Home Blog Full Width

CIEPŁO SYSTEMOWE NARZĘDZIEM POLITYKI ENERGETYCZNO-KLIMATYCZNEJ CZ. 1 Sticky

Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Polska należy do grupy krajów UE w których dostarczanie ciepła z wykorzystaniem systemów ciepłowniczych stanowi najbardziej istotny sposób pokrywania potrzeb na ciepło.

Jacek Szymczak,
prezes IGCP

fot. IGCP

Zgodnie z informacjami pochodzącymi z ostatniego Spisu Narodowego z roku 2011, około 42 proc. gospodarstw domowych korzysta z ciepła systemowego. Jako że ta forma zaopatrzenia w ciepło jest domeną miast, w tej grupie odbiorców końcowych jego udział wynosi prawie 60 proc. Jest wiele aglomeracji, gdzie udział ten sięga nawet 80 proc. Na znaczącą pozycję ciepła systemowego w zaopatrzeniu w ciepło wpływa między innymi fakt, że jest to jedno z najważniejszych narzędzi dla kreowania gospodarki niskoemisyjnej, między innymi dzięki pozytywnemu skonsumowaniu „efektów skali”. Dotyczy to obszarów: technologicznego, ekonomicznego i ekologicznego – w zakresie ograniczania i likwidacji zarówno wysokiej jak i niskiej emisji. W obszarze oddziaływania ciepłownictwa systemowego oprócz obiektów mieszkalnych jest znacząca liczba obiektów użyteczności publicznej, oświatowych, służby zdrowia, kultury oraz usługowych, których liczba i ogrzewana powierzchnia rośnie z roku na rok.

Biorąc pod uwagę potencjał sektora, jak również fakt, że jest to sektor interdyscyplinarny, można wskazać przynajmniej sześć ważnych obszarów społeczno-gospodarczych, w których ciepłownictwo systemowe odgrywa istotna rolę:
– klienci/odbiorcy końcowi – konieczny wzrost świadomości pozwalający na przeprowadzanie reform, poprzez prowadzenie długoterminowych programów edukacyjnych kształtujących racjonalne zachowania,
– budynki – dążenie do redukcji zużycia energii przez budynki, dekarbonizacja budynków nie jest celem samym w sobie,
– efektywność energetyczna – odnosi się do obszarów produkcji i dystrybucji ciepła w zakresie poprawy efektywności energetycznej,
– ochrona środowiska – analizowana z dwóch punktów widzenia:
emisji ze źródeł podmiotów gospodarczych (odniesienie do dyrektyw IED i MCP) oraz niskiej emisji (z indywidualnych pieców),
– bezpieczeństwo energetyczne – ważne z nie tylko z uwagi na pewność dostaw ciepła, ale również z punktu widzenia sektora elektroenergetycznego. Bezpieczeństwo to oznacza możliwości budowy nowych źródeł kogeneracyjnych (CHP ), co pozwala na uzupełnienie mocy w systemie elektroenergetycznym Polski i redukcje skutków wyłączeń awaryjnych w elektrowniach oraz zwiększenie elastyczności systemu (CHP plus akumulatory ciepła),
– polityka paliwowa – niezbędne jest szerokie podejście do struktury paliwowej zapewniające bezpieczeństwo energetyczne oraz właściwe wykorzystywanie krajowych zasobów paliw, co oznacza również zwiększenie niezależności energetycznej wszystkich państw UE.

Ciepłownictwo systemowe stanowi zatem efektywne narzędzie realizacji wielu celów krajowej i unijnej polityki energetyczno-klimatycznej.

grafika: Jacek Gonciarz/Studio Graficzne Svart

IGCP O PLANIE NA RZECZ ENERGII I KLIMATU Sticky

Jacek Szymczak, prezes IGCP

Do 18 lutego trwały konsultacje dokumentu „Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030” (KPEiK). Swoje uwagi w imieniu branży ciepłowniczej zgłosiła Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie, podkreślając m.in. że określone w projekcie krajowe cele mogą być zbyt niskie w stosunku do celów zawartych w polityce energetyczno-klimatycznej całej unii.

Ponadto pozytywnie oceniając uwzględnienie ciepłownictwa systemowego w projekcie ciepłownicy wskazali na niewystarczające wykorzystanie jego potencjału w kontekście współpracy z sektorem elektroenergetycznym i w walce z niską emisją.

Przedstawiony do konsultacji projekt Krajowego Planu na rzecz energii i klimatu ma zapewnić rzetelne, wszechstronne, racjonalne pod względem kosztów, przejrzyste i przewidywalne zarządzanie unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu, które zagwarantuje osiągnięcie założeń i celów unii energetycznej na rok 2030 oraz w perspektywie długoterminowej, zgodnie z Porozumieniem paryskim z 2015 r. w sprawie zmian klimatu. Jego opracowanie wynika z obowiązku nałożonego na państwa członkowskie UE rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie zarządzania unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu. Finalna wersja polskiego dokumentu ma zostać zgłoszona do Komisji Europejskiej w terminie do 31 grudnia 2019 r.

