wodną o
ciśnieniu 0,78 MPa. W przypadku, gdy moc chłodnicza tych wytwornic przekracza 1750kW,
to ich koszt jest wyższy niż wytwornic bromolitowych zasilanych wodą o parametrach
155/1090C.
Koszt wytwornicy wody lodowej ma decydujący wpływ na całkowite koszty inwestycyjne
źródła zimna na potrzeby klimatyzacji, jednak powinny decydować koszty łączne obliczone w
okresie eksploatacji. Koszty te wyznaczono na przykładzie modelowego źródła zimna
eksploatowanego w następujących warunkach:
 obliczeniowa maksymalna moc chłodnicza Qo = 1000 kW,
 parametry wody lodowej 6/120C,
 parametry wody chłodzącej skraplacz: 27/320C (temperatura skraplania 350C),
 układ chłodzenia wody: obiegowy otwarty z chłodniami wentylatorowymi.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
358
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Analiza została przeprowadzona dla dwóch wariantów:
Wariant I - źródło zimna wyposażone w wytwornicę wody lodowej ze sprężarką śrubową
otwartą napędzaną silnikiem elektrycznym; czynnik chłodniczy R22,
Wariant II - źródło zimna wyposażone w bromolitową wytwornicę wody lodowej zasilanej
wodą sieciową o parametrach 80/750C.
Wariant I
Źródło zimna - sprężarkowa wytwornica wody lodowej typu 17722SC 20-26 firmy York
International o parametrach:
 Rzeczywista moc chłodnicza - 1150 kW (12/6/320C),
 Pobór mocy napędowej - N = 225 kW,
 Koszt urządzenia - 82500 USD,
 Sezonowe zużycie energii elektrycznej do napędu sprężarek chłodniczych - 328358
kWh/a,
 Zużycie energii elektrycznej do napędu urządzeń pomocniczych i pomp, wentylatorów
chłodni - 32836 kWh/a,
 Strumień masy wody chłodzącej skraplacz - 58 kg/s (208,8 m3/h),
 Zużycie wody uzupełniającej - 6600 m3/a.
Wariant II
Źródło zimna - bromolitowa wytwornica wody lodowej typu Y1A10E3 firmy York
International o parametrach:
 Znamionowa moc chłodnicza - 3380 kW (przy parametrach wody 115/1090C),
 Rzeczywista moc chłodnicza - 1000 kW (przy parametrach wody 80/750C),
 Pobór mocy napędowej pompy roztworu - N = 8,3 kW,
 Koszt urządzenia - 228912 USD,
 Sezonowe zapotrzebowanie na zimno - 1100000 kWh/a,
 Sezonowe zużycie ciepła napędowego - 1340000 kWh/a,
 Obliczeniowe zapotrzebowanie na moc w warniku - 1220 kW,
 Zużycie energii elektrycznej do napędu pompy roztworu, pomp obiegowych wody
chłodzącej, wentylatorów chłodni - 67900 kWh/a,
 Strumień masy wody chłodzącej skraplacz i absorber - 103,8 kg/s (373,7 m3/h),
 Zużycie wody uzupełniającej - 11800 m3/a.
W tablicach VI9-2 i VI9-3 zestawiono koszty głównych urządzeń źródeł zimna wg wariantów
I i II oraz zużycie nośników energii, natomiast w tablicy VI9-4 zestawiono sezonowe koszty
eksploatacyjne dla obydwu wariantów.
Tablica VI9-2. Zestawienie kosztów głównych urządzeń źródeł zimna o mocy 1000 kW [zł]
Lp.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Charakterystyczna wielkość
Sprężarkowa wytwornica wody lodowej
Absorpcyjna wytwornica wody lodowej
Stacja transformatorowa o mocy 250 kVA
Wentylatorowa chłodnica wody o mocy 1250 kW (z
rurociągami)
Wentylatorowa chłodnica wody o mocy 2175 kW (z
rurociągami i pompami)
Razem urządzenia
Wariant I
330 000
-
100 000
100 000
Wariant II
915 650
-
-
175 000
530 000
1 090 650
1 USD = 4,0 zł; wszystkie ceny bez VAT
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
359
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Tablica VI9-3. Zestawienie zużywanych nośników energii w sezonie chłodzenia [zł]
Lp.
