BIOMASA JAKO POTENCJAŁ ROZWOJOWY POLSKIEGO CIEPŁOWNICTWA

Mimo, iż w Polsce zarówno moc zainstalowana w ciepłownictwie jest większa od mocy zainstalowanej w elektrowniach podstawowych jak i wytwarza się więcej energii cieplnej niż elektrycznej, to stanowi ciepłownictwa poświęca się znacznie mniej uwagi zarówno pod względem prawnym jak i organizacyjnym, prawdopodobnie tylko dlatego, że dotychczas ten subsektor energetyczny miał charakter tylko sezonowy.

Tymczasem biorąc pod uwagę wymagania dyrektywy IED wraz z BREF i konkluzjami BAT, obowiązującej obydwa te subsektory energetyki zawodowej, trzeba odnotować, że znaczenie ciepłownictwa pogarsza się z roku na rok z racji zapóźnień inwestycyjnych. Ciepłownictwo zdalne będące naturalnym monopolem podlega ścisłemu nadzorowi regulacyjnemu, a zatem inwestycje finansowane z taryfowych przychodów nie zawsze prowadzą do pozytywnej oceny efektywności finansowej. O ile w zakresie wytwarzania energii elektrycznej inwestuje się w nowe elektrownie (w tym i węglowe), OZE i rozważa się budowę elektrowni atomowej, to sytuacja w ciepłownictwie pogarsza się systematycznie wraz ze starzejącym się wyposażeniem ciepłowni.

Zrozumiałe jest, że dla użytkownika końcowego najważniejsza jest cena jednostki ciepła, która – jak dotąd- jest ceną regulowaną przez URE. Nacisk społeczny na niepodwyższanie cen spowodował znaczące ograniczenie roli typowych czynników rynkowych pozwalających na rozwój tej gałęzi energetyki, a tym samym ograniczenie jej zdolności do inwestowania i perspektywicznego wieloletniego rozwoju.

Na cenę ciepła wpływ mają głównie następujące czynniki:

• koszt inwestycji,
• koszt surowców energetycznych i koszty wytwarzania ciepła,
• koszty utrzymania infrastruktury (O&M),
• koszty uprawnień do emisji CO2,
• koszty wynagrodzeń.

Obecnie ponad 80 proc. systemów ciepłowniczych w polskich miastach opartych jest na kotłach węglowych i zwykle są to jednostki liczące kilkadziesiąt lat. Konieczność ich modernizacji, lub wymiany, wynikająca z wymogów przepisów IED i BAT wymagać będzie poniesienia nakładów na poziomie kilkudziesięciu miliardów złotych.

Sytuacja taka nakazuje przeanalizowanie kierunku rozwoju polskiego ciepłownictwa, które znalazło się w ślepym zaułku braku środków finansowych, z pętlą ograniczeń emisyjnych z jednej strony i oczekiwań społecznych na ograniczenie wzrostu cen ciepła z drugiej.

Wymagania ograniczenia emisji CO2, NOx, SO2 i pyłów oraz dążenie do dekarbonizacji przy równoczesnym wzroście znaczenia odnawialnych źródeł energii przemawiają za dokładnym przeanalizowaniem roli jaką w tym zakresie w Polsce może odegrać biomasa, zwłaszcza pochodzenia rolniczego (tzw. biomasa Agro).

Prawdopodobne jest, że na koniec 2030 roku cena ciepła z przesyłem może wzrosnąć nawet do 100 zł/GJ, jeśli nie będzie znaczących innowacji w tym zakresie.

Ciepło systemowe z dotychczasowych konwencjonalnych źródeł drożeje i jak wskazują prognozy prawdopodobnie będzie drożeć, gdyż:

• ceny uprawnień do emisji CO2 wzrosły poziomu 7 EURO/t do 27 EURO/t, a ponadto już obecnie niemal 70 proc. uprawnień do emisji gazów cieplarnianych z wytwarzania ciepła trzeba nabyć odpłatnie;
• spółki ciepłownicze będą się musiały dostosowywać do nowych BAT, co w przypadku węgla będzie bardzo kosztowne;
• mniejsze systemy muszą się dostosować się do standardów emisyjnych z dyrektywy MCP;
• konieczna jest modernizacja systemów, szczególnie mniejszych i przestawianie ich na gaz lub biomasę;
• do 2030 ma być zrealizowany cel dotyczący podniesienia efektywności energetycznej o 30 proc., co może oznaczać spadek sprzedaży ciepła, a zatem rozłożenie tych samych lub nawet wyższych (po modernizacji) kosztów stałych na mniejszy wolumen sprzedaży.