Krajowe założenia i cele

Projekt polskiego dokumentu bazuje na zaniżonych celach dla udziału OZE (21 proc., podczas gdy Dyrektywa OZE mówi o celu 32 proc.) oraz efektywności energetycznej (na poziomie 23 proc. przy obowiązującym 32,5 proc.), stąd niebezpieczeństwo, iż w takiej formie projekt może wywołać zastrzeżenia KE.


IGCP stoi na stanowisku, które wyrażała już wcześniej w ramach kolejnych nowelizacji przepisów z zakresu efektywności energetycznej, że dla uzyskania racjonalnych kosztowo i realnych fizycznie efektów konieczne jest rozszerzenie wachlarza środków, z wykorzystaniem systemu dobrowolnych zobowiązań czy systemu podatkowego lub innych zachęt finansowych.

Według Ministerstwa Energii nadal jedynym instrumentem wspierającym poprawę efektywność energetycznej ma być system „białych certyfikatów”, co biorąc pod uwagę negatywne doświadczenia z jego działaniem, jest zawężeniem narzędzi i środków. Obecny system jest nie tylko kosztotwórczy, ale również niewydolny organizacyjnie i nie przynoszący wymiernych efektów poprawy efektywności w tych obszarach, które są najbardziej oczekiwane. IGCP stoi na stanowisku, które wyrażała już wcześniej w ramach kolejnych nowelizacji przepisów z zakresu efektywności energetycznej, że dla uzyskania racjonalnych kosztowo i realnych fizycznie efektów konieczne jest rozszerzenie wachlarza środków, z wykorzystaniem systemu dobrowolnych zobowiązań czy systemu podatkowego lub innych zachęt finansowych.


NASA/Goddard/Flickr

Według ciepłowników rozwój ekologicznych i efektywnych systemów ciepłowniczych jest istotnym narzędziem obniżenia emisji gazów cieplarnianych oraz poprawy efektywności energetycznej, przyczyniając się także do zrównoważonego rozwoju miast i poprawy jakości powietrza oraz wsparcia gospodarki o obiegu zamkniętym. W 2017 r. tylko 20 proc. systemów spełniało kryterium efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego lub chłodniczego. Jest to poziom dalece niesatysfakcjonujący i odbiegający od potencjału Polski w tym zakresie. Dlatego dla mobilizacji działań i narzędzi oraz środków w tym zakresie, zasadne jest określenie w KPEiK mierzalnego i ambitnego celu jakim jest „Wszystkie systemy ciepłownicze do 2030 r. powinny osiągnąć status efektywnych systemów zgodnie z definicją zawartą w ustawie Prawo energetyczne.” Zwiększenie liczby efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych i chłodniczych przede wszystkim powinno nastąpić poprzez rozwój źródeł kogeneracyjnych i OZE. Projekt dokumentu nie uwzględnia natomiast potencjału rozwoju kogeneracji także w aspekcie bezpieczeństwa energetycznego oraz dywersyfikacji krajowych źródeł energii elektrycznej. Tymczasem przy wykorzystaniu technologii kogeneracyjnej realnym jest wygenerowanie 3-4 tys. MWe w perspektywie do 2030 roku. Oznacza to realne wsparcie dla sektora elektroenergetycznego w kraju ( nowe źródła w sposób stabilny produkujące energię elektryczną ) ale również racjonalną dywersyfikację nośników energetycznych ( systematyczny wzrost udziału gazu oraz różnego rodzaju OZE ). Już dzisiaj energia elektryczna produkowana w kogeneracji stanowi ok.14 proc. w całym systemie. Koniecznym jest zapewnienie warunków dla co najmniej podwojenia tego udziału.

Polityki i działania

Eksperci podkreślają też, iż KPEiK wąsko patrzy na wachlarz możliwych do wykorzystania technologii OZE, nie wspominając o potencjale energetycznym energii słonecznej, odpadowej i termicznej utylizacji odpadów komunalnych.

