W piotrkowskim Urzędzie Miasta specjaliści z Politechniki Warszawskiej zaprezentowali wyniki analizy możliwości modernizacji i restrukturyzacji sytemu ciepłowniczego, którą magistrat zlecił w sierpniu 2011 roku Uczelnianemu Centrum Badawczemu Energetyki i Ochrony Środowiska PW. Opracowanie zawiera analizę potrzeb cieplnych miasta wraz z prognozą do 2030 roku, opis stanu technicznego systemu ciepłowniczego w zakresie źródeł ciepła, analizę wpływu dyrektyw europejskich na obecną i przyszłą sytuację systemu ciepłowniczego w Piotrkowie oraz kierunki i możliwość rozwoju.
Potrzebujemy coraz mniej ciepła
Autor analizy profesor Krzysztof Wojdyga na wstępie pokazał, jak przedstawiała się produkcja i sprzedaż ciepła w naszym mieście w ostatnim 10-leciu. Okazało się, że zapotrzebowanie na ciepło systematycznie spada. Maksymalne zapotrzebowanie w warunkach ostrej zimy to 86 MW - tyle zarejestrowały systemy monitoringu w ciepłowniach. Tymczasem w ciepłowniach C1 i C2 mamy zainstalowaną moc 145 MW. Wniosek? Nasze źródła są przewymiarowane i należy je zredukować. A dlaczego potrzebujemy coraz mniej ciepła? Bo jest nas coraz mniej. Moc zamówiona w roku 2000 wynosiła powyżej 100 MW. Dziś jesteśmy na poziomie 90. Potrzebujemy coraz mniej ciepła, bo stopniowo ocieplamy w mieście coraz więcej budynków. Wpływ na ten stan ma również sytuacja demograficzna w mieście. Z prognoz GUS wynika, że w 2030 roku piotrkowian będzie już tylko 63,4 tys. A mniej mieszkańców to również mniej nowych budynków do ogrzania. - Z naszych analiz wynika, że wariant optymistyczny dla przedsiębiorstwa ciepłowniczego będzie wtedy, kiedy zapotrzebowanie wyniesie ok. 70 - 75 MW, w wariancie pesymistycznym może spaść nawet do 65 MW. Modernizacja czy rozbudowa to kwestia pół roku czy roku, a pieniądze poniesione na budowę dużego źródła i wydanie dużych pieniędzy nigdy się nie zwrócą. Bezpieczniejsze jest więc niedoinwestowanie niż przeinwestowanie - mówił prof. Wojdyga.
Stan techniczny kotłów, według przedstawionej przez Politechnikę analizy, jest dostateczny. Istnieje możliwość podwyższenia ich sprawności, jednak konieczne będą znaczące nakłady inwestycyjne na modernizację. Koszt kompleksowej modernizacji dla jednego kotła to ok. 7 mln zł, a zwrot nakładów poniesionych na inwestycję wynosi około 7 lat. - Jest to okres w miarę atrakcyjny - mówił prof. dr hab. Krzysztof Wojdyga. Koszty te musimy ponieść. Musimy też wykonać instalację odpylania, odsiarczania, odazotowania. W dyrektywach europejskich bowiem napisane jest, że źródło, które nie spełni warunków emisji, musi być zamknięte. Jest to więc być albo nie być dla systemu ciepłowniczego.
Szeroki wachlarz (kosztownych) możliwości
Przepisy Unii Europejskiej znacząco zaostrzają dopuszczalne standardy emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu. Cel Unii to przejście z systemu bezpłatnie wydawanych uprawnień do emisji dwutlenku węgla do osiągnięcia całkowitej likwidacji przydziałów bezpłatnych uprawnień w roku 2027. - Przybliżona analiza wykazała, że w latach 2013 - 2026 należy ponieść koszty zakupu uprawnień w wysokości 107,5 mln zł. Do roku 2023 konieczne będzie też poniesienie kosztów nowych instalacji w wysokości 36 mln zł. Dochodzi jeszcze koszt produkcji ciepła, który przez najbliższych 14 lat wyniesie 315 mln zł. Razem daje to kwotę 458 mln zł - podał profesor Politechniki Warszawskiej. To pierwszy z wariantów.nextpageDrugi to modernizacja ciepłowni. - Jeżeli zmodernizujemy kotłownie, poniesione koszty będą mniejsze o 16 mln zł od kosztów ciepłowni bez modernizacji w analogicznym okresie i wyniosą 442 mln zł - informowali naukowcy.