Charakterystyczna wielkość
1. Energia elektryczna
2. Energia cieplna
3. Woda uzupełniająca
Jednostka
MWh/a
MWh/a
m3/a
Wariant I
361,2
6 600
Wariant II
67,9
1 340,0
11 300
Moc chłodnicza wariantów 1000 kW
Tablica VI9-4. Sezonowe koszty eksploatacji źródeł zimna o mocy 1000 kW [zł/a]
Lp.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Charakterystyczna wielkość
Koszt energii elektrycznej
Koszt energii cieplnej
Koszt wody uzupełniającej
Materiały pomocnicze (filtry, oleje, czynnik chłodniczy)
Obsługa i serwis (łącznie z kosztami osobowymi)
Razem koszty eksploatacyjne
Wariant I
88 728
-
13 200
9 500
40 000
151 428
Wariant II
16 680
72 092
23 600
4 000
116 372
Jednostkowy koszt wody - 2 zł/m3; Jednostkowy koszt energii elektrycznej - 245,65 zł/MWh;
Jednostkowy koszt energii cieplnej - 53,40 zł/MWh (14,83 zł/GJ).
Koszt robót budowlano-montażowych oraz rozruchu i regulacji sprężarkowych wytwornic
wody lodowej wynosi ca. 371000 zł. W przypadku wariantu II tj. bromolitowej wytwornicy
wody lodowej zakres robót budowlanych jest znacznie mniejszy oraz urządzenia są prostsze,
stąd koszt ten wynosi ca. 15% kosztów urządzeń, czyli 164000 zł. Łączne koszty zestawiono
w tablicy VI9-5.
Tablica VI9-5. Łączne koszty inwestycyjne i eksploatacyjne źródeł zimna o mocy 1000 kW [zł/a]
Lp.
1.
2.
3.
4.
Charakterystyczna wielkość
Koszty urządzeń
Koszty robót i rozruchu
Razem koszty inwestycyjne
Sezonowe koszty eksploatacji
Wariant I
530 000
371 000
901 000
151 428
Wariant II
1 090 650
164 000
1 254 650
116 372
Wszystkie ceny i koszty bez VAT
Prosty czas zwrotu (SPBT) nakładów na źródło chłodu z bromolitową wytwornicą wody
lodowej wyniesie w tym przykładzie 10,1 lat. Jest to jednak możliwe przy odpowiedniej
relacji ceny energii elektrycznej i cieplnej (w przykładzie odpowiednio: 245,65 zł/MWh i
53,40 zł/MWh). Dla przypadku cen ciepła produkowanego w ZEC-P S.A. w Poznaniu
wynoszącej średnio 77,60 zł/MWh (21,56 zł/GJ) prosty czas zwrotu wynosi aż 112 lat, a przy
cenie ciepła oferowanego przez PEC S.A. jest to zupełnie nieopłacalne.
Jednak układy skojarzone lub zintegrowane (kombinowane) mają sporo zalet w porównaniu z
układami małymi indywidualnymi. W układach tych część chłodnicza ma istotne znaczenie
dla opłacalności budowy takich systemów. Niektóre wybudowane układy:
 Kapitol w Waszyngtonie – chłodnicza moc docelowa 63 MW,
 Dzielnica handlowa w Hamburgu – docelowo 61 MW,
 Port lotniczy we Frankfurcie nad Menem – moc chłodnicza 26 MW,
 Światowe Centrum Handlu w Nowym Jorku – moc chłodnicza 172 MW.