Według ciepłowników ważnym narzędziem poprawy jakości powietrza i walki z niską emisją będzie rozwój i modernizacja ciepłownictwa, w tym w szczególności poprzez budowę efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych. Na terenach, na których istnieją techniczne i ekonomiczne warunki dostarczenia ciepła z systemu ciepłowniczego, odbiorcy w pierwszej kolejności powinni korzystać z ciepła systemowego, o ile nie zastosują bardziej ekologicznego rozwiązania. W 2015 r. do sieci ciepłowniczej na obszarach miejskich przyłączonych było 61 proc. gospodarstw domowych – celem jest sukcesywne zwiększanie tego wskaźnika. Aktualnie istnieje obowiązek podłączenia do efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego, ale tylko dla obiektów, których przewidywana szczytowa moc cieplna instalacji i urządzeń do ogrzewania wynosi co najmniej 50 kW. Obowiązek ten powinien zostać rozszerzony na wszystkie scentralizowane systemy ciepłownicze, w odniesieniu do wszystkich obiektów budowlanych. Zwiększenie liczby przyłączonych odbiorców i odchodzenie od indywidualnego ogrzewania tam gdzie zlokalizowana jest sieć, przyczyni się do walki z niską emisją, a jednocześnie zwiększy się komfort życia mieszkańców dotychczas wykorzystujących piece na paliwa stałe. Równocześnie powinno być zapewnione funkcjonowanie mechanizmu egzekwowania obowiązku przyłączenia obiektów do sieci ciepłowniczej w trakcie procesu budowlanego, co umożliwi powszechną realizację tego obowiązku. W celu pełnego wykorzystania ciepła systemowego, w tym kogeneracji, w rządowej Strategii rozwoju i transformacji ciepłownictwa powinny być szczegółowo określone działania legislacyjne i pozalegislacyjne, narzędzia i środki dla realizacji tego celu. Jako element niezbędny do zrealizowania celów w tym zakresie jest stworzenie (a nie jedynie rozważenie) także mechanizmów wsparcia dla przebudowy infrastruktury wewnętrznej w budynkach. W zakresie efektywnej ochrony powietrza ciepłownicy wskazują na konieczność wprowadzenia zasady łączenia w jednorodne obszary zurbanizowane indywidualnych projektów likwidacji palenisk węglowych z wykorzystaniem ciepła systemowego.
Eksperci podkreślają też, iż KPEiK wąsko patrzy na wachlarz możliwych do wykorzystania technologii OZE, nie wspominając o potencjale energetycznym energii słonecznej, odpadowej i termicznej utylizacji odpadów komunalnych.

Ocena skutków planowanych polityk i środków

Założenia realizacji zaproponowanego w KPEiK scenariusza nie w pełni pokrywają się z celami UE w perspektywie 2030. Co więcej w przypadku ciepłownictwa niesłusznie zakłada się, że wzrost celu krajowego zostanie oparty tylko na ciepłownictwie systemowym, co jest niezgodne z obszarem energetycznym, jakim jest ciepłownictwo, a skutkowałoby niekorzystnie ekonomicznie dla odbiorców ciepła systemowego. Cele UE w ciepłownictwie powinni realizować wszyscy uczestnicy „rynku ciepła”, a nie tylko zawodowi dostawcy ciepła.


Ocena skutków planowanych polityk i środków Założenia realizacji zaproponowanego w KPEiK scenariusza nie w pełni pokrywają się z celami UE w perspektywie 2030.

Ocena skutków planowanych polityk i środków Założenia realizacji zaproponowanego w KPEiK scenariusza nie w pełni pokrywają się z celami UE w perspektywie 2030. Co więcej w przypadku ciepłownictwa niesłusznie zakłada się, że wzrost celu krajowego zostanie oparty tylko na ciepłownictwie systemowym, co jest niezgodne z obszarem energetycznym, jakim jest ciepłownictwo, a skutkowałoby niekorzystnie ekonomicznie dla odbiorców ciepła systemowego. Cele UE w ciepłownictwie powinni realizować wszyscy uczestnicy „rynku ciepła”, a nie tylko zawodowi dostawcy ciepła.

opr. Agnieszka Kołogrecka
fot. chuckyeager/Flickr



PROGRAM CIEPŁOWNICTWO POWIATOWE Sticky

Bogusław Regulski, wiceprezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie

Wybrane przedsiębiorstwa ciepłownicze otrzymują z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej informację oraz zaproszenie do pilotażowego programu „Ciepłownictwo Powiatowe”. To instrument wsparcia, który wynika z potrzeby dostosowywania się do zaostrzających norm emisyjnych oraz ograniczenia negatywnego wpływu na środowisko polskiego sektora ciepłowniczego na szczeblu powiatowym.

Program kierowany jest do średnich przedsiębiorstw ciepłowniczych (do 50 MW), w których większościowym udziałowcem są jednostki komunalne. Warunkiem otrzymania wsparcia jest zrealizowanie inwestycji, która pozwoli na wcześniejsze dostosowanie się do wymogów UE.

