Istota skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej na rynkach krajów Unii Europejskiej Autor: Dr Tomasz Motowidlak, Katedra Międzynarodowych Stosunków Gospodarczych, Uniwersytet Łódzki („Energetyka” – czerwiec/lipiec 2007) Kogeneracja traktowana jest jako proces skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła (ang. Combined Heat and Power - CHP). Obecnie określa się ją jako równoczesną generację, w jednym procesie technologicznym, energii cieplnej i elektrycznej i/lub mechanicznej 1). Proces ten odbywa się w tym samym systemie wytwórczym i przy wykorzystaniu jednego (dla obu procesów) rodzaju paliwa pierwotnego. Proces wytwarzania tych rodzajów energii jest ze sobą ściśle powiązany, co oznacza, iŜ produkcja ciepła wymusza produkcję energii elektrycznej i na odwrót. MoŜe on znaleźć zastosowanie jedynie w miejscach, w których występuje równoczesne zapotrzebowanie na energię cieplną i elektryczną, przy czym popyt na tę pierwszą „wymusza" popyt na tę drugą. Zatem produktem głównym jest ciepło i zapotrzebowanie na nie decyduje o lokalizacji i wielkości siłowni, zaś energia elektryczna moŜe być przekazywana do ogólnokrajowej sieci przesyłowej. Wiodąca rola produkcji ciepła sprawia, iŜ elektrociepłownie, w porównaniu z elektrowniami kondensacyjnymi (wytwarzającymi jedynie energię elektryczną), ze względu na mniejszą elastyczność, mają ograniczone moŜliwości konkurowania na wolnym rynku energii elektrycznej2). Poziom działalności w tego typu instalacjach determinowany jest bowiem w znacznej mierze przez sezonowość popytu na ciepło. Dlatego pomimo wyraźnych zalet układy skojarzone nie zastąpią całkowicie rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Jednak ich stosowanie wpływa korzystnie na bilans energetyczny kraju oraz na strukturę zuŜycia paliw pierwotnych. Jedną z największych zalet kogeneracji jest duŜo większa sprawność ogólna łącznej produkcji energii elektrycznej i ciepła, w porównaniu z procesami rozdzielonymi. Naturalną konsekwencją tej zaleŜności jest znaczna oszczędność zuŜycia energii pierwotnej. Na rysunku 1 (diagram Sankey'a) zaprezentowano róŜnice w zuŜyciu paliwa pierwotnego, niezbędnego do wyprodukowania takiej samej ilości energii elektrycznej i ciepła, w układach rozdzielonych i kogeneracyjnych. Efektywność energetyczna systemu CHP jest zwykle o 20--30% wyŜsza niŜ efektywność energetyczna przy oddzielnym wytwarzaniu energii elektrycznej w elektrowni kondensacyjnej i ciepła w kotłowni wytwarzającej tylko ciepło, zakładając korzystanie przez nie z tego samego paliwa. Uzyskanie 100 jednostek energii elektrycznej oraz 100 jednostek ciepła (patrz rys. 1), w procesie ich oddzielnego wytwarzania wymaga „wsadu" 310 jednostek energii pierwotnej. Produkcja energii elektrycznej powoduje, iŜ średnio 81 jednostek energii pierwotnej ulega rozproszeniu w środowisku poprzez kondensację i straty przez kominy (do mórz, rzek, jezior i bezpośrednio do atmosfery), 14 jednostek traci się w procesie spalania, a 2 podczas procesu dystrybucji. Wytwarzanie energii cieplnej wymaga „poświęcenia" 7 jednostek energii pierwotnej w procesie spalania oraz 5 podczas jej przesyłu.

Opisany powyŜej rozpływ energii powoduje, iŜ efektywność tego procesu wynosi 64,5%. Natomiast w przypadku wytwarzania tych samych ilości obu rodzajów energii przez elektrociepłownię opalaną gazem w cyklu skojarzonym potrzebna ilość energii pierwotnej wynosi 222 jednostki. Wobec tych samych rozmiarów strat występujących podczas dystrybucji (nie uwzględniane są straty przesyłowe) obu produktów oraz rozproszenia 15 jednostek energii pierwotnej w trakcie wytwarzania (procesu spalania) energii cieplnej, efektywność tego procesu wynosi 90%. Z powyŜszego wynika, iŜ w procesach CHP zuŜywa się od 25 do 30% mniej paliwa niŜ w przypadku oddzielnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Oznacza to ich wysoką efektywność paliwową (oszczędność zuŜycia paliwa pierwotnego), co przekłada się na redukcję całkowitych kosztów paliwa (w tym redukcję kosztów ich importu). Niniejszy artykuł ma na celu prezentację podstawowych walorów stosowania układów skojarzonych oraz jego efektów w Unii Europejskiej (UE). Jednak za centralny produkt procesu kogeneracji potraktowane zostało nie ciepło, a energia elektryczna. Tematyka ta była juŜ poruszana w artykule zatytułowanym „Istota skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej na rynkach krajów Unii Europejskiej", opublikowanym w Energetyce 2007, nr 5. Lokalne znaczenie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła Podstawowe oszczędności energetyczne, występujące w układach skojarzonych, polegają na pełniejszym wykorzystaniu energii dostarczonej w paliwie, tzn. zminimalizowaniu ciepła odpadowego, które towarzyszy rozdzielonemu wytwarzaniu ciepła uŜytecznego i energii elektrycznej. Ciepło odpadowe moŜe być bowiem wykorzystywane do ogrzewania budynków mieszkalnych, budynków uŜyteczności publicznej, obiektów komercyjnych, a takŜe zakładów przemysłowych (rys. 3). W ten sposób CHP stanowi doskonały sposób integracji lokalnych dostaw