Zatem prawdopodobne jest, że na koniec 2030 roku cena ciepła z przesyłem może wzrosnąć nawet do 100 zł/GJ, jeśli nie będzie znaczących innowacji w tym zakresie.

Analiza źródeł pozyskiwania ciepła w krajach UE wskazuje, że dobrym rozwiązaniem może być rozwój ciepłowni opartych na spalaniu biomasy, w tym zwłaszcza biomasy Agro. Przy czym dokładna analiza tego problemu wymaga odpowiedzi na kilka istotnych pytań:

• Czy Polska ma odpowiednie warunki do stabilnej produkcji biomasy w celach energetycznych?
• Czy biomasa może być bezpiecznym dla środowiska i tanim źródłem OZE?
• Jaki wpływ może mieć biomasa na cenę wytwarzania ciepła?
  Jakie warunki powinny być spełnione dla optymalnego wykorzystania biomasy?
• Jakie są potencjalne zasoby biomasy w Polsce?

Polska ma w porównaniu z innymi krajami UE bardzo korzystne warunki do produkcji biomasy na cele energetyczne i dotyczy to zarówno biomasy leśnej jak i pochodzenia rolniczego (Agro).

Zgodnie z danymi Instytutu Upraw, Nawożenia i Gleboznawstwa w Puławach, tylko całkowita nadwyżka słomy z upraw zbożowych, która może być wykorzystana na cele energetyczne wynosi 12,7 mln ton rocznie, a potencjał biomasy stałej z plantacji energetycznych wynosi ok. 20 mln ton, co przy założeniu wartości opałowej ok. 15 GJ/t jest równoważne ok. 300 PJ [1].

Do tego doliczyć należy jeszcze inne źródła biomasy jak odpady z zieleni komunalnej, przemysłu rolno-spożywczego, odpadów biologicznych. Sumaryczny potencjał biomasy można zatem przyjąć nawet w granicach ok. 835 PJ rocznie [2].

W 2017 r. wg danych URE firmy ciepłownicze wytworzyły (łącznie z ciepłem odzyskanym w procesach technologicznych) 431,7 PJ ciepła, a sprzedaż odbiorcom końcowym ciepła w 2017r. była na poziomie 380,196 PJ [3]. Natomiast całkowite zapotrzebowanie na ciepło w Polsce z uwzględnieniem wszystkich odbiorów szacowane jest na ok. 973 PJ w roku [4]. Można więc stwierdzić, że całe zapotrzebowanie na ciepło w naszym kraju teoretycznie mogłoby prawie w całości być pokryte tylko z biomasy, a zatem z odnawialnego paliwa pierwotnego.

Na podstawie danych URE można w przybliżeniu przyjąć, że z biomasy uzyskano ok. 32 PJ ciepła. Zakładając sprawność układów generacji ciepła tylko na poziomie ok. 75 proc. (obecnie kotły biomasowe bez problemów uzyskują ok. 87 proc.), oznacza to, że zużyto w tym celu niecałe 3 mln ton biomasy. Praktycznie oznacza to, że to nie brak tego źródła energii może stanowić problem dla krajowej energetyki, ale zorganizowanie całego spójnego systemu jej produkowania, przetwarzania i efektywnego spalania.

O tym, że jest to możliwe przekonuje produkcja rzepaku na przestrzeni ostatnich lat. Rzepak jest produkowany na cele konsumpcyjne i energetyczne (głównie produkcja biopaliw ciekłych). Solidność relacji komercyjnych pomiędzy producentami, a odbiorcami rzepaku zapewnia stałość dostaw przy stabilnym układzie cen [5]. A nie jest to problem marginalny, bo uprawy rzepaku w Polsce obejmują ok. 800-900 tys. ha zaś jego zbiory wynoszą w ostatnich latach 2,2-2,7 mln ton [6].

Ponadto oprócz rzepaku do zagospodarowania pozostaje słoma rzepakowa w ilości 3-5 t/ha (w zależności od warunków uprawy), co oznacza 2,5- 4 mln ton słomy rocznie, co przy wartości opałowej 15 GJ/t oznacza potencjalne źródło ciepła w granicach 37-60 PJ.

Tylko ten wybrany przykład udowadnia, że przy dobrej polityce rolnej i energetycznej można w krótkim czasie pozyskać duże ilości energii cieplnej z krajowej biomasy, bez potrzeby jej importowania. Przy dobrej organizacji tego rynku całe niezbędne dla gospodarki ciepło może być pozyskane tylko z samej biomasy krajowej.