Następny wariant to modernizacja kotłowni z zachowaniem obecnego paliwa wraz z budową małego układu kogeneracyjnego (ciepłownia produkująca ciepło i prąd z gazu ziemnego). - W tym wariancie najbardziej uzasadnionym rozwiązaniem ekonomicznym byłoby powstanie układu kogeneracyjnego na jednej z ciepłowni o mocy około 11 MW. - Produkcja w kogeneracji jest jednym z priorytetów polityki energetycznej państwa i powinna być preferowana. W porównaniu do poprzedniego wariantu zarabiamy jeszcze ok. 4 mln w okresie tych 14 lat - mówił profesor.
Specjaliści zbadali też wariant zmiany paliwa, węgla kamiennego na biomasę. Okazało się, że koszty inwestycyjne tych rozwiązań są wysokie, a w promieniu 50 km brakuje zasobów biomasy. Inwestycja w elektrociepłownię biomasową nie rozwiąże problemów związanych z koniecznością modernizacji ciepłowni C1 i C2, gdyż moce zainstalowane w nowym źródle będą niewystarczające do pokrycia potrzeb cieplnych miasta.
Rura z Bełchatowa najlepsza?
Z opracowania wynika, że najciekawszym rozwiązaniem dla miasta jest wybudowanie rury łączącej Piotrków z Elektrownią Bełchatów. - Żeby doprowadzić ciepło do Piotrkowa Trybunalskiego, trzeba wybudować rurociąg o długości ok. 27 km. Można powiedzieć, że takie rozwiązanie jest możliwe. Da się to zrobić. Inwestycja w sieci i przepompownię to jest koszt ok. 100 mln. Straty ciepła w okresie 14 lat to 44 mln, koszty pompowania 26 mln, koszty eksploatacyjne rurociągu 10 mln. Razem 181 mln. Następnie mamy koszty zakupu ciepła - 196 mln (w ciągu 14 lat). Koszty inwestycyjne i eksploatacyjne to 377 mln. Różnica między niezmodernizowaną ciepłownią a podłączeniem do Elektrowni Bełchatów wynosi 81 mln. Można powiedzieć, że to rozwiązanie jest ciekawe, zachęcające. Wtedy nie byłoby konieczności wydawania pieniędzy na modernizację ciepłowni. Jeśli Elektrownia Bełchatów będzie zainteresowana takim rozwiązaniem, być może będzie chciała ponieść 50% kosztów budowy sieci. Jeśli jednak weźmiemy pod uwagę coś takiego jak bezpieczeństwo dostaw ciepła, to trzeba jedno ze źródeł wyznaczyć jako rezerwowe. Jeśli coś się z tą rurą stanie w okresie największych mrozów, miasto będzie pozbawione ciepła. Taki wariant również przeliczyliśmy. Zaprojektowaliśmy małą elektrociepłownię (o mocy 8 - 9 MW) w oparciu o silniki gazowe, które w każdej chwili mogą włączyć się do produkcji ciepła. W okresie zimowym ich moc byłaby wystarczająca do tego, aby sieć ciepłownicza nie zamarzła. Niestety, mieszkańcy byliby pozbawieni ciepła, ale sieć ciepłowniczą utrzymalibyśmy w odpowiednim stanie technicznym przez 2 - 5 dni, do czasu usunięcia awarii. Koszty małej elektrowni (“na wszelki wypadek”) ok. 28 mln - przedstawił wariant “rury” prof. Wojdyga.
Kto ogrzeje spółdzielców?
Naukowcy zrobili swoje, jednak analiza stanu ciepłownictwa w Piotrkowie nie zadowoliła wszystkich. W czwartkowym spotkaniu uczestniczyli przedstawiciele spółdzielni mieszkaniowych. Prezesi dwóch z nich - Piotrkowskiej Spółdzielni Mieszkaniowej i Karusi - pytali, dlaczego Politechnika nie uwzględniła w opracowaniu opcji, którą oni wybrali dla swoich spółdzielców, czyli oferty spółki ETC Tanie Ciepło. Jak wiemy inwestor ten oferuje piotrkowianom ciepło tańsze nawet o 15% od obowiązujących cen.nextpage- Czy przy opracowaniu tej analizy jej autorzy zostali poinformowani, że na terenie miasta jest inwestor, który chce wybudować dwie elektrociepłownie kogeneracyjne produkujące energię elektryczną, cieplną, również chłód, opartą na silnikach spalinowych Cegielskiego? Czy brane to było w ogóle pod uwagę? Inwestor chce zasilić całe miasto. Planuje budowę dwóch elektrociepłowni. Każda z nich może mieć moc po 40 MW. Inwestor obiecał, że cena ciepła na terenie miasta ulegnie zmniejszeniu - pytał Włodzimierz Rochala, prezes Zarządu w PSM.