energetycznych tak, aby lokalne zapotrzebowanie na parę przemysłową, gorącą wodę dla gospodarstw domowych, ogrzewanie przestrzeni pomieszczeń i ewentualnie jej chłodzenie mogło być połączone z równoległą produkcją energii elektrycznej (rys. 2). Stąd teŜ skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła pozostaje w bezpośrednim związku z tzw. ciepłownictwem (ang. District Heating - DH) lub chłodnictwem (ang. District Cooling - DC) okręgowym. Pojęcia te oznaczają ciepło wytwarzane centralnie i dostarczane poprzez sieci przesyłowe i dystrybucyjne do uŜytkowników. Systemy DH i DC są znacznie zróŜnicowane pod względem swojej wielkości, tzn. mogą one zaopatrywać jedynie kilka budynków, ale takŜe duŜe miasta z kilkoma tysiącami kilometrów rurociągów w miejskiej sieci ciepłowniczej. System CHP/DH/DC zapewnia szeroką elastyczność w zakresie wyboru paliw, przy czym ich wachlarz obejmuje wszystkie rodzaje paliw kopalnych, odnawialne źródła energii oraz ciepło odpadowe z róŜnych źródeł, podczas gdy systemy ciepłownicze o niewielkiej skali w poszczególnych budynkach są ograniczone do kilku zaawansowanych paliw, takich jak gaz ziemny, czysty lekki olej opałowy lub granulowane drewno i torf.

System DH odgrywa bardzo istotną rolę szczególnie w krajach Europy Północnej. Na przykład w Islandii zaspokajał on w 2002 roku 98% popytu na ciepło do ogrzewania budynków mieszkalnych i uŜyteczności publicznej, podczas gdy w Rosji i na Litwie wartość tego wskaźnika wynosiła 70%, na Łotwie 68%, w Polsce 53%, w Estonii 52%, w Danii i Finlandii 50%, w Szwecji 47% oraz w Słowacji 40%. Mniejsze znaczenie miał on na Węgrzech (16%), w Austrii (12,5%), Niemczech (12%), Holandii (3%) oraz Wielkiej Brytanii (1%) 3). NiepodwaŜalną atrakcyjność źródeł kogeneracyjnych moŜna podnieść stosując dodatkowo wytwarzanie chłodu. Dlatego teŜ w rozwiniętych krajach zachodnich od dawna budzi zainteresowanie równoczesne wytwarzanie energii elektrycznej, ciepła i chłodu, zwane teŜ trigeneracją4). Źródła skojarzone dysponują energią napędową w postaci ciepła, której wymagają typowe urządzenia chłodnicze. Zatem szczególnie poza okresem grzewczym, kiedy źródła te dysponują znaczną nadwyŜką mocy grzejnej, jej część moŜe zostać wykorzystana do wytwarzania chłodu niezbędnego np. w urządzeniach klimatyzacyjnych. Dostarczany on jest do nowo wznoszonych obiektów uŜyteczności publicznej (np. banki, budynki biurowe, budynki sądów i komisariatów, szpitale, hotele, szkoły, budynki biurowe, hipermarkety, sale koncertowe, hale sportowe, pływalnie) oraz skupiskom domków jednorodzinnych, obiektom handlowym i przemysłowym, którym stawia się wymóg klimatyzacji pomieszczeń. Obiekty te są zwykle wyposaŜone w urządzenia technologiczne lub przygotowujące wodę lodową na potrzeby klimatyzacji komfortowej lub technologicznej. Stosując dostawę chłodu moŜna nie tylko dodatkowo wykorzystać moc grzejną, ale takŜe istotnie ograniczyć zuŜycie energii elektrycznej, stosowanej zwykle do napędu spręŜarkowych urządzeń chłodniczych, zainstalowanych u poszczególnych odbiorców.