Bogusław Regulski
wiceprezes IGCP
fot. Marek Wiśniewski/IGCP

W najbliższych latach polskie ciepłownictwo systemowe musi zrealizować szereg, niezwykle kapitałochłonnych, inwestycji w zakresie odpylania, odsiarczania i odazotowania instalacji, aby dostosować się do restrykcyjnych wymogów unijnych. Konkretnie chodzi tu o sprostanie przepisom tzw. Dyrektywy IED (dotyczącej emisji przemysłowych), aktualnych konkluzji dotyczących najlepszych dostępnych technik (tzw. Konkluzje BAT) oraz normom emisyjnym wynikającym z Dyrektywy o średnich źródłach spalania (tzw. Dyrektywa MCP). Według szacunków nakłady niezbędne na dostosowanie bloku energetycznego do nowych standardów wynoszą ok. 30-40 mln zł dla źródeł poniżej 50 MW, ok. 100 – 150 mln zł (dla 500 MW) oraz 300-600 mln zł dla (1000 MW).

Ciepło systemowe okrywa aż 42 proc. krajowego zapotrzebowania na ciepło (15 mln odbiorców i 21 tys. km długość sieci ciepłowniczych). Likwidacja nieefektywnych i najbardziej trujących indywidualnych źródeł ciepła i podłączenie odbiorców do sieci ciepła systemowego jest jednym z najbardziej skutecznych i efektywnych ekonomicznie mechanizmów działania na rzecz czystego powietrza i ograniczania niskiej emisji. Oprócz korzyści środowiskowych i ekonomicznych rozwój ciepła systemowego wpłynie na poprawę bezpieczeństwa energetycznego, a także będzie przeciwdziałał zjawisku ubóstwa energetycznego.

Jednym z podstawowych czynników ograniczających możliwość rozwoju systemów ciepłowniczych jest to, że przepisy pozwalają na udzielenie pomocy publicznej jedynie na modernizację systemów spełniających definicję „efektywnego systemu ciepłowniczego” (czyli takiego, w którym do produkcji ciepła lub chłodu wykorzystuje się co najmniej: w 50 proc. energię z OZE lub w 50 proc. ciepło odpadowe lub w 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji lub w 50 proc wykorzystujące połączenie ww. energii i ciepła). W Polsce prawie 90 proc. systemów ciepłowniczych nie spełnia tego warunku. Dotyczy to głównie przedsiębiorstw w mniejszych miastach do 100 tys. mieszkańców.


Problem „nieefektywności” oraz braku możliwości ubiegania się o pomoc publiczną dotyczy głównie ciepłownictwa „powiatowego”.

W dużych miastach powyżej 500 tys. mieszkańców 100 proc. ciepła jest produkowane w oparciu o efektywne systemy. Zatem problem „nieefektywności” oraz braku możliwości ubiegania się o pomoc publiczną dotyczy głównie ciepłownictwa „powiatowego”. Przekształcenie nieefektywnego systemu w efektywny oraz sprostanie unijnym standardom emisyjnym wymaga kapitałochłonnych inwestycji, których realizacja z uwagi na słabą kondycję finansową mniejszych przedsiębiorstw (zwłaszcza tych komunalnych), bez dostępu do zewnętrznych źródeł finansowania jest niemalże niemożliwa. pilotażowy program wsparcia „Ciepłownictwo Powiatowe” skierowany został tylko do 130 przedsiębiorstw o całkowitej mocy cieplnej do 50 MW, w których większościowym właścicielem są jednostki samorządu lub miasta i w których udział prywatnego kapitału nie przekracza 30 proc.

Program wdrażany będzie do 2025 roku. Jego budżet oszacowano na 500 mln zł, z czego 300 mln zł będzie niskooprocentowanym wsparciem zwrotnym, a 150 mln bezzwrotnym finansowaniem (pożyczki umarzane do wysokości 5 mln zł oraz dotacje do 30 proc. kosztów kwalifikowanych lub do 50 proc. kosztów przy inwestycjach w technologię ORC pozwalającą na wykorzystanie ciepła o niskich parametrach np. odpadowego lub energii geotermalnej).

„Ciepłownictwo Powiatowe-pilotaż” oferuje wsparcie dla przedsięwzięć z zakresu: ograniczenia lub uniknięcia szkodliwych emisji do atmosfery, zmniejszenia zużycia surowców pierwotnych, poprawy efektywności energetycznej, nowych źródeł ciepła i energii elektrycznej, modernizacji i rozbudowy sieci ciepłowniczych oraz energetycznego wykorzystania zasobów geotermalnych.

opr. Agnieszka Kołogrecka

fot. Sebastian Marek/Flickr

KRAKÓW: OD WRZEŚNIA KONIEC Z PALENIEM WĘGLEM I DREWNEM

Od 1 września 2019 roku w Krakowie zacznie obowiązywać całkowity zakaz stosowania węgla i drewna w kotłach, piecach i kominkach. Władze miasta liczą, że dzięki temu nastąpi poprawa jakości powietrza w mieście.