Za lokalną biomasą przemawia także fakt, że z powodu kosztów transportu opłacalne jest jej stosowanie w promieniu do 50 km od miejsca produkcji. Ponieważ producenci ciepła są rozmieszczeni w miarę równomiernie na ternie kraju i biomasa jest możliwa do pozyskania ze źródeł na terenach lokalnych, to oprócz pozytywnego efektu ekologicznego wziąć pod uwagę istotne znaczenie tego źródła OZE na gospodarcze pobudzenie regionu.

Wracając do pytania: czy biomasa jest bezpiecznym i ekologicznym źródłem OZE?

W energetyce biomasa jako OZE występuje głównie w dwóch postaciach – jako biomasa leśna i pochodzenia rolniczego (Agro). Biomasa leśna jest paliwem nie sprawiającym energetyce praktycznie żadnych problemów. Spala się nie powodując żadnych negatywnych zjawisk we wszystkich typach kotłów, pozostawia niewiele popiołu (0,5 do 3 proc.), który można zagospodarować w różny sposób.

Spalanie drewna budzi jednak wiele zastrzeżeń, ponieważ wyższe ceny uzyskuje ono w innych zastosowaniach (np. w budownictwie). Z tego powodu do spalania używane są odpady przemysłu drzewnego, papierniczego i sadownictwa, których wartość energetyczna szacowana jest na ok. 160 PJ [2].

Gorzej sytuacja wygląda z biomasą Agro. Zawiera ona znacznie większą niż biomasa drzewna ilość metali alkalicznych (Na i K) pochodzących głównie z nawożenia, których zawartość może dochodzić nawet do 4 proc.. Spory udział chloru (Cl) powoduje również poważne kłopoty związane z destrukcją (korozja chlorowa) powierzchni ogrzewalnych kotłów.

Nawożenie ziemi uprawowej jest niezbędne w celu uzyskania wysokich plonów, zwłaszcza, że na uprawy biomasowe przeznaczane są gleby o niskiej bonitacji (V, VI klasa), często są to nieużytki i ugory. Najbardziej znane rośliny „energetyczne” w Polsce to: wierzba energetyczna, wierzba ostrolistna, wierzba wiciowa, topola hybrydowa, słonecznik bulwiasty, miskant olbrzymi, róża wielokwiatowa, rdest sachaliński, malwa pensylwańska. Dzięki stosowanym optymalnym metodom prowadzenia plantacji energetycznych uzyskać można plony wynoszące nawet do 30 ton suchej masy rocznie z hektara, co odpowiada ok. 400-500 GJ/ha [7].

Na tym tle warto zwrócić uwagę na ostatnio głoszone hasła potrzeby sadzenia setek milionów drzew w naszym kraju.

Według Państwowego Monitoringu Lasów w Polsce średni roczny przyrost miąższości drzew w lasach określony na podstawie pomiarów inwentaryzacji wielkoobszarowej wynosi ok. 9 m3/ha. Prawie 46 proc. przyrostu (4,1 m3/ha) jest odkładane na pniu a tylko 54 proc. podlega użytkowaniu [8]. Oznacza to, że praktycznie można wykorzystać do celów gospodarczych (w tym i energetycznych) ok. 5 m3, co ok. 2,5- 3,5 tonom suchej masy (zależnie od rodzaju drzewa) o wartości energetycznej 37-52 GJ/ha.

Wykorzystanie powierzchni przewidywanej na zalesianie do upraw roślin energetycznych pozwoli nie tylko na kilkakrotne zwiększenie ilości pozyskanej energii OZE ale także na kilkakrotne zwiększenie ilości CO2 pochłanianego z atmosfery.

Nie sposób też zgodzić się z doktrynalnym założeniem, że rolnictwo krajowe ma produkować tylko żywność, podczas gdy produkcja biomasy zawsze towarzyszy i jest komplementarna z uprawami dedykowanymi żywności. Biomasa typu Agro nie powinna być jednak marnowana, a jej zagospodarowanie na cele energetyki cieplnej, które wymaga pewnego wysiłku organizacyjnego, powinno być wspierane czytelną polityką gospodarczą państwa, tak jak się to dzieje w Austrii, Niemczech, Holandii i krajach Skandynawii.