Ciepło grzejne moŜe być wykorzystane do napędu absorpcyjnych urządzeń chłodniczych generujących niskotemperaturowy chłód do celów przemysłowych lub przetwórstwa spoŜywczego (zamraŜalnie, mroźnie, przechowalnictwo). Zwykle takie obiekty, wyposaŜone w spręŜarkowe urządzenia chłodnicze, zasilane są energią elektryczną z krajowego systemu elektroenergetycznego. W przypadku wymienionych obiektów szczególnego znaczenia nabierają małe układy skojarzone, co widoczne jest w niektórych krajach zachodniej Europy, a zwłaszcza w Niemczech i Wielkiej Brytanii5). Dają one bowiem moŜliwość rozszerzenia zakresu stosowalności skojarzonej produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu na pojedynczych obiektach lub grupach obiektów. Pojęcie małych układów skojarzonych odnosi się generalnie do urządzeń o mocy elektrycznej do 1 MW (czasami do 10 MW w zastosowaniach przemysłowych), wytwarzających ciepło lub chłód na potrzeby obiektu, w którym zostały zastosowane6). Energia elektryczna generowana w skojarzeniu moŜe być w całości zuŜyta w obiekcie, jak teŜ w całości lub w części sprzedana do sieci lub innym odbiorcom. Stosowanie małych układów skojarzonych daje moŜliwość efektywnego wykorzystania energii chemicznej paliwa wszędzie tam, gdzie przez określoną liczbę godzin w roku występuje odpowiednio duŜe zapotrzebowanie na energię elektryczną i ciepło (w krajach UE minimalny wymagany czas pracy urządzenia określa się na ok. 4500 godzin rocznie), przy czym inwestowanie w duŜy układ elektrociepłowni nie jest opłacalne lub moŜliwe. Obiecujące są przykłady zastosowania małej gospodarki skojarzonej w zakładach przemysłu chemicznego i petrochemicznego, hutniczych, papierniczych i branŜy artykułów spoŜywczych. Obiekty te zgłaszają stosunkowo duŜe, stałe zapotrzebowanie na ciepło, pozwalając na osiągnięcie wysokiego poziomu wykorzystania zainstalowanej mocy. Szklarnie wykorzystują ciepło małych układów skojarzonych, opartych na silnikach gazowych. Energia elektryczna jest wykorzystywana do naświetlania upraw szklarniowych w celu intensyfikacji produkcji rolnej, ciepło zapewnia odpowiednie warunki wegetacji w okresach chłodniejszych, a oczyszczone spaliny stanowią tanie źródło CO2 dla procesów fotosyntezy. Inwestycja osiąga zatem dodatni efekt ekonomiczny, wynikający z zastąpienia ciepła nabywanego z sieci miejskiej bądź wytwarzanego lokalnie oraz energii elektrycznej nabywanej z sieci przez ciepło i energię elektryczną produkowane w skojarzeniu. Dodatkowym atutem małych układów skojarzonych jest fakt, iŜ w warunkach gospodarki rynkowej typowe okresy zwrotów nakładów inwestycyjnych wynoszą (w krajach UE) od 2 do 5 lat, co jest wielkością dosyć atrakcyjną jak na inwestycje w energetyce7). Bliskość odbiorców i wynikający stąd lokalny wymiar skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła powoduje, iŜ kluczową rolę w udostępnieniu obywatelom korzyści z nim związanych odgrywają przede wszystkim władze lokalne. W ich gestii bowiem spoczywa inicjatywa dotycząca sporządzania planów zaopatrzenia podległego im terenu w energię, ze szczególnym uwzględnieniem wykorzystania lokalnych źródeł energii, w tym źródeł odnawialnych. Stąd teŜ duŜy udział w portfelu potencjalnych odbiorców energii skojarzonej mają podmioty zaleŜne od samorządów8). Przykład urzeczywistnienia takich planów przedstawiono na rysunku 4.

To tzw. wytwarzanie rozproszone ma niebagatelne znaczenie z punktu widzenia zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, które nierzadko dotyczy terenów peryferyjnych. Poza rozproszeniem produkcji wynika ono z mniejszej zaleŜności od awaryjności systemów elektroenergetycznych oraz zewnętrznych dostaw surowców. Jest to tym bardziej istotne, iŜ wraz z postępującą liberalizacją rynków energii elektrycznej moŜe dojść (chociaŜ nie musi) do osłabienia poziomu niezawodności zasilania. Zaprezentowana instalacja CHP wykorzystuje lokalne zasoby biomasy. Obejmuje ona przede wszystkim drewno pochodzące z okolicznych lasów oraz produkty uboczne gospodarki leśnej. Elektrociepłownia zasilana jest zatem bezpośrednio okrąglakami oraz speletyzowanymi gałęziami i liśćmi, natomiast pośrednio (za pośrednictwem zakładu przemysłu drzewnego) wiórami, korą, ścinkami i innymi odpadami produkcyjnymi. Paliwo technologiczne dla źródła skojarzonego stanowią takŜe odpady produkcji rolnej (np. siano, niewykorzystana masa zbóŜ), które pochodzą z okolicznych pól. Jako paliwo uzupełniające jednostka energetyczna moŜe równieŜ wykorzystywać paliwa stałe, pochodzące z okolicznych gospodarstw domowych (np. niepotrzebne meble, opakowania) oraz instytucji uŜyteczności publicznej (np. zuŜyte materiały medyczne ze szpitali, odpady z wysypisk komunalnych). Domieszka paliw kopalnych (np. węgla kamiennego) ma zadanie zwiększenie efektywności spalania (tzw. proces wspótspalania biomasy). Produkty procesu CHP trafiają do lokalnych odbiorców. Ciepło technologiczne (procesowe), w postaci pary przemysłowej, wykorzystywane jest przez jednostkę przemysłu drzewnego do prowadzenia działalności operacyjnej, natomiast ciepło grzewcze, za pośrednictwem systemu DH, rozprowadzane jest do okolicznych budynków i domów. Wytwarzana jednocześnie energia elektryczna wprowadzana jest do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej. Opisane powiązania o charakterze lokalnym umoŜliwiają, jak wspomniano, unikanie strat w sieci oraz wykorzystanie ciepła odpadowego, które w rozdzielonych procesach wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej dostaje się do środowiska (głównie do atmosfery) i zostaje bezpowrotnie utracone (rys. 3). Powstające tym sposobem w cyklu skojarzonym, wskutek jego istotnie wyŜszej sprawności, znaczne oszczędności energii pierwotnej przyczyniają do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, a w szczególności dwutlenku węgla. Stąd teŜ wynika duŜe znaczenie rozwoju kogeneracji w kształtowaniu systemów zasilania w energię, szczególnie w krajach dokonujących przeobraŜeń w kierunku gospodarki rynkowej. TakŜe w tym aspekcie duŜe znaczenie odgrywają lokalne jej uwarunkowania. Powstające, w wyniku planowania na poziomie gmin, bilanse dla lokalnej gospodarki energetycznej pozwalają bowiem na określenie stanu zasobów i ewentualnych potrzeb. Stają się one podstawą do planowania rozwoju uwzględniającego ochronę środowiska naturalnego przy zastosowaniu najlepszej dostępnej technologii nie powodującej nadmiernych kosztów9). Poza wysoką efektywnością energetyczną, w przypadku CHP niŜsze są zwykle straty w przesyle energii elektrycznej, poniewaŜ jej odbiorcy zlokalizowani są w pobliŜu. Lokalny charakter skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej zdeterminowany jest tą drugą z nich, gdyŜ przesył ciepła, na znaczne odległości, wiąŜe się z duŜymi stratami. Zatem źródła skojarzone mogą stanowić, oprócz rozbudowy i modernizacji sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, środek na zmniejszenie znacznych strat sieciowych, występujących w krajach UE podczas przesyłu energii elektrycznej. Ich wielkości, dla państw członkowskich UE, przedstawiono w tabeli 1.