Do tego czasu, w tzw. okresie przejściowym, nie wolno było spalać w kotłach, piecach i kominkach węgla złej jakości (udział frakcji 0-5 mm powyżej 5 proc. lub wartość opałowa poniżej 26 MJ/kg lub zawartość popiołu powyżej 10 proc. lub zawartość siarki powyżej 0,8 proc.) oraz biomasy o wilgotności powyżej 20 proc.

Natomiast na terenie całej Małopolski zakaz eksploatacji pozaklasowych kotłów na paliwa stałe zacznie obowiązywać 1 stycznia 2023 roku.

Uchwały antysmogowe są aktami prawa miejscowego. Uprawnionymi do kontroli mieszkańców są wójtowie, burmistrzowie i prezydenci miast oraz upoważnieni przez nich pracownicy urzędów gmin lub straży gminnych. Uprawnienia do przeprowadzenia kontroli oraz nakładania mandatów karnych ma również policja, a w przypadku podmiotów prowadzących działalność gospodarczą Wojewódzki Inspektorat Ochrony Środowiska.

Na terenie całej Małopolski zakaz eksploatacji pozaklasowych kotłów na paliwa stałe zacznie obowiązywać 1 stycznia 2023 roku.

Użytkownik urządzenia grzewczego powinien okazać kontrolerom dokumenty potwierdzające, że piec, kocioł lub kominek, z którego korzysta spełniają wszystkie wymogi określone w uchwale antysmogowej. Takim dokumentem może być np. instrukcja użytkowania urządzenia (jeśli zawiera wymagane dane) lub wyniki badań emisji z urządzenia.
Jeżeli użytkownik instalacji nie przestrzega przepisów uchwały antysmogowej, może zostać ukarany mandatem do 500 zł. Kontrolujący może również skierować wniosek do sądu o ukaranie karą grzywny do 5 tys. zł. Karę można nałożyć ponownie przy każdym przypadku eksploatacji instalacji niezgodnie z uchwałą antysmogową.
Fot. Pixabay

WIĘCEJ

AKTY PRAWNE OGŁOSZONE

PROJEKTY AKTÓW PRAWNYCH PRZEKAZANYCH DO KONSULTACJI

Projekt rozporządzenia Ministra Energii zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowego zakresu zbiorczego raportu rocznego dotyczącego ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia paliw i energii elektrycznej;
Projekt rozporządzenia Ministra Energii zmieniające rozporządzenie w sprawie sprawozdania rocznego dotyczącego emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia paliw i energii elektrycznej;
Projekt rozporządzenia Ministra Finansów w sprawie prowadzenia podatkowej księgi przychodów i rozchodów;
Projekt ustawy o zmianie ustawy o podatku od towarów i usług oraz ustawy – Kodeks karny skarbowy;Projekt ustawy o zmianie ustawy – Kodeks postępowania cywilnego oraz niektórych innych ustaw;
Projekt rozporządzenia Ministra Środowiska w sprawie kryteriów oceny wystąpienia szkody w środowisku;

W KIELCACH MPEC CZERPIE ENERGIĘ ZE SŁOŃCA

Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Spółka z o.o. w Kielcach zainaugurowało funkcjonowanie farmy fotowoltaicznej wybudowanej na potrzeby ciepłowni miejskiej.

Farma fotowoltaiczna, wybudowana na terenach MPEC wzdłuż ul. Pileckiego zabezpieczy latem zapotrzebowanie urządzeń elektrycznych ciepłowni. Spowoduje tym samym zmniejszenie zużycia energii elektrycznej z tradycyjnych nośników.

– W godzinach o najlepszym nasłonecznieniu mamy nadprodukcję energii w stosunku do zapotrzebowania kotłowni. W przyszłości będziemy odprowadzać te nadwyżki do sieci – zapowiedział Jan Karwasiński, prezes zarządu MPEC w Kielcach.

Farmę tworzą dwie niezależne mikroinstalacje o sumarycznej mocy nominalnej 99,6 kW. Łącznie 332 panele fotowoltaiczne przy sprzyjających warunkach pogodowych będą produkować 93,2 MWh energii rocznie. Użyte w instalacjach MPEC monokrystaliczne panele z technologią PERC mają 30-letnią żywotność.

Inwestycja kosztowała 341,5 tys. zł netto i w całości był sfinansowana ze środków spółki. Farma będzie wykorzystywana również w celach edukacyjnych, aby pokazywać korzyści płynące z używania OZE w mieście.

