IEEFA: ciepło odpadowe rozwiązaniem dla elektrociepłowni CEZ w Polsce

IEEFA doszło do wniosku, że głównymi barierami dla zmniejszenia emisji dwutlenku węgla i lokalnego zanieczyszczenia powietrza z elektrociepłowni węglowych w dwóch miastach na południu Polski (Chorzów, Skawina) nie są cena, zysk czy opłacalność, ale wola polityczna i stabilne warunki regulacyjne dla wszystkich uczestników rynku i technologii, w tym dla odzysku ciepła odpadowego (ang. WHR − Waste Heat Recovery).

Analitycy zwracają uwagę, że trzy czwarte całego ciepła w lokalnym system ciepłowniczym w Polsce jest produkowane ze spalania węgla, co niesie za sobą ogromną ilość emisji dwutlenku węgla i lokalne zanieczyszczenie powietrza, w tym pyłem i toksycznymi tlenkami azotu oraz siarką.

Jednocześnie, jak zaznaczono w analizie, spalanie węgla, gazu i biomasy w elektrociepłowniach jest w Polsce wspierane, bo jest czystszym sposobem wytworzenia ciepła niż źródła domowe. Niemniej jednak w ocenie twórców analizy odzysk ciepła odpadowego jest zdecydowanie mniej emisyjną technologią, która obecnie w Polsce nie korzysta z dedykowanych systemów wsparcia.

Jak przyznano w opracowaniu, pozyskiwanie ciepła odpadowego nie jest jednak pozbawione wyzwań. Analitycy zwracają uwagę między innymi na bardzo tanią możliwość odzysku ciepła odpadowego z hut stali, z którą jednak wiążą się problemy tego sektora wrażliwego na niestabilność światowego rynku tego surowca, a jedna z dwóch przeanalizowanych hut jest częściowo zasilana węglem. Natomiast odzysk ciepła odpadowego z oczyszczalni ścieków wiąże się z wyższymi kosztami operacyjnymi, ale odznacza się bardzo niskim ryzykiem. Technologia ta jest również ograniczona jeśli chodzi o skalę. W badaniu wskazano dostępne źródła odpowiadające około jednej trzeciej zdolności wytwórczej jednego bloku elektrociepłowni węglowej. Niemniej jednak odzysk ciepła odpadowego mógłby stworzyć platformę dla portfela niskoemisyjnego ciepłownictwa, włączając w to inne odnawialne źródło ciepła takie jak skoncentrowaną energię słoneczną i energię geotermiczną, a także energię wiatrową i słoneczną w celu obniżenia kosztów operacyjnych i poprawienia wydajności.

W raporcie IEEFA przeanalizowano dwa przemysłowe miasta na południu Polski, porównując opłacalność dwóch elektrociepłowni węglowych należących do CEZ-u, przyjmując jako inne opcje zamianę ich na elektrociepłownie gazowe, na biomasę lub na ciepło odpadowe odzyskane z lokalnych oczyszczani ścieków i hut stali ArcelorMittal.

W opracowaniu przedstawiono pięć scenariuszy, w pierwszym CEZ utrzymuje elektrociepłownie węglowe i działa tak długo, jak to możliwe. W drugim CEZ sprzedaje elektrociepłownie węglowe nowemu właścicielowi, który działa tak długo, jak to możliwe. Kolejny scenariusz zakłada, że CEZ zamknie elektrociepłownie węglowe i konwertuje je na spalanie 100 proc. biomasy (zrębków), przy użyciu istniejącego kotła lub nowego kotła. W następny z rozpatrywanych ze scenariuszy CEZ zastępuje istniejące źródła ciepła nową elektrociepłownią na biomasę, a w następny nowa elektrociepłownia gazowa. Ostatnia za analizowany opcji zakłada zastąpienie istniejącej infrastruktury wytwórczej instalacją odzysku ciepła odpadowego (WHR), wykorzystujących ciepło odpadowe z lokalnych oczyszczalni ścieków oraz z lokalnych stalowni.

IEEA analizował różne opcje elektrociepłowni na węgiel, gaz i biomasę na jednym bloku w elektrociepłowniach CEZ o mocy około 100 megawatów (MW). W odniesieniu do WHR identyfikujemy portfele o mocy cieplnej 50 megawatów (MWt) bazujących lokalnej hucie i oczyszczalni ścieków w Chorzowie i Skawinie.

W analizie zbadano wyniki finansowe, łącznie z rentownością i zwrotem z inwestycji i wykazano, że biomasa nie ma żadnych szans, pomimo tego, że elektrociepłownie na biomasę otrzymują w Polsce najbardziej hojne subsydia i są sklasyfikowane jako zeroemisyjne zgodnie z unijnym systemem handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, co również oznacza, że nie ponoszą one opłat za emisję CO2. Niemniej jednak zyski z biomasy ledwo przekraczały przyjęty koszt kapitału.