W 2004 roku dla krajów UE-27 sięgały one 6,69% podaŜy energii elektrycznej (produkcja skorygowana o saldo wymiany międzynarodowej) i były niŜsze niŜ w 1995 roku o 0,41 pkt. proc. Znacznie wyŜsze były one w krajach UE-12. Wśród nich jedynie na Cyprze, w

Czechach, Słowacji i Słowenii wartości wskaźników strat przesyłowych były znacznie poniŜej poziomu dwucyfrowego. Największa część energii elektrycznej ulegała utracie w Bułgarii (14,24%), na Łotwie (13,13%), na Malcie (13,06%) i w Estonii (13,04%), zaś najmniejsza jej część „ginęła" w trakcie przesyłu i dystrybucji w Finlandii (3,26%), Holandii (3,69%), Belgii (4.14%) i Niemczech (4,71%). W tabeli 1 zaprezentowano takŜe wpływ, jaki na ubytki energii elektrycznej wywierało zuŜycie własne jednostek ją wytwarzających. W 2004 zuŜyły one w UE 5,08% energii elektrycznej, co oznacza spadek o 0,61 pkt. proc. w stosunku do 1995 roku. Największą część energii elektrycznej przeznaczano na pokrycie potrzeb własnych jednostek wytwórczych w Estonii (10,49%), Bułgarii (9,80%) i Polsce (8,71%). Natomiast najbardziej elektro-oszczędne były one w Luksemburgu, Szwecji i Portugalii. Znaczenie rozwoju układów skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła dla ochrony środowiska WaŜną zaletą układów skojarzonych jest ich zdolność do spełniania, w coraz większym stopniu, rosnących wymagań z zakresu ochrony środowiska w porównaniu z układami rozdzielonymi. Wymagania te wynikają przede wszystkim z Dyrektywy o duŜych źródłach spalania (Dyrektywa LCP) oraz Dyrektywy o handlu pozwoleniami na emisję CO2 (Dyrektywa 2003/87/EC). Zdolność ta wynika z niŜszej emisyjności procesu skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej w porównaniu z procesem rozdzielonym (patrz rys. 5).

O ile produkcja jednej megawatogodziny energii elektrycznej w elektrowni kondensacyjnej opalanej węglem kamiennym łączyła się z emisją 800 kg CO2, o tyle przeniesienie jej do elektrociepłowni opalanej tym samym paliwem ograniczało ją do 500 kg. Podobnie wyglądała sytuacja w przypadku jednostek wytwórczych, dla których paliwo technologiczne stanowi gaz ziemny. PowyŜsze, korzystne dla instalacji skojarzonych, zaleŜności wynikają z ich wyŜszych sprawności ogólnych w stosunku do układów rozdzielonych. W przypadku zmiany miejsca wytwarzania energii elektrycznej z elektrowni węglowej na elektrociepłownię opalaną gazem ziemnym zdolność ta znajduje wyraz w niŜszej o ok. 55% emisji CO2 i o ok. 65% redukcji emisji NOx (patrz tab. 2). Nie występują wówczas emisje pyłów, S02, a takŜe popiołów, a przy właściwej eksploatacji, tlenek węgla i węglowodory

pojawiają się jedynie w ilościach śladowych10).