Jest to dobry kierunek dla dużym miast, bo oprócz wymiernych korzyści ekonomicznych, ma bardzo duże znaczenie dla ochrony środowiska naturalnego.

– Jest to dobry kierunek dla dużym miast, bo oprócz wymiernych korzyści ekonomicznych, ma bardzo duże znaczenie dla ochrony środowiska naturalnego. Te dwie instalacje pozwolą na zredukowanie ilości CO2 o około 35 tysięcy kilogramów w ciągu roku. Wpisują się również w trend dążenia samorządów do samowystarczalności energetycznej obiektów należących do miasta – podkreślił Bogdan Wenta, prezydent Kielc.

Wykonawcą inwestycji była firma Arenella ze Strawczynka.
Fot. Michał Jarmoluk/Flickr

W SIEDLCACH SILNIK TURBOZESPOŁU GAZOWEGO BĘDZIE JAK NOWY

Przedsiębiorstwo Energetyczne sp z oo w Siedlcach przeprowadzi remont głównego silnika turbozespołu gazowego. Koszt inwestycji to ok. 15 mln zł.

Remont przeprowadzi szwajcarska firma Solar Turbines Switzerland Sagl z siedzibą w Riazzino.

Remont silnika turbozespołu gazowego zainstalowanego w Elektrociepłowni Gazowej Przedsiębiorstwa Energetycznego w Siedlcach przywróci jego parametry techniczne do parametrów odpowiadających nowemu urządzeniu. Pozwoli to na jego dalszą bezpieczną i niezakłóconą eksploatację z wysokimi sprawnościami.

Remont planowany jest na w przełom października i listopada br.
Fot. Materiały PE Siedlce sp z oo

BRANŻA ZA ZWIĘKSZENIEM WYKORZYSTANIA ODPADÓW KOMUNALNYCH W CIEPŁOWNICTWIE; MŚ JEST NA NIE

Ministerstwo Środowiska nie planuje zwiększenia ponad 30 proc. obowiązującego limitu masy termicznego przekształcania odpadów komunalnych oraz odpadów pochodzących z przetworzenia odpadów komunalnych. Podniesienie limitu postulowała Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie.

IGCP postulowała podniesienie tego limitu, ponieważ energia z odpadów komunalnych jest w zasięgu wykorzystywania jej powszechnie w systemach cieplnych. Wskazała także przeszkody w upowszechnianiu tego obszaru zasobów energetycznych. „W naszej ocenie, przyjęcie celów w zakresie ponownego użycia i recyklingu odpadów komunalnych na poziomie wynikającym z Dyrektywy [dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/851 zmieniająca dyrektywę 2008/98/WE w sprawie odpadów – red.] nowelizującej umożliwia zwiększenie ponad 30 proc. udziału masy termicznie przekształcanych odpadów komunalnych oraz odpadów pochodzących z przetworzenia odpadów komunalnych w stosunku do wytworzonych odpadów komunalnych z jednoczesnym zapewnieniem uzyskania wymaganych przez dyrektywy unijne poziomów odzysku i recyklingu.” – napisali w petycji Jacek Szymczak, prezes IGCP oraz Bogusław Regulski, wiceprezes Izby.

„Interes publiczny przemawia więc za weryfikacją ww. 30 proc. limitu ponieważ od 202l r. przydział bezpłatnych uprawnień do emisji CO2 dla produkcji ciepła systemowego będzie symboliczny (do 20 proc. rzeczywistej emisji).” – podkreślili autorzy petycji. Jak podkreślili, wpłynie to znacząco na wzrost kosztów ponoszonych przez mieszkańców. Zastąpienie paliw kopalnych energią z odpadów zmniejszy koszty zaopatrzenia w energię cieplną i zapewni stabilność energetyczną.

W czołowych krajach Unii Europejskiej blisko 40 proc. odpadów komunalnych poddanych jest unieszkodliwianiu termicznemu w spalarniach lub urządzeniach do spalania odpadów.

„Należy podkreślić, że spółki komunalne zaspokajają potrzeby mieszkańców m.in. w zakresie gospodarowania odpadami oraz zaopatrywania w energię cieplną. Umożliwienie budowy instalacji spalania wysokokalorycznej frakcji nadsitowej w miejskich ciepłowniach, zasilających sieci ciepłownicze gwarantowałoby zmniejszenie emisji CO2, oraz obniżyłoby koszty ponoszone przez mieszkańców. Zapewniłoby to również utrzymanie cen usług komunalnych na rozsądnym poziomie. W czołowych krajach Unii Europejskiej blisko 40 proc. odpadów komunalnych poddanych jest unieszkodliwianiu termicznemu w spalarniach lub urządzeniach do spalania odpadów. Ważnym jest też wpływ energetycznego wykorzystania odpadów komunalnych na realizację naszych celów w zakresie udziału energii odnawialnej i odpadowej, wynikających z nowelizacji Dyrektywy o odnawialnych źródłach energii.” zaznaczyli prezesi IGCP.