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
360
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
VI. Restrukturyzacja i rozwój systemów energetycznych ................................................................................... 296
1. Cele główne planowania energetycznego .................................................................................................... 296
2. Analiza opłacalności podłączania nowych odbiorców do systemów sieciowych ........................................ 298
2.1. Wprowadzenie ...................................................................................................................................... 298
2.2. Koszty inwestycyjne podłączenia nowych odbiorców.......................................................................... 300
2.3. Wskaźniki efektywności ekonomicznej rozbudowy infrastruktury sieciowej ...................................... 301
2.4. Koszty eksploatacji układu zaopatrzenia w energię odbiorców ............................................................ 303
2.5. Przykład analizy opłacalności podłączenia nowych odbiorców ........................................................... 306
3. Uwarunkowania przekształceń i rozwoju systemów energetycznych w mieście ......................................... 311
4. Problemy restrukturyzacji sektora zaopatrzenia w ciepło ............................................................................ 312
5. Bezpieczeństwo energetyczne a struktura spółek energetycznych .............................................................. 315
5.1. Ciepłownictwo w Göteborgu - Szwecja ................................................................................................ 316
5.1.1. Rozwój systemu ciepłowniczego ................................................................................................... 316
5.1.2. Funkcjonowanie systemu ciepłowniczego ..................................................................................... 318
5.1.3. Ochrona środowiska ....................................................................................................................... 318
5.2. Ciepłownictwo w Odense – Dania ........................................................................................................ 319
5.2.1. Miejski system ciepłowniczy ......................................................................................................... 320
5.2.2 System nadzoru i pomiar zużycia energii cieplnej .......................................................................... 321
5.2.3. Niezawodność dostawy ciepła ....................................................................................................... 322
5.3. Ciepłownictwo w Dreźnie – Niemcy ................................................................................................... 323
5.4. Ciepłownictwo w Wiedniu – Austria ................................................................................................... 328
6. Kierunki modernizacji i rozwoju systemów ciepłowniczych....................................................................... 332
7. Efektywność wykorzystania i nowoczesność MSC w Poznaniu ................................................................. 337
7.1. Elementy oceny struktur zaopatrzenia w ciepło .................................................................................... 337
7.2. Ocena ciepłownictwa zorganizowanego w Poznaniu ........................................................................... 339
7.2.1. Zakres działalności podstawowej przedsiębiorstwa ciepłowniczego ............................................. 339
7.2.2 Sposób produkcji ciepła dla systemu ciepłowniczego .................................................................... 340
7.2.3. Konfiguracja źródeł ciepła współpracujących z siecią cieplną ...................................................... 342
7.2.4. Topologia sieci cieplnej oraz jej parametry techniczne i technologiczne ...................................... 343
7.2.5. Transformacja parametrów nośnika energii u odbiorcy ................................................................. 344
7.2.6. Rozwiązania instalacji grzewczych u odbiorcy ............................................................................. 344
7.2.7. Monitoring systemu i zarządzanie dostawą energii oraz środowiskiem ........................................ 345
7.2.8. Badania i rozwój, innowacje i know-how ...................................................................................... 345
7.2.9.Ocena energetyczno-ekologiczna.................................................................................................... 345
7.2.10. Cena ciepła oferowanego z systemu ciepłowniczego .................................................................. 346
7.3. Wpływ otoczenia na możliwości wykorzystania potencjału ciepłownictwa......................................... 349
7.4. Przesłanki i kierunki inwestowania ....................................................................................................... 350
8. Zasoby energii odnawialnej na terenie miasta ............................................................................................. 351
8.1. Wykorzystanie biogazu i energii odpadowej z oczyszczalni ścieków (COŚ) ....................................... 351
8.2. Analiza możliwości produkcji ciepła w procesie spalania odpadów stałych ........................................ 354
9. Wykorzystanie sieci cieplnej do zasilania urządzeń chłodniczych .............................................................. 356
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
361
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru miasta Poznania
Rys. VI2-1. Schemat rozwoju systemu zaopatrzenia w energię obszaru zurbanizowanego................................ 299
Tablica VI2-1. Warianty obliczeniowe analizy opłacalności podłączenia nowych odbiorców do układów