Cena energii elektrycznej odzwierciedla tylko niektóre koszty wynikające z istnienia całego łańcucha działań związanych z produkcją energii. Poza kosztami o charakterze wewnętrznym (koszty produkcyjne), uwzględnianymi w cenie energii, występują koszty zewnętrzne, których cena energii nie odzwierciedla. Ich wysokość jest ściśle powiązana z rodzajem technologii wytwarzania energii oraz gatunkiem paliwa. Pełny cykl paliwa (cykl paliwowy) obejmuje koszty powstające nie tylko w procesie wytwarzania uŜytkowych form energii, lecz takŜe koszty związane z wydobyciem surowca, jego transportem i przetworzeniem. Na poszczególnych etapach cyklu paliwowego zdarzają się wypadki śmiertelne. Określony wymiar pienięŜny mają pozostałe wypadki (zranienia) i choroby będące następstwem funkcjonowania sektora energetycznego (koszty leczenia osób poszkodowanych). Wymierne straty ponosi takŜe ogólnie pojęte środowisko w wyniku destrukcyjnego oddziaływania energetyki na ekosystemy (np. flora, fauna, plony) oraz budynki, budowle i materiały. Przyczynia się ona do efektu ocieplenia globalnego, jest emitentem uciąŜliwego hałasu. Szereg kosztów zewnętrznych (społecznych), powstałych w rezultacie funkcjonowania sektora energetycznego, pokrywanych jest przez społeczeństwo w postaci róŜnych opłat i podatków. Ich konfrontację dla oddzielnego (elektrownia na węgiel brunatny i elektrownia na węgiel kamienny) i skojarzonego (elektrociepłownia na zawodowa węgiel kamienny) sposobu wytwarzania energii elektrycznej w Polsce przedstawiono na rysunku 6. Z danych przedstawionych na rysunku wynika, iŜ wytworzenie 1 MWh energii elektrycznej w skojarzeniu oznacza o 24 euro niŜsze koszty zewnętrzne w porównaniu z procesem rozdzielonym opartym na węglu kamiennym. RóŜnica ta jest jeszcze większa w stosunku do elektrowni opalanej węglem brunatnym.

NaleŜy zaznaczyć, iŜ dane z rysunku 6 odzwierciedlają skalę korzyści odnoszoną przez społeczeństwo w związku ze stosowaniem kogeneracji mimo jego orientacyjnego charakteru. Są one bowiem pochodną technologii i paliw stosowanych w Polsce w 1998 roku, co nadaje im subiektywny charakter. Jednocześnie raŜąco zaniŜone zostały wielkości strat powodowanych przez emisję CO2, która jest odpowiedzialna za efekt globalnego ocieplenia klimatu Ziemi. Koszty zewnętrzne powodowane przez emisję CO2 są bardzo kontrowersyjne. Ich wielkość przyjęto na maksymalnym poziomie zalecanym przez Komisję Europejską w ramach wieloletniego projektu ExternE (ang. Externalities of Energy). Istotę kosztów zewnętrznych, których źródłem jest energetyka unaocznia fakt, iŜ ich wysokość odpowiada cenom energii elektrycznej (40-60 euro/MWh). Biorąc pod uwagę, iŜ w Polsce ok. 16% energii elektrycznej wytwarza się w elektrociepłowniach, społeczeństwo unika z tego tytułu kosztów zewnętrznych w wysokości 500-600 mln euro (23,0 TWh x 24,000 euro/TWh) rocznie, w stosunku do sytuacji, w której jej całość byłaby wytwarzana w elektrowniach kondensacyjnych, a ciepło w kotłach wodnych. Do kwoty tej naleŜy dodać jeszcze uniknięte bezpośrednie koszty produkcji w wysokości ok. 300 mln euro rocznie11). W naszym kraju, dzięki stosowaniu kogeneracji, oszczędza się rocznie ok. 1,7% energii pierwotnej. Oszczędność ta przekłada się na mniejsze o ok. 2,5 mln ton (17,88 TWh x 138,450 t/TWh) w skali roku zuŜycie węgla kamiennego, co odpowiada około 5,5 mln ton (17,88 TWh x 299,980 t/TWh) węgla brunatnego. Uniknięcie kosztów zakupu transportu (często na znaczne odległości) węgla kamiennego przynosi odbiorcom energii korzyść finansową w wysokości ok. 400-500 mln euro rocznie (2,5 mln t x 50 euro/t). NiŜsze zuŜycie paliwa redukuje emisje CO2 o około 5 mln ton (17,88 TWh x 270,000 t/TWh) rocznie, co oznacza, iŜ energetyka ponosi o ok. 80-100 mln euro (5 mln t x 16 euro/t) mniejsze wydatki12), konieczne do zakupu pozwoleń na emisję.