W odpowiedzi na petycję reprezentująca Ministerstwo Środowiska Bogusława Brzdąkiewicz, zastępca dyrektora Departamentu Gospodarki Odpadami napisała m.in., że gospodarka odpadami w Polsce powinna być oparta na „realizacji ustanowionej w przepisach krajowych i europejskich hierarchii sposobów postępowania z odpadami oraz gospodarce o obiegu zamkniętym.”

Dyrektor zaznaczyła, że w celu ograniczenia powstawania frakcji „kalorycznej” należy podjąć działania zwiększające efektywność prowadzenia selektywne zbiórki odpadów komunalnych „u źródła”, co wpłynie na zmniejszenie masy i kaloryczności odpadów powstających w instalacjach przetwarzających niesegregowane odpady komunalne. „Aby dopuszczone było termiczne przekształcanie odpadów w lokalnych elektrociepłowniach, instalacje te muszą być przystosowane do bezpiecznego spalania odpadów (…)” – czytamy w odpowiedzi ministerstwa. Dyrektor dodała, ze wyłącznie te instalacje, które zostaną określone w rozporządzeniu ministra środowiska jako planowane będą mogły uzyskać wymagane decyzje administracyjne”.
Fot. Pixabay

BIOMASA JAKO POTENCJAŁ ROZWOJOWY POLSKIEGO CIEPŁOWNICTWA

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

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:

  1. koszt inwestycji
  2. koszt surowców energetycznych i koszty wytwarzania ciepła,
  3. koszty utrzymania infrastruktury (O&M)
  4. koszty uprawnień do emisji CO2,
  5. 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:

  1. Czy Polska ma odpowiednie warunki do stabilnej produkcji biomasy w celach energetycznych?
  2. Czy biomasa może być bezpiecznym dla środowiska i tanim źródłem OZE?
  3. Jaki wpływ może mieć biomasa na cenę wytwarzania ciepła?
  4. Jakie warunki powinny być spełnione dla optymalnego wykorzystania biomasy?

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:

  1. zagniwanie w okresie składowania połączone z emisją bakterii, zarodków pleśni i związków odorowych,
  2. żużlowanie i zanieczyszczanie powierzchni ogrzewalnych kotła spowodowane niską temperaturą spiekania popiołu,
  3. wysokotemperaturowa korozja chlorowa,
  4. zwiększona ilość emisji pyłów;
  5. 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:

  1. duża powierzchnią właściwa (surowy – 65 m2/g, aktywowany – do 500 m2/g)
  2. duża porowatość ziaren (ok. 70 proc.) ułatwiająca reaktywność całej ich objętości,
  3. zdolność wiązania metali alkalicznych (K, Na) i ciężkich
  4. wysoka temperatura topnienia (pow.1500oC),
  5. katalityczne właściwości w czasie procesu spalania ułatwiające spalanie węglowodorów ciężkich (smolistych),
  6. zdolność aglomeracji nanocząstek popiołu, co sprzyja redukcji emisji pyłów.
Rys 1 Widok mikroskopowy SEM haloizytu Dunino

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


Tabl. 1 Zalety haloizytu Dunino w zakresie stosowania go jako dodatku do spalania w energetyce

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.

Rys. 2 Wpływ dodatku haloizytu na strukturę popiołu z przedpaleniska kotła zasilanego biomasą (obraz B wykazuje wyraźnie mniejsze oblepienie powierzchni ogrzewalnych rur ekranowych popiołem i żużlem)

Rys. 3 Wpływ dodatku haloizytu na emisję pyłów w kotle OP 650 przy współspalaniu biomasy i węgla

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.



Tabl. 2 Wpływ dodatku haloizytu na wskaźniki pracy kotła ze złożem fluidalnym w elektrowni Cuijk (Holandia)

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.

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
od 12 do 34 zł/GJ

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.



Tabl. 3 Dane Eurostatu w zakresie wykorzystania biomasy i biopaliw do wytwarzania energii w krajach UE w roku 2016 [14]

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

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.

BRANŻA CIEPŁOWNICZA O KOŃCU DARMOWYCH UPRAWNIEŃ DO EMISJI CO2

Ministerstwo Środowiska zdecydowało, że rozdawane dotychczas koncernom energetycznym uprawnienia do emisji gazów cieplarnianych zastąpi fundusz modernizacyjny. – Dla ciepłownictwa systemowego to dobra informacja – komentuje Bogusław Regulski, wiceprezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Bogusław Regulski
wiceprezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie

– Cieszy nas, że postulaty w tym zakresie formułowane w ramach dyskusji na różnych gremiach opiniotwórczych znalazły korzystne, jak na razie, rozwiązanie – podkreśla prezes Regulski.