Należy jednak wziąć pod uwagę, że biomasa typu Agro spalana w czystej postaci, ze względu na swe właściwości, powoduje praktycznie we wszystkich typach kotłów pewne negatywne zjawiska jak:

• zagniwanie w okresie składowania połączone z emisją bakterii, zarodków pleśni i związków odorowych,
• żużlowanie i zanieczyszczanie powierzchni ogrzewalnych kotła spowodowane niską temperaturą spiekania popiołu,
• wysokotemperaturowa korozja chlorowa,
• zwiększona ilość emisji pyłów;
• trudności z zagospodarowaniem popiołów.

Te problemy spowodowały znaczne podwyższenie kosztów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła z tego paliwa, co wynika z obniżenia sprawności kotłów, konieczności częstego ich zatrzymywania i kilkudniowego postoju w celu czyszczenia z nawisów żużla i osadów popiołu lotnego oraz często, usuwania uszkodzeń korozyjnych. Dla zakładów energetycznych wykorzystujących biomasę koszty utrzymania i eksploatacji mogą być nawet 6-krotnie wyższe niż dla zakładów spalających węgiel, co ma istotny wpływ na koszty produkcji ciepła [9].

Możliwość poprawienia procesu spalania biomasy
Zagadnienia związane z poprawą procesu spalania biomasy Agro są od wielu lat przedmiotem badań naukowców z Zakładu Kotłów i Wytwornic Pary Instytutu Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej. Prace badawcze realizowano w laboratoriach, a następnie na kotłach różnych typów o mocy od kilku kW do 200 MW. Wynikiem tych prac było opracowanie technologii przetwarzania i spalania biomasy, zwłaszcza typu Agro w różnych typach i konstrukcjach kotłów. Przedmiotem badań były różne dodatki do biomasy jako jej komponenty a także sposób ich aplikacji. Badano m.in. kaolin, bentonit, dolomit, oliwin oraz haloizyt ze złoża Dunino.

Najlepszym z nich z punktu widzenia eliminacji negatywnego oddziaływania okazał się haloizyt Dunino. Ten rzadki minerał należy do grupy glinokrzemianów warstwowych. Jego strukturę kryształów zbudowanych z nanopłytek i nanorurek uwidacznia zdjęcie obrazu mikroskopowego – Rys. 1.

Haloizyt Dunino ma mieszaną budowę płytkowo-rurkową [Rys. 1] i odznacza się następującymi cechami:

• duża powierzchnią właściwa (surowy – 65 m2/g, aktywowany – do 500 m2/g),
• duża porowatość ziaren (ok. 70 proc.) ułatwiająca reaktywność całej ich objętości,
• zdolność wiązania metali alkalicznych (K, Na) i ciężkich,
• wysoka temperatura topnienia (pow.1500oC),
• katalityczne właściwości w czasie procesu spalania ułatwiające spalanie węglowodorów ciężkich (smolistych),
• zdolność aglomeracji nanocząstek popiołu, co sprzyja redukcji emisji pyłów.

Zalety stosowania haloizytu Dunino jako dodatku w czasie spalania biomasy, RDF i węgla w energetyce zestawiono w Tabl. 1

Warunkiem pełnego wykorzystania jego właściwości jest zastosowanie go w postaci optymalnie dobranej dla danego paliwa i typu kotła. Jak wynika z dotychczasowych badań, najlepsze wyniki uzyskuje się w następujących przypadkach:

1. Wstępne mieszanie haloizytu z paliwem w postaci granulatu, peletu lub brykietu – Ta metoda sprawdza się we wszystkich rodzajach kotłów. Przyleganie ziaren dodatku do powierzchni paliwa i jego dobra dyspersja zapewnia dobre oddziaływanie haloizytu jako katalizatora, sorbentu i czynnika sprzyjającego aglomeracji nanocząstek popiołu. Tak przygotowane paliwo nie wymaga żadnych zmian konstrukcyjnych kotłów i zapewnia uzyskanie najlepszych rezultatów przy najmniejszej ilości dodatku. Zmodyfikowane paliwo przygotowywane jest przez dostawców, przy czym także oni nie muszą zmieniać swego wyposażenia produkcyjnego.
2. Dodawanie haloizytu o odpowiednim uziarnieniu do złoża w kotłach fluidalnych – Ziarna haloizytu stopniowo się ścierają uwalniając płytkowe i rurkowe kryształy ze swej powierzchni, które działają na stałe i gazowe produkty spalania. Haloizyt do złoża może być podawany wraz z paliwem lub oddzielnie. W takim przypadku kocioł powinien być wyposażony w odpowiednią instalację dozującą.
3. Wdmuchiwanie pylistego haloizytu do komory spalania – Ta metoda ma zastosowanie głównie w kotłach pyłowych. Parametry podawania haloizytu do kotła i miejsce jego podawania powinno zapewniać homogeniczność ładunku palnego. Krótki czas spalania utrudnia uzyskanie jednorodności składu substratów w turbulentnej komorze spalania, co wiąże się z niepełnym wykorzystaniem dodatku.
4. Dodawanie haloizytu na linię transportu (taśmociąg) podawania paliwa – W przypadku pyłowych kotłów spalających biomasę (a także węgiel) korzystne jest także podawania gruboziarnistego i surowego haloizytu na linię paliwa przed młynami. Mielenie haloizytu wraz z biomasą poprawia warunki mielenia, zmniejsza możliwość samozapłonu biomasy i sprzyja redukcji rozmiaru ziaren, co ma korzystny wpływ na proces spalania.