MoŜna zatem stwierdzić, iŜ dzięki istniejącym w Polsce elektrociepłowniom moŜna zaoszczędzić od 1280 mln (500 + 300 + + 400 + 80) do 1600 mln (600 + 300 + 500 + 100) euro rocznie. Przy ocenie tych oszczędności naleŜy mieć na uwadze zarówno moŜliwości fizyczne, jak i ograniczenia techniczne i ekonomiczne, które towarzyszą gospodarce skojarzonej13). MoŜliwości fizyczne są związane z parametrami termodynamicznymi nośnika energetycznego, wykorzystywanego w urządzeniach do realizacji skojarzonego wytwarzania. Ograniczenia techniczne wynikają przede wszystkim z róŜnych przebiegów charakterystyk czasowych zapotrzebowania na moc cieplną i elektryczną odbiorców, a takŜe znikomych moŜliwości magazynowania energii, zwłaszcza elektrycznej. Natomiast ograniczenia ekonomiczne związane są z konkretną sytuacją gospodarczą i uwzględniają m.in. ceny paliw, wysokość nakładów inwestycyjnych, a takŜe konkurencyjność układów skojarzonych w stosunku do rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Paliwowa, sektorowa i technologiczna struktura kogeneracji w UE MoŜliwość redukcji zapotrzebowania na energię pierwotną zyskuje na znaczeniu w obliczu duŜej zaleŜność UE od importu surowców energetycznych. Z tego względu szersze wykorzystanie i rozwój technologii skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła mogą odegrać istotną rolę w zaspokojeniu potrzeb energetycznych gospodarek tych państw, które charakteryzują się szczególnie wysoką elektrochłonnością. Dotyczy to w szczególności krajów UE-10, które dla wytworzenia jednostki produktu krajowego brutto potrzebują ok. 2,4 razy więcej energii pierwotnej niŜ kraje UE-1514). W 2002 roku w krajach UE, w instalacjach CHP, skonsumowano 1512,21 TWh energii pierwotnej, której głównym nośnikiem był gaz ziemny (39,88%). ZuŜyto takŜe stosunkowo duŜe ilości węgla kamiennego (21,30%) oraz nośników odnawialnych (11,09%). Struktura paliw, która ukształtowała się w 2002 roku (patrz tab. 3), była rezultatem wyraźnego wzrostu udziału paliw stałych, przy równoczesnym spadku udziału pozostałych rodzajów paliw, a w szczególności gazu ziemnego oraz innych paliw (np. biomasy, gazu rafineryjnego, koksowniczego oraz wielkopiecowego). Zmiany dynamiczne nie pozbawiły jednak gazu ziemnego statusu paliwa, które odgrywa dominującą rolę w kogeneracji krajów UE. Wyraźna przewaga tego paliwa zaznaczyła się od 1998 roku, natomiast we wcześniejszych okresach do skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej w największym stopniu wykorzystywano „inne paliwa" (1994 rok) oraz paliwa stałe (1996 rok). Układy kogeneracyjne mogą być stosowane wszędzie tam, gdzie istnieje zapotrzebowanie na ciepło grzewcze lub technologiczne. Dlatego teŜ zwykle elektrociepłownie lokalizowane są w miastach lub zakładach przemysłowych. Mogą one mieć róŜne moce elektryczne i cieplne, o których decyduje jednak popyt na ciepło. Dzięki takiemu usytuowaniu w systemie elektroenergetycznym pozwalają one, jak juŜ wcześniej wspomniano, na znaczną redukcję strat sieciowych (moŜliwości zmniejszenia strat przesyłowych sięgają 5-10%) oraz sprzyjają zwiększeniu bezpieczeństwa i niezawodności zasilania odbiorców lokalnych, a takŜe wykorzystaniu lokalnych źródeł paliw i energii (w tym odnawialnych)15).

W krajach UE w 2002 roku elektrociepłownie zawodowe wyprodukowały 163,09 TWh energii elektrycznej, co stanowiło 54,51% energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu. W poprzednich latach udział ten był znacznie niŜszy i wynosił np. w 1997 roku 40,59%. Źródłem pozostałej części energii elektrycznej pochodzącej z instalacji CHP byli producenci niezaleŜni (elektrociepłownie przemysłowe). Sektorową strukturę skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej w UE, w okresie 1994-2002, przedstawiono na rysunku 7, zaś głównych producentów niezaleŜnych na rysunku 8. Wśród niezaleŜnych producentów dominującą rolę odgrywały elektrociepłownie funkcjonujące przy podmiotach przemysłu papierniczego (27,69%), chemicznego (23,50%) oraz rafinerie (17,67%). Wytwarzają one łącznie ponad dwie trzecie energii elektrycznej, której źródłem są wszyscy producenci niezaleŜni łącznie. NaleŜy jednocześnie zaznaczyć, iŜ wymienione branŜe przemysłu, ze względu na ich duŜą energochłonność, są jednocześnie odbiorcami energii elektrycznej oraz ciepła (w postaci pary przemysłowej) wytworzonych przez swoje elektrociepłownie. Spadek roli elektrociepłowni przemysłowych w skojarzonej produkcji energii elektrycznej w 2002 roku był negatywnym zjawiskiem, poniewaŜ ich całkowita sprawność wynosiła ponad 82% i była znacznie wyŜsza (patrz rys. 10) od analogicznego parametru charakteryzującego elektrociepłownie zawodowe (niecałe 60%). W 2002 roku sektor elektrociepłowni zawodowych był odpowiedzialny za ponad 80% produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w źródłach skojarzonych w takich krajach, jak: Litwa, Łotwa, Węgry, Estonia i Dania (patrz tab. 4).

Natomiast w Grecji, Hiszpanii, Irlandii, Luksemburgu oraz Wielkiej Brytanii skojarzona produkcja energii elektrycznej zdominowana była przez producentów niezaleŜnych. NaleŜy takŜe odnotować, iŜ sektor elektrociepłowni zawodowych wyraźnie dominował w krajach UE-10 (posiadały one 71,9% udział w produkcji energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł skojarzonych), podczas gdy w obrębie krajów UE-15 proporcje udziału obu sektorów były symetryczne. W 2002 roku w krajach UE do wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu najszerzej wykorzystywany był cykl z zastosowaniem turbin parowych przeciwpręŜnych. W ten sposób wyprodukowano 94,76 TWh energii elektrycznej, co stanowiło 31,67% całkowitej generacji (patrz rys. 9).