Jak poinformował dziennik „Rzeczpospolita” decyzja o powołaniu funduszu to najprawdopodobniej wynik dyskusji nad przygotowanym przez Ministerstwo Środowiska dokumentem „System EU ETS po 2020 r. – rekomendacje”, który został przedstawiony rządowi w zeszłym tygodniu.

– Korzyści dla ciepłownictwa płyną z faktu, że Fundusz modernizacyjny tworzony na bazie regulacji art. 10d znowelizowanej Dyrektywy ETS daje możliwość finansowania projektów inwestycyjnych w zakresie modernizacji źródeł ciepła, szczególnie z wykorzystaniem energii odnawialnej, modernizacji i rozwoju sieci ciepłowniczych oraz szeroko rozumianą poprawę efektywności energetycznej w ciepłownictwie i budownictwie – zauważa wiceprezes Regulski.

Wiceprezes podkreśla, że dla dokonania koniecznych zmian technologicznych w polskim ciepłownictwie, wymuszonych nie tylko polityką ale również zwykłą naszą codziennością, co do których nie już nikt żadnych wątpliwości, niezbędne są znaczne środki finansowe.

Przyjęcie ścieżki opartej na funduszu to dla branży ciepłowniczej bardzo ważna sprawa

– Przyjęcie ścieżki opartej na funduszu to dla branży ciepłowniczej bardzo ważna sprawa. Mamy nadzieję, że problemy sektora ciepłowniczego, które już wielokrotnie były podnoszone na wszystkich szczeblach decyzyjnych, znajdą swoje rozwiązanie w przyjętych programach inwestycyjnych objętych wsparciem z nowego funduszu – zauważa wiceprezes IWP.
Fot. Pixabay, materiały prasowe IGCP

POWSTAJE BAZA URZĄDZEŃ GRZEWCZYCH

Instytut Ochrony Środowiska – Państwowy Instytut Badawczy sporządzi bazę informacji na temat urządzeń grzewczych, na które będzie można uzyskać dofinansowanie w ramach programu Czyste Powietrze. Aktualizowane na bieżąco dane będą dostępne bezpłatnie dla wszystkich zainteresowanych w całym kraju.

Powstanie baza urządzeń grzewczych na paliwa stałe, ciekłe i gazowe, a także, co jest szczególnie ważne, urządzeń wykorzystujących odnawialne źródła energii na zakup i montaż których będzie można uzyskać wsparcie w ramach programu Czyste Powietrze. Zbiór tych informacji będzie powszechnie dostępny na terenie wszystkich województw.

Dzięki temu wojewódzkie fundusze ochrony środowiska i gospodarki wodnej oraz samorządy uczestniczące w programie nie będą musiały tworzyć oddzielnych zestawień. Przyczyni się to do ułatwienia składania, a następnie rozpatrywania przedkładanych wniosków. Dostępność bazy urządzeń pomoże także w podejmowaniu świadomych decyzji zakupowych przez wnioskodawców i pozwoli im na szybkie  porównanie parametrów energetyczno- emisyjnych urządzeń planowanych do zakupu.

Realizacja zadania, w tym sukcesywna aktualizacja bazy, potrwa do końca 2021 r.

Na realizację zadania Instytutu Ochrony Środowiska otrzymał dotację z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.
Fot. Pixabay

KRZYSZTOF KUBÓW NOWYM WICEMINISTREM ENERGII

Krzysztof Kubów, poseł na Sejm, został wiceministrem energii. Według nieoficjalnych informacji ma odpowiadać za politykę surowcową.

Nowy wiceminister pochodzi z Lubina. Ma 35 lat. Jest absolwentem Uniwersytetu Wrocławskiego na wydziale prawa i administracji. Odbył także studia menedżerskie w Wyższej Szkole Bankowej we Wrocławiu i uzyskał dyplom Executive MBA.

Doświadczenie zawodowe zdobywał w dziale celnym i finansowym w firmach na terenie Lubina. Przez kolejne lata związany był ze spółką INOVA w GK KGHM Polska Miedź, jako główny kierownik działu organizacji i administracji oraz główny specjalista ds. handlu.

Kubów jest przewodniczący komitetu terenowego PiS w Lubinie oraz członkiem zarządu okręgu legnicko-jeleniogórskiego PiS. Były redaktor naczelny lokalnego tygodnika społecznego.

To piąty wiceminister w resorcie kierowanym przez Krzysztofa Tchórzewskiego.
Fot. Youtube