Na Rys. 2 i 3 oraz w Tabl. 2 pokazano pozytywny wpływ zastosowania haloizytu na proces spalania w różnych typach kotłów.

Pokazane przykłady potwierdzają szerokie możliwości i zalety zastosowania haloizytu Dunino w energetyce cieplnej wskazując na istotne polepszenie warunków użytkowania kotłów. W kontekście ciepłownictwa na uwagę zasługuje zastosowanie tego dodatku w kotłach rusztowych, stanowiących źródło większości wytwarzanego ciepła. Spalanie w tych kotłach biomasy z dodatkiem haloizytu w postaci pelet lub brykietu, przy odpowiedniej ilości i homogenizacji dodatku, powinno zapewnić poprawę sprawności procesu spalania, zredukować zjawiska szlakowania i zanieczyszczania powierzchni ogrzewalnych a także zredukować emisję pyłów, szkodliwych gazów i metali ciężkich.

Mieszanie samego haloizytu z paliwem w postaci kawałkowej wymaga większej ilości dodatku i bardzo intensywnego mieszania, przy czym uzyskiwane rezultaty są gorsze niż w przypadku paliwa wstępnie przygotowanego np. w postaci pelet. Należy też podkreślić,że niestaranne mieszanie, lub zasypywanie haloizytu na warstwę paliwa przynieść może tylko nieznaczne korzyści, bądź nawet może przyczynić się do pogorszenia niektórych parametrów spalania (np. kiedy warstwa haloizytu pokryje paliwo w stopniu utrudniającym dostęp tlenu).

W przypadku spalania biomasy w rusztowych kotłach węglowych należy także mieć na uwadze odmienny przebieg spalania obu paliw.

W przypadku wykorzystania pyłu drzewnego zawsze trzeba pamiętać, że w mieszance z powietrzem tworzy on mieszaninę wybuchową. Istotną zaletą haloizytu jest to, że jego dodanie podnosi temperaturę zapłonu i zmniejsza ryzyko samozapłonu lub wybuchu. Samozapłon pyłu z biomasy, nie musi występować tylko w zasobnikach pyłu, lecz także we wszystkich innych miejscach, gdzie taki pył może osiadać.

W zależności od jakości przygotowania biomasy (stopień rozdrobnienia, pelety, pył) należy zmodernizować istniejące kotły rusztowe, przystosowując je do spalania biomasy „Agro” lub zabudować w ich miejsce nowe kotły. Zabudowując nowe kotły przystosowane do spalania odpowiednio przygotowanego paliwa, można wykorzystać istniejącą w kotłowni infrastrukturę (budynek kotłowni, instalacje pompową, wyciągową, AKPiA, itp.).

Należy tu zwrócić uwagę, że obecnie projektowane i budowane kotły na biomasę odznaczają się wysoką sprawnością, niskimi kosztami O&M oraz niskimi wskaźnikami emisji szkodliwych gazów, co już czyni je jednostkami bardzo konkurencyjnymi w porównaniu z kotłami węglowymi, a czas działa szybko na ich korzyść jeśli uwzględni się radykalne i szybkie działania dekarbonizacyjne w krajach UE.

Aspekty ekonomiczne – możliwości obniżenia kosztów wytwarzania ciepła

Panuje ogólne przekonanie, że biomasa musi być paliwem drogim, a wytwarzana z niej energia należy do najdroższych wytwarzanych ze źródeł odnawialnych. Nic bardziej błędnego, jeśli się wykona rachunek ciągniony i uwzględni wszystkie koszty w tym koszty uniknięte, wynikające z zastosowania addytywu w postaci haloizytu.