Technologia ta zyskała na znaczeniu w stosunku do 2000 roku, a krajem najszerzej ją stosującym była Szwecja. Pozwoliła ona temu krajowi na uzyskanie aŜ 85,29% energii elektrycznej, której źródłem były instalacje CHR Turbiny parowe przeciwpręŜne szeroko stosowano takŜe w Estonii i Niemczech, a ich udział w ilości wytworzonej energii elektrycznej wynosił odpowiednio 56,38% i 54,91%. Nie znalazły one uznania w Holandii, Wielkiej Brytanii, na Łotwie i w Irlandii. W krajach tych nie został bowiem przekroczony 10-procentowy próg udziału energii elektrycznej wytworzonej za ich pośrednictwem w

całkowitej jej ilości pochodzącej z układów skojarzonych. Znaczne ilości energii elektrycznej wytworzono wykorzystując technologię cyklu kombinowanego. W ten sposób w krajach UE w 2002 roku wyprodukowano 70,14 TWh energii elektrycznej, co oznaczało 23,44% energii elektrycznej powstałej w skojarzeniu. NaleŜy odnotować, iŜ jeszcze w 2000 roku była to technologia dominująca. Ponad 50% energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł skojarzonych pozyskano, za jej pośrednictwem, w Luksemburgu, Holandii i Wielkiej Brytanii. W wielu krajach UE, np. Francji, Grecji i Irlandii nie była ona stosowana, natomiast mniej niŜ 5% energii elektrycznej ze źródeł skojarzonych, za ich pośrednictwem, uzyskano w Belgii, Polsce i Szwecji. W krajach UE ponad 18% energii elektrycznej wyprodukowanej w skojarzeniu uzyskano w cyklu turbin parowych kondensacyjnych, co oznacza znaczny wzrost jego udziału w stosunku do 2000 roku. Krajami wyróŜniającymi się pod tym względem byty Litwa i Łotwa, w których cykl ten zdominował kogenerację. W pierwszym z nich wytworzono bowiem w ten sposób 91,28% energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł skojarzonych, zaś w drugim 83,22%. Znaczną rolę technologia ta odgrywała w Polsce i Czechach, w których wartości analogicznych parametrów wyniosły odpowiednio 61,80% oraz 56,81 %. Jej zastosowanie nie pozwoliło jednak na przekroczenie 5-procentowego udziału w skojarzonej generacji energii elektrycznej w Holandii (2,89%), na Węgrzech (3,37%) oraz Hiszpanii (3,42%). Na turbiny parowe z odzyskiem ciepła przypadało, w 2002 roku, 15,49% energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z ciepłem. Udział ten był nieco wyŜszy w porównaniu z 2000 rokiem. Został on znacznie przekroczony w takich krajach, jak Grecja i Irlandia, w których cykl ten pozwolił na generację odpowiednio 78,30% i 65,08% energii elektrycznej, której źródłem byty instalacje CHR W minimalnym zakresie, nie przekraczającym 2% całkowitego wolumenu energii elektrycznej, wytworzonej w skojarzeniu, cykl ten wykorzystywany był Austrii, Szwecji, Polsce i Słowacji. Około 10% energii elektrycznej w skojarzeniu wygenerowano w innych układach kogeneracyjnych, do których przede wszystkim zalicza się cykl z zastosowaniem silników ze spalaniem wewnętrznym. Technologia ta straciła nieco na znaczeniu w UE w porównaniu z 2000 rokiem, jednakŜe odgrywała ona dość duŜą rolę w Luksemburgu, Portugalii i Hiszpanii. Pochodząca z tych instalacji energia elektryczna stanowiła odpowiednio 41,38%, 35,65% oraz 27,29% całkowitej jej ilości wytworzonej w skojarzeniu w tych krajach. Sprawność kogeneracji w krajach Unii Europejskiej według technologii i sektorów Z powyŜszych aspektów technologicznych skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej wynikają konsekwencje ekonomiczne. WiąŜą się one ze sprawnością ogólną poszczególnych cykli (co ma wpływ na oszczędność energii pierwotnej), jak równieŜ z rodzajem stosowanego paliwa. Z danych, zaprezentowanych w formie graficznej na rysunku 10, wynika, iŜ najwyŜszą efektywnością charakteryzuje się cykl wytwarzania oparty na turbinach parowych przeciwpręŜnych oraz na turbinach parowych z odzyskiem ciepła. Ten pierwszy z nich zasilany jest paliwami stałymi (węgiel kamienny, węgiel brunatny i biomasa stała), zaś drugi

węglem lub gazem ziemnym. Wzrost znaczenia obu z nich przyczynił się do wzrostu znaczenia paliw stałych w kogeneracji, które w znacznej części pochodzą ze źródeł lokalnych.

Jednocześnie wysoka efektywność skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej (utrzymana na poziomie krajowym), połączona z szeroką skalą zastosowania tych technologii, pozytywnie rzutuje na sprawność ogólną kogeneracji, na przykład takich krajów, jak Szwecja i Niemcy (patrz tab. 4). W obu tych krajach, oprócz wysokiego udziału tych technologii w skojarzonym wytwarzaniu energii elektrycznej (w przypadku Szwecji dotyczy to tylko cyklu opartego na wykorzystaniu turbin parowych przeciwpręŜnych), uzyskano takŜe ich wysoką (przewyŜszającą średnią UE) sprawność ogólną (odpowiednio: 82% i 77%). Stąd teŜ wysoka sprawność ogólna układów kogeneracyjnych tych krajów, wynosząca odpowiednio 82% i 79%. W przypadku Estonii stosunkowo niska sprawność ogólna kogeneracji (60%), mimo relatywnie wysokiego udziału cyklu opartego na zastosowaniu turbin parowych przeciwpręŜnych, jest rezultatem niskiej jego sprawności na poziomie krajowym (tylko 68%). Stosunkowo niska efektywność ogólna cechowała cykl wykorzystujący turbiny parowe kondensacyjne oraz cykl kombinowany. Paliwem technologicznym dla tego pierwszego z nich jest węgiel kamienny, zaś dla tego drugiego gaz ziemny. W okresie 2000-2002 skurczył się zakres stosowania cyklu kombinowanego, któremu towarzyszył znaczny wzrost zakresu wykorzystania turbin parowych kondensacyjnych. Z tym teŜ naleŜy wiązać wysoką dodatnią dynamikę zapotrzebowania na paliwa stałe (patrz tab. 3) oraz spadek udziału gazu ziemnego, jako paliw „wejściowych" dla kogeneracji krajów UE. Łącznie cykle te były odpowiedzialne za generację ponad 60% energii elektrycznej pochodzącej z instalacji typu CHP w Austrii, Czechach, Danii, Holandii, Słowacji oraz Wielkiej Brytanii. Sytuacja ta, z wyjątkiem Danii i Holandii, nie sprzyjała wysokiej sprawności układów ko-genarycyjnych tych krajów.

