Fińska firma Steady Energy planuje budowę pierwszej na świecie ciepłowni wykorzystującej technologię małych reaktorów modułowych (SMR). Opracowuje ona system LDR-50 o mocy 50 MW. Startup pozyskał 2 miliony euro w ramach finansowania projektu, który ma zostać uruchomiony do 2030 roku.
Steady Energy zamierza do 2030 r. zbudować ciepłownię opartą na małym reaktorze jądrowym LDR-50. Firma twierdzi, że zostanie on zaprojektowany do wydajnego, bezpiecznego i bezemisyjnego wytwarzania ciepła w znacznie niższych temperaturach i ciśnieniu niż tradycyjne reaktory jądrowe.
Spółka pozyskała 2 mln euro na wstępne finansowanie projektu ciepłowniczego wykorzystującego mały reaktor modułowy (SMR) o mocy cieplnej 50 MW.
Według firmy, ciśnienie wymagane przez reaktor LDR-50 można porównać do domowego ekspresu do kawy. Będzie ono niższe niż w sieci ciepłowniczej, zapewniając, że w przypadku awarii lub wycieku, wyciek pozostanie zamknięty w elektrowni, nie zagrażając ludziom ani środowisku.
Reaktor został zaprojektowany do pracy w temperaturze około 150 stopni Celsjusza i pod ciśnieniem poniżej 10 barów. Takie warunki są mniej wymagające niż w przypadku tradycyjnych reaktorów, co upraszcza rozwiązania techniczne wymagane do spełnienia wysokich standardów bezpieczeństwa w przemyśle jądrowym, podała fińska firma.
Elektrociepłownia PGE Energia Ciepła w Bydgoszczy, z Grupy PGE,podsumowała kalendarzową zimę 2022/2023. Ten okres ciepłowniczy charakteryzował się wyjątkowo zmiennym grudniem. 16 grudnia 2022 roku odnotowano najniższą temperaturą zewnętrzną wynoszącą -9,9°C, natomiast 2 tygodnie później słupki termometrów pokazały aż 16,1°C. Elektrociepłownia w Bydgoszczy, niezależnie od panujących warunków atmosferycznych, każdego roku zapewnia mieszkańcom nieprzerwane dostawy ciepła.
Elektrociepłownia PGE Energia Ciepła w Bydgoszczy to główny producent ciepła dla miasta. Zapewnia ponad 80 proc. ciepła na potrzeby miejskiej sieci ciepłowniczej, a dodatkowo wytwarza w kogeneracji energię elektryczną. Zapotrzebowanie na ciepło w systemie ciepłowniczym zależy przede wszystkim od pogody. Dlatego tak ważne jest wykorzystanie prognoz z wyprzedzeniem, w perspektywie kolejnych dni i tworzenie harmonogramów pracy jednostek wytwórczych oraz ich bieżąca aktualizacja. Te plany są podstawą do optymalizacji produkcji, tak aby mając do dyspozycji określone urządzenia, wytworzyć potrzebną ilość ciepła, a tym samym zapewnić mieszkańcom stałe i niezakłócone dostawy ciepła.
Sezon grzewczy 2022/2023 rozpoczął się w drugiej połowie września 2022 roku. Tegoroczna kalendarzowa zima była umiarkowana, ale intensywna w zakresie działalności elektrociepłowni. Najniższą temperaturę- 9,9°C zanotowano 16 grudnia ubiegłego roku. Najwyższą natomiast, wynoszącą 16.1°C – już 1 stycznia 2023 roku. Wykorzystanie mocy w dobie z najniższą temperaturą wynosiło 319 MWt. Stanowi to 76% mocy zamówionej przez odbiorców.
– Nasz oddział pracuje nieprzerwanie 365 dni w roku, 24 godziny na dobę. Dzięki temu zapewniamy bezpieczeństwo energetyczne i komfort cieplny mieszkańcom Bydgoszczy w każdych warunkach atmosferycznych. Myśląc o przyszłości,inwestujemy w nowe jednostki wytwórcze, zasilane paliwem gazowym. Aktualnie jesteśmy w trakcie budowy kotłowni gazowej w Elektrociepłowni Bydgoszcz I oraz jednostki kogeneracyjnej opartej o paliwo gazowe w Elektrociepłowni Bydgoszcz II. Pierwsza inwestycja zakończy się jeszcze w tym roku, a druga w 2025 – powiedział Sebastian Wasilewski, dyrektor PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Bydgoszczy.
W trwającym jeszcze sezonie grzewczym, do tej pory najwyższą temperaturę wody sieciowej na zasilaniu, w Elektrociepłowni Bydgoszcz II, odnotowano również 16grudnia 2022 roku. Wynosiła ona 106°C. Ma to bezpośredni wpływ na najwyższą dobową produkcję ciepła, która w ww. jednostce wytwórczej wspomnianego dniawynosiła 24 549 GJ. Bydgoski Oddział PGE Energia Ciepła gotowy jest do pracy w znacznie niższych temperaturach niż odnotowane w ostatnim okresie. Wszystko po to, aby zapewnić bezpieczeństwo energetyczne dla bydgoszczan, realizując produkcję ciepła i energii elektrycznej zgodnie z założonym planem. Sezon grzewczy w elektrociepłowni nadal trwa i zgodnie z harmonogramem zakończy się na przełomie kwietnia i maja br.
Elektrociepłownia Krosno jest największym źródłem ciepła dla całego Krosna. W 2022 r. produkowana w instalacji energia cieplna w 86% pochodziła z biomasy, czyli z ekologicznego paliwa odnawialnego, a w ok. 14% z miału węglowego, który był paliwem szczytowym, wykorzystywanym w okresie bardzo niskich temperatur.
Energia produkowana w Elektrociepłowni Krosno dystrybuowana jest do ok. 19 tys. krośnian, tj. mieszkańców większości budynków wielorodzinnych w mieście, a także do obiektów handlowo-usługowych oraz placówek kulturalnych i oświatowych.
W 2022 r. krościeńska elektrociepłownia pracowała w oparciu o blok kogeneracyjny ORC, wybudowany w 2020 r. kocioł biomasowy oraz kotły na miał węglowy. Głównym źródłem produkcji ciepła systemowego dla mieszkańców Krosna i odbiorców