Profesor poinformował, że tydzień przez prezentacją analizy odbyło się spotkanie u prezydenta miasta i taka informacja została naukowcom przekazana. - Taka firma musi przecież na tym zarobić, co odbędzie się z niekorzyścią dla odbiorców - stwierdził Wojdyga. - Podpisaliście umowę, jedna spółdzielnia i druga, a nie wiecie, o co w tym wszystkim chodzi - stwierdził z kolei Sylwester Łopatowski, prezes Miejskiego Zakładu Gospodarki Komunalnej w Piotrkowie.
Uzupełnienia analizy o ofertę spółki ETC domagał się prezes Karusi. - Chciałem się zwrócić z apelem do radnych i zarządu miasta, do panów prezydentów o zlecenie wykonania aneksu do tej analizy. Aneksy uwzględniałby istniejący stan rzeczy, czyli ofertę inwestora chcącego wybudować elektrociepłownie w układzie kogeneracji. W sytuacji, kiedy od kilku miesięcy są podpisane umowy ze spółdzielniami mieszkaniowymi, my bardzo liczyliśmy na państwa analizę. Jesteśmy rozczarowani, że ten fakt w ogóle nie jest w niej uwzględniony. W imieniu naszych spółdzielców szukamy przecież możliwości obniżenia, a przynajmniej zapobieżenia rosnącym kosztom ciepła. Podejmujemy wszelkie możliwe działania, dlatego takie umowy z tym inwestorem zawarliśmy. My nie mieliśmy wyboru. Przyszedł do nas inwestor i powiedział, że proponuje ceny o 15% niższe od tych, które są na rynku. Przeanalizowaliśmy możliwości i po kilku miesiącach wynegocjowaliśmy umowy, które są bezpieczne, bo praktycznie wszystkie obowiązki są po stronie inwestora. Jeżeli inwestor nie spełni swoich obietnic, to status quo się nie zmieni - mówił Jan Mokrowiecki, prezes Zarządu w Karusi.
- To, że panowie podpisali w imieniu swoich mieszkańców umowy, nie wiem, czy to było dobre rozwiązanie - stwierdził prof. Wojdyga. - Cena za ciepło na pewno nie będzie niższa. - Trochę dziwi mnie, że pan prezes jest przekonany, że obiad da się zjeść za darmo... - skomentował wiceprezydent miasta Adam Karzewnik. - To, że jakaś firma obiecuje wybudowanie elektrociepłowni, to nie znaczy, że to będzie za darmo. Odbiorcy ciepła zwrócą mu koszty, i to z naddatkiem.
Zgryz mają więc nie tylko spółdzielcy, ale i władze miasta. Czy rura łącząca Piotrków z Bełchatowem rzeczywiście okaże się dla nas najlepszym rozwiązaniem? Bez względu na to, jaką drogę wybiorą władze miasta, inwestycja pochłonie kilkaset milionów, a jak powiedział ekspert: - Na dzień dzisiejszy z dofinansowaniem unijnym do modernizacji systemów ciepłowniczych jest dosyć krucho.
AS
***
Mocne strony “rury”:
- całe ciepło dostarczane do systemu wyprodukowane w wysoko sprawnej kogeneracji,
- koszt jednostkowy ciepła produkowanego z węgla brunatnego będzie znacznie niższy niż produkowanego z węgla kamiennego ciepłowni miejskich,
- nie będzie konieczny zakup uprawnień do emisji CO2,
- 80 mln mniej do wydania.
Słabe strony “rury”
- konieczność budowy ciepłociągu (27 km) wraz z przepompownią sieciową (ok. 100 mln),
- konieczność ponoszenia kosztów strat ciepła w wysokości 3,5 mln rocznie,
- koszty pompowania.
Koszty które przez 14 lat trzeba będzie ponieść (4 warianty):
- dostosowanie ciepłowni do wymagań dyrektyw UE (458 mln zł),
- modernizacja ciepłowni (442 mln zł),
- modernizacja ciepłowni plus kogeneracja (438 mln zł),
- podłączenie do elektrowni Bełchatów (377 mln).
Wnioski na dziś
- stan techniczny ciepłowni jest dostateczny,
- konieczna modernizacja (czas zwrotu w przypadku modernizacji to 7 lat),
- konieczna budowa instalacji do oczyszczania spalin do 2023 roku,
- dość wysokie straty ciepła z sieci ciepłowniczej,
- prognozy - nie będzie wzrostu zapotrzebowania na moc cieplną.
Komentarze 25