Wynik wewnętrznej stopy zwrotu IRR, z uwzględnieniem różnych technologii i zmian w subwencjach

Na wykresie porównano wewnętrzne stopy zwrotu (ang. IRR − Internal Rate of Return) dla wybranych, przeanalizowanych technologii, z uwzględnieniem subsydiów i bez nich oraz dla niższych i wyższych opłat za emisję CO2. Główne subsydia dla elektrociepłowni stanowią opłaty kogeneracyjne, czyli dopłaty dla prądu sprzedawanego przez elektrociepłownie gazowe i na biomasę oraz opłaty mocowe, które zapewniają wsparcie dla elektrociepłowni, które są w stanie wytworzyć elektryczność. Biomasa ledwo przekroczyła średni ważony koszt kapitału (ang. WACC – weighted average cost of capital).

– “Nasze anlizy wykazuje, że kwestia zysków tak naprawdę nie podlega dyskusji” – mówi współautor raportu i konsultant IEEFA ds. finansów w energetyce, Gerard Wynn. – “Cała idea odzysku ciepła odpadowego opiera się na wydajności: efektywności energetycznej, polegającej na użyciu ciepła, które lokalny przemysł i tak produkuje i które ucieka do atmosfery oraz efektyności finansowej, polegającej na oszczędzaniu pieniędzy przez spalanie mniejszej ilości węgla, gazu i biomasy. I jest to lokalne źródło energii, ani złotówka nie jest wydawana na import. Powinien on być na samej górze rządowej listy priorytetów jeśli chodzi o zachęty w ciepłownictwie. A ponieważ jest on czysty i niskoemisyjny, powinien on również uzyskać zachęty ze strony Unii Europejskiej i banków, takich jak Europejski Bank Inwestycyjny i Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju” – podkreśla analityk.

IEEFA zwraca uwagę, że obecna polityka energetyczna w Polsce sprawia, że przedsiębiorcom opłaca się maksymalnie wykorzystywać starzejące się elektrociepłownie węglowe przez kolejnych pięć lat, a to będzie skutkowało dodatkową, łączną emisją ponad dziesięciu milionów ton CO2 z dwóch przeanalizowanych elektrociepłowni, a także znacznym lokalnym zanieczyszczeniem powietrza. Niemniej jednak węgiel wypada znacznie gorzej przy założeniu szybszego wzrostu opłat za emisję CO2 oraz utraty subwencji na polskim rynku zdolności wytwórczych począwszy od 2025 roku.
Elektrociepłownie gazowe też okazują się rentowne, ale częściowo zależy to od subwencji, w tym od opłaty wyrównawczej (“kogeneracyjnej”) i opłat mocowych.

– “Lepiej niż dzisiaj dla elektrociepłowni węglowych nie będzie” – mówi współautor raportu Paolo Coghlo. -“Maksymalne wykorzystanie aktywów elektrociepłowni węglowej jest ryzykownym podejściem, ponieważ jest ono narażone na zmiany regulacyjne związane z ochroną środowiska i zmiany opłat za emisję CO2 oraz z uwagi na uzależnienie od subsydiów. Stanowi krótkoterminową strategię. Należy wziąć pod uwagę fakt, że CEZ zanotował duże utraty wartości aktywów elektrociepłowni węglowych, przekraczające 100 milionów € w przypadku starszego z dwóch polskich zakładów, oddanego w 1961 roku, o czym można się dowiedzieć z rocznych sprawozdań finansowych spółki. Powyższe utraty wartości uwydatniają ryzyka związane z utrzymywaniem lub kupowaniem tych aktywów w celu maksymalnego ich wykorzystania dla wpływów gotówkowych” -dodaje.

Analitycy IEEFA podkreślają, że odzysk ciepła odpadowego nie generuje bezpośrednich emisji dwutlenku węgla oraz nie korzysta z dedykowanych systemów wsparcia. W rezultacie jego szanse są nierówne i nie podlega ryzyku wynikającemu ze zmian polityki, takich jak wyższe opłaty za emisję CO2 lub surowsze zasady dotyczące zanieczyszczenia powietrza.

– “Naszym zdaniem, jeśli chodzi o odzysk ciepła odpadowego, CEZ może stracić dobrą okazję” – powiedział analityk ds. finansów w energetyce i współautor reportu Arjun Flora. Jednak zwraca on przy tym uwagę, że, na ważną rolę samorządów terytorialnych w tym obszarze. W jego ocenie, mają one największe kompetencje do połączenia sił lokalnego przemysłu, lokalnych sieci ciepłowniczych i dostawców energii.

– Użycie odzysku ciepła odpadowego na potrzeby lokalnego systemu ciepłowniczego jest powszechne w Skandynawii, a polscy rządzący mogliby czerpać z tego doświadczenia – dodaje analityk.