Według różnych źródeł na cenę ciepła w ciepłowniach osiedlowych składają się koszty jego produkcji (ok. 70 proc.), koszty węzłów cieplnych (ok. 5 proc.) i koszty przesyłu (ok. 25 proc.). Z kolei udział paliwa w samych kosztach produkcji ciepła wynosi 40-50 proc.. Jest faktem, że dotychczas w przypadku spalania zwlaszcza biomasy Agro szczególnie wysokie są wysokie koszty stałe i zmienne utrzymania i eksploatacji kotła.

Biomasa Agro z powodu swego składu (matale alkaliczne) powoduje zwiększone szlakowanie i zanieczyszczanie powierzchni ogrzewalnych kotła, korozję chlorową, zmniejsza sprawność procesu spalania.

O ile kocioł węglowy pracować może zwykle przez cały rok przechodząc tylko normalne przeglądy okresowe, to kotły spalające biomasę Agro muszą być zatrzymywane w celu czyszczenia, zwykle co kilka tygodni do kilku miesięcy, przy czym częstość czyszczenia jest zależna od składu biomasy. Każdy postój to nie tylko koszty czyszczenia i ewentualnych napraw, ale także utrata zysków pochodzących ze sprzedaży energii i ewentualnych dofinansowań (np. zielone certyfikaty, dofinansowania z aukcji mocy dyspozycyjnej). Wg dostępnych danych, koszty eksploatacyjne kotłów biomasowych mogą być nawet 5-6 krotnie wyższe od tych kosztów dla kotłów węglowych [9].

Zastosowanie optymalnie dobranych dodatków do spalania może przynieść następujące korzyści:

• znaczącą redukcę kosztów eksploatacji,
• wzrost sprawności procesu spalania biomasy,
• redukcję kosztów na oczyszczanie spalin,
• możliwości dodatkowych dochodów ze sprzedażu popiołów, które mogą być użyte do produkcji nawozów i materiałów budowlanych wysokiej jakości (np. geopolimery).

Według danych URE średnia cena sprzedaży ciepła wytworzonego w jednostkach niebędących jednostkami kogeneracji wynosiła w 2018r. [10]:

• źródła węglowe – 41,89 zł/Gj,
• źródła OZE (głównie biomasa) – 44,20 zł/GJ,
• źródła gazowe – 63,55 zł/GJ,
• źródła olejowe – 80,71 zł/ GJ.

Na uwagę zasługują także uśrednione dane dotyczące wskaźnika wykorzystania mocy, które wynoszą [10]:

• dla węgla – 85 proc.
• dla biomasy i biogazu – 80 proc..

Z powyższych rozważań widać, że dzięki wykorzystaniu haloizytu, wynik wskaźnika wykorzystania można bez problemu osiągnąć taki sam lub wyższy niż dla węgla.

Zgodnie z danymi KOBIZE, wytworzenie 1 GJ ciepła odpowiada emisji 94,61 – 95,48 kg CO2 dla węgla kamiennego i 106,31-110,76 kg CO2 dla węgla brunatnego, w zależności od rodzaju źródła ciepła [11]. Aktualnie cena emisji jednej jednostki CO2 wynosi już ok. 27 EUR/t, co odpowiada ok. 116 zł/t [12]. Ten wirtualny rynek poprzez administracyjne decyzje w zakresie ograniczania przyznawanych limitów, wyraźnie zmierza do wzrostu cen emisji CO2, co wielokrotnie się ujawniało po każdej interwencji KE UE związanej z ustalaniem limitów pozwoleń na emisję. Zgodnie z dotychczasowymi publikacjami UE, należy się spodziewać w najbliższych latach co najmniej dwukrotnego wzrostu tego wskaźnika.

Zakładając dla węgla wskaźnik emisji tylko na poziomie 95 kg CO2/GJ, oznacza to dodatkowy koszt ceny ciepła ze źródeł scentralizowanych o ok. 11 zł/GJ, a w bliskiej przyszłości ten wzrost kosztu może sięgać nawet ok. 20 zł/GJ.