Przykładem mogą być kogeneracje Słowacji i Czech, których efektywność naleŜała do najniŜszych wśród krajów UE. WyŜsza sprawność ogólna kogeneracji Danii i Holandii związana była ze znacznie wyŜszą, od średniej UE, efektywnością krajową cyklu kombinowanego. Pewne nadzieje z jego szerszym wykorzystaniem w UE moŜna wiązać z zagospodarowaniem innych źródeł gazów palnych, takich jak biogaz z wysypisk śmieci, gaz biologiczny z oczyszczalni ścieków, pozasystemowymi złoŜami gazu ziemnego oraz metanem ze złóŜ węgla kamiennego16). Na ogólną sprawność kogeneracji poszczególnych krajów istotnego wpływu nie wywiera cykl wytwarzania skojarzonego oparty na wykorzystaniu silników ze spalaniem wewnętrznym, dla którego paliwo technologiczne stanowi olej opałowy i napędowy. Jego sprawność ogólna oddaje poziom unijny, a zakres jego stosowania zmniejszył się nieznacznie. Ze zmianą tą naleŜy wiązać ujemną dynamikę paliw płynnych, jako paliw zasilających układy kogeneracyjne w krajach UE. Zakończenie Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła jest technologią stosowaną ze względu na powaŜne korzyści energetyczne, ekologiczne i ekonomiczne. Wywiera ono takŜe pozytywny wpływ na poprawę bezpieczeństwa energetycznego. Głównym paliwem stosowanym w kogeneracji UE pozostaje gaz ziemny, który umoŜliwia wysoką efektywność wykorzystania paliwa i tym samym przyczynia się do ochrony środowiska naturalnego i równowagi bilansu energetycznego Wspólnoty. Stąd teŜ UE podejmuje intensywne działania mające na celu wsparcie rozwoju skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Ich prezentacji poświęcony zostanie kolejny artykuł. Przedstawione w niej zostanie znaczenie kogeneracji dla zdolności wytwórczych oraz produkcji energii elektrycznej w poszczególnych krajach członkowskich UE.

PRZYPISY 1) Mielczarski W. (red.): Rozwój systemów elektroenergetycznych, Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, Łódź 2004, s. 163

2) Michalski D.: Rozwój produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z energią cieplną. Wspólnoty Europejskie 2006, nr 11, s. 41 3) http://www.opet-chp.net/chpwhat.asp

4) Kubski R: Skojarzona gospodarka cieplno-elektryczna. Energia, ciepło i chłód. Nafta & Gaz Biznes 2005, nr 3

5) Marecki J.: Perspektywy rozwoju skojarzonej gospodarki energetycznej w warunkach rynkowych. Energetyka 2000, nr 10, s. 452 6) Kalina J., Skorek J.: Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w urządzeniach małej mocy. Gospodarka Paliwami i Energią 1999, nr 4, s. 13

7) Kalina J., Skorek J.: Opłacalność stosowania małych układów do skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w pojedynczych obiektach. Gospodarka Paliwami i Energią 1999, nr 7, s. 2

8) A.Panek, A.Wiszniewski: Energetyka skojarzona małej skali na lokalnych rynkach energii. Gospodarka Paliwami i Energią 2001, nr 3, s. 15 9) Pupka J.: Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepta w Polsce. Energetyka 2001, nr 8, s. 439 10) RóŜycki A.W., Szramka R.: Wytwarzanie energii w skojarzeniu. Biblioteka Regulatora, http://www.ure.gov.pl 11) DreŜewski J., Rubczyński A.: MoŜliwości poprawy efektywności energetycznej Polski. Rzeczpospolita 11 września 2006

12) Obliczeń dokonano na podstawie ceny pozwolenia z września 2006 r. wynoszącej ok. 16 euro/t CO2; w styczniu 2007 cena ta była ok. 4-krotnie niŜsza 13) Marecki J.: Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej. Wokół Energetyki 2005, nr 2 14) Energy & Transport in Figures 2004, European Commission Directorate_General for Energy and Transport 15) Mielczarski W. (red.): Rozwój systemów elektroenergetycznych, Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, Łódź 2004, s. 164 16) Norwisz J., Kolenda Z.: Produkcja skojarzona ciepła i energii elektrycznej w Polsce. MoŜliwości i uwarunkowania. Gospodarka Paliwami i Energią 2001, nr 11, s. 4