sieciowych ................................................................................................................................................... 306
Tablica VI2-2. Wartość kryterium zużycia energii pierwotnej dla poszczególnych wariantów ......................... 308
Tablica VI2-3. Wartość kosztów inwestycyjnych budowy układów sieciowych [tys. PLN] ............................. 308
Rys. VI2-2. Cena równowagi energii cieplnej dla odbiorców przyłączanych do sieci gazowej przy założeniu
1800 h wykorzystania mocy zmówionej ...................................................................................................... 308
Rys. VI2-3. Cena równowagi energii cieplnej dla odbiorców przyłączanych do sieci gazowej przy założeniu
2400 h wykorzystania mocy zmówionej ...................................................................................................... 309
Rys. VI2-4. Cena równowagi energii cieplnej dla odbiorców przyłączanych do sieci cieplnej przy założeniu
1800 h wykorzystania mocy zmówionej ...................................................................................................... 309
Rys. VI2-5. Cena równowagi energii cieplnej dla odbiorców przyłączanych do sieci cieplnej przy założeniu
2400 h wykorzystania mocy zmówionej ...................................................................................................... 310
Rys. VI5-1. Sposób obciążenia systemu ciepłowniczego w Goeteborgu (1999) ................................................ 318
Rys. VI5-2. Zmiana rodzaju paliw w systemie ciepłowniczym w Goeteborgu (lata 1980-1996) ....................... 318
Tablica VI5-1. Produkcja energii cieplnej w OKF Odense - Dania [tyś. GJ] ..................................................... 320
Rys. VI5-3. Zmienność sprzedaży energii cieplnej w ciągu roku w OKF Odense – Dania [GJ] (1997)............ 321
Rys. VI5-4. Schemat organizacyjny koncernu komunalnego TWD w Dreźnie .................................................. 323
Rys. VI5-5. Schemat struktury DREWAG – Stadtwerke Dresden GmbH .......................................................... 324
Rys. VI5-6. Sprzedaż energii elektrycznej przez DREWAG (lata 1989-1999)................................................... 324
Rys. VI5-7. Sprzedaż energii cieplnej przez DREWAG (lata 1989-1999) ......................................................... 324
Rys. VI5-8. Sprzedaż gazu ziemnego w jednostkach energii przez DREWAG (1993-99) ................................ 325
Rys. VI5-9. Sprzedaż wody przez DREWAG (1993-99) .................................................................................... 325
Rys. VI5-10. Redukcja emisji zanieczyszczeń w systemie ciepłowniczym DREWAG (1991-99) .................... 327
Rys. VI5-11. Poziom emisji dwutlenku węgla w systemie ciepłowniczym DREWAG w porównaniu z innymi
systemami i nośnikami energii ..................................................................................................................... 327
Tablica VI5-2. Parametry charakterystyczne DREWAG – ciepłownictwo i PEC S.A. (1999) .......................... 328
Rys. VI5-12. Schemat sieci cieplnej i układ źródeł ciepła w FW Wiedeń (1999) ............................................... 330
Rys. VI5-13. Oszczędność energii pierwotnej w ciągu roku w FW Wiedeń (1999) ........................................... 331
Rys. VI5-14. Emisja zanieczyszczeń w FW Wiedeń - [kg/MWh] (1999)........................................................... 331
Tablica VI5-3. Parametry charakterystyczne FW Wiedeń i PEC S.A. (1999) ................................................... 331
Tablica VI6-1. Porównanie parametrów środowiskowych kotła i systemów ciepłowniczych ........................... 334
Tablica. VI6-2. Parametry charakteryzujące układy skojarzone modułowe ....................................................... 337
Tablica VI7-1. Konfiguracja jednostek w ECI i ECII obydwu źródłach ............................................................ 341
Rys. VI7-1. Wykres uporządkowany mocy cieplnej w ciągu roku 2000 ECII Karolin (moc max 523 MW): 1 krzywa potencjalnego obciążenia przy pełnym wykorzystaniu mocy zamówionej przez PEC S.A.(780
MW); 2 - poziom mocy maksymalnej bloków BL.1,2,3 pracujących w skojarzeniu .................................. 341
Tablica VI7-2. Potencjalny wzrost sprzedaży energii cieplnej z jednostek skojarzonych ECII Karolin ............ 342
Tablica VI7-3. Porównanie niektórych kryteriów opisujących podmiot eksploatujący sieć cieplną .................. 343
Tablica VI7-4. Porównanie parametrów środowiskowych kotła i systemów ciepłowniczych (1999) ................ 346
Tablica VI7-5. Cena średnia ciepła z MSC w Poznaniu (2001) ......................................................................... 347
Tablica VI7-6. Średnia cena gazu GZ-35 i wytworzonej energii cieplnej w Poznaniu (2001) ........................... 347
Tablica VI7-7. Średnia cena wytworzonej energii cieplnej z kotłowni gazowej w Poznaniu (2001) ................. 348
Tablica VI8-1. Podstawowe parametry biogazu powstającego w COŚ w Poznaniu .......................................... 352
Tablica VI8-2. Moc cieplna pompy ciepła dla oczyszczalni ścieków w Poznaniu ............................................. 354
Tablica VI8-3. Ilości odpadów z miasta Poznania nadających się do spalenia .................................................. 355
Tablica VI9-1. Podstawowe wskaźniki eksploatacyjne bromolitowych wytwornic wody lodowej ................... 358
Tablica VI9-2. Zestawienie kosztów głównych urządzeń źródeł zimna o mocy 1000 kW [zł] .......................... 359
Tablica VI9-3. Zestawienie zużywanych nośników energii w sezonie chłodzenia [zł] ...................................... 360
Tablica VI9-4. Sezonowe koszty eksploatacji źródeł zimna o mocy 1000 kW [zł/a] ......................................... 360
Tablica VI9-5. Łączne koszty inwestycyjne i eksploatacyjne źródeł zimna o mocy 1000 kW [zł/a] ................. 360
© CALORING Sp. z o.o. Poznań & ZOKiOP Politechnika Poznańska
362