Jeśli do wytworzenia ciepła użyje się biomasy, pojawi się możliwość uniknięcia tej opłaty emisyjnej. Aktualnie cena biomasy wynosi ok. 15-20 zł/GJ (loco odbiorca). W kwietniu 2019 r. indeks PSCMI 2 odzwierciedlający poziom cen węgla (loco kopalnia) w sprzedaży do ciepłowni przemysłowych i komunalnych i innych odbiorców przemysłowych i pozostałych odbiorców krajowych w przeliczeniu na uzyskiwaną z węgla energię wynosił 13,01 zł/GJ [13]. W sumie zatem korzyść z zastosowania biomasy, uwzględniając tylko koszty związane z paliwem, wynosi ok. 2-9 zł/GJ, co w praktyce daje istotne możliwe zredukowanie kosztów ciepła, zwłaszcza przy obecnych tendencjach wzrostu jego ceny, uwzględniając tylko koszty związane z paliwem.

Na wysokie dotychczas koszty wytwarzania energii z biomasy Agro składają się jednak nie tylko koszty paliwa, ale też koszty związane z utrzymaniem ruchu. Eksploatacja kotłów zasilanych biomasą związana jest z wysokimi kosztami ich czyszczenia, napraw i postojów. Dane na ten temat są bardzo rozbieżne, ale i tak wszystkie potwierdzają, że koszty O&M (Operation & Maintenance) wynoszą dla elektrowni zasilanych węglem kamiennym – wg danych URE 50 -71 EUR/kW w skali roku [7] a dla biomasy 124-292 EURO/kW [9], co przy założeniu typowych czasów eksploatacji i sprawności układów oznacza ok. 8-11 zł/GJ dla węgla i 20-50 zł/GJ dla biomasy. Inne źródła podają koszty O&M dla węgla w wysokości ok. 9 zł dla węgla i ok. 53 zł dla biomasy i biogazu.

Jeśli jednak dzięki zastosowaniu dodatków do spalanej biomasy uda się obniżyć koszty O&M tylko o 50%, to będą one porównywalne z tymi kosztami dla węgla, a to będzie oznaczało dalsze obniżenie kosztów wytwarzania ciepła z biomasy o 10 -25 zł/GJ.

W sumie zatem, dzięki zastosowaniu osiągalnych i możliwych do szybkiego wprowadzenia zmian w przygotowaniu i spalaniu biomasy, można w krótkim czasie obniżyć koszty wytwarzania ciepła z tego źródła energii o 12 do 34 zł/GJ. Istnieje więc realna szansa wytwarzania ciepła z biomasy na poziomie kosztów niższych niż ciepła z węgla.

Można zatem stwierdzić, że nie ma w tym zakresie przeszkód natury technicznej, a aktualnie istnieją w Polsce tylko przeszkody natury prawnej i organizacyjnej. Dopóki nie stworzy się dla biomasy sytuacji porównywalnej pod względem prawno-technicznym warunków podobnych do istniejących w zakresie wytwarzania biopaliw ciekłych, to trudno się spodziewać wzrostu produkcji z tego źródła zarówno energii cieplnej jak i elektrycznej. Ciepło z węgla będzie coraz droższe, a ciepła z biomasy nie będzie. W odróżnieniu od energii elektrycznej, ciepła nie da się importować od naszych sąsiadów i trzeba będzie za nie płacić coraz więcej.

Sytuacja w innych krajach UE
Odpowiednie dane pokazano w Tabl. 3.

Dane w Tabl. 3 pochodzą z 2016r. a od tego czasu sytuacja zmieniła się znacząco na niekorzyść Polski. Od innych krajów Polskę odróżnia brak wizji i perspektywicznej polityki dotyczącej wzrostu roli biomasy w energetyce, w tym i w ciepłownictwie.

W innych krajach działają stabilne i przewidywalne systemy finansowania biomasy w energetyce. Stabilność przepisów powoduje, że ceny energii pozyskiwanej z biomasy systematycznie spadają i w niektórych krajach nie ma już potrzeby wsparcia finansowego tej energii. Na uwagę zasługuje także fakt, że kraje takie jak Niemcy, Holandia czy Dania praktycznie zużywają do celów energetycznych cała dostępną biomasę krajową i aby zwiększyć ilość energii z tego źródła dodatkowo jeszcze importują biomasę. Tymczasem w Polsce co roku marnują się miliony ton tego cennego paliwa, a równocześnie importuje się je w ostatnich latach w ilościach do kilku milionów ton rocznie.

Uwagi końcowe
Biomasa nie znajduje swego miejsca w żadnych planach rozwoju OZE lub jest tylko śladowo uwzględniana pomimo wielkiego potencjału.

Ostatnio słychać głosy o potrzebie zwiększenia upraw buraka cukrowego do celów energetycznych, przy czym pomysły te opierają się na zastosowaniu go do produkcji biogazu. Oczywiście, ten pomysł zasługuje na uwagę, ale przy analizie biomasy jako OZE należy uwzględnić, że energia z biogazu rolniczego jest prawie dwukrotnie droższa niż energia pozyskiwana ze spalania biomasy, przy czym ilość energii pozyskanej z jednego hektara z roślin energetycznych jest większa niż z buraków przetwarzanych na biogaz. Nie bez znaczenia pozostaje też fakt, ze biogazowni w Polsce jest zaledwie kilkadziesiąt, a kotłów wytwarzających ciepło z węgla, które mogą być przystosowane do spalania biomasy jest kilka tysięcy, przy czym są one już podłączone do sieci grzewczej.

Zasilanie ciepłowni lokalną biomasą przystosowaną do spalania w różnych kotłach nie tylko obniżyłoby koszty wytwarzania ciepła, lecz także przyczyniłoby się do lokalnego ożywienia gospodarczego obejmującego zarówno producentów biomasy jak i zakłady jej przetwarzania.

Przeznaczenie na ten cel części środków z programu „Ciepło powiatowe” przyniosłoby wieloletnie pozytywne skutki zarówno dla energetyki jak i dla polskiego rolnictwa. Koncentrowanie się w zakresie rozwoju OZE tylko na energii solarnej i z wiatru nie uwzględnia braku przewidywalności pozyskiwania energii z tych źródeł, podczas gdy energia z biomasy jest możliwa do pozyskiwania w każdym czasie. Wszystkim zainteresowanym uruchomieniem produkcji biomasy zmodyfikowanej do postaci paliwa niestwarzającego problemów eksploatacyjnych w kotłach wszystkich typów oraz przystosowaniem istniejących instalacji do tego paliwa autorzy opracowania służą swym doświadczeniem i pomocą przy podejmowaniu stosownych decyzji.

Stworzenie warunków do wykorzystania krajowej biomasy w energetyce pozwoliłoby Polsce na spełnienie przyjętych zobowiązań dotyczących OZE przy relatywnie niewielkich nakładach inwestycyjnych i przy dużych korzyściach dla całej gospodarki i tym samym uniknąć wysokich grożących naszemu krajowi kar.

Fot. Pixabay

Marek Pronobis, Sylwester Kalisz – Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki, Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych, Zakład Kotłów i Wytwornic Pary Politechnika Śląska Gliwice; Jerzy Majcher – MJ Doradztwo Energetyczne Jerzy Majcher, Nowa Iwiczna; Józef Wasylów – Biuro Techniki Kotłowej Sp. z o.o., Tarnowskie Góry; Józef Sołtys – Przedsiębiorstwo Techniczno-Handlowe INTERMARK, Gliwice

Literatura:

[1]http://www.biomasa.pw.iung.pulawy.pl/pdf/prezentacje_biomasa/1_Jarosz_BIOMASALUBLIN 2015.pdf

[2]Ekonomiczne i prawne aspekty wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Polsce http://www.pga.org.pl/prawo/ekonomiczne_i_prawne_aspekty.pdf

[3]https://www.ure.gov.pl/pl/cieplo/charakterystyka-rynku/7674,2017.html

[4]Regulski B.: Energetyka cieplna – oferta dla pakietu https://slideplayer.pl/slide/17162068/

[5]https://agroprofil.pl/aktualnosci/rzepak-najtanszy-od-8-lat/

[6]Główny Urząd Statystyczny, Użytkowanie gruntów i powierzchnia zasiewów w 2017r., Warszawa 2018.

[7]Krawczyk A.: Biomasa pochodzenia rolniczego – uprawa i wykorzystanie https://www.dodr.pl/II/5/22/4/6/5.pdf

[8]Stan zdrowotny Lasów w Polsce

[9]Mrowiec D.: Jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej (LCOE) jako wskaźnik porównawczy kosztów produkcji różnych źródeł. Energetyka nr 2/2019.

[10]Sprawozdanie Prezesa URE za 2018r.

[11] Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami – Wartości opałowe (WO) i wskaźniki emisji CO2 (WE) w roku 2015 do raportowania w ramach Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji za rok 2018).

[12] Notowania uprawnień EUA do emisji CO2, ceny węgla energetycznego ARA na przyszły rok oraz ceny paliw. CIRE, 27.06.2019 r. https://www.cire.pl/item,182649,1.html)

[13] https://polskirynekwegla.pl/indeks-pscmi-2

[14] Bioenergy Europe, Statistical Report, 2018 Edition.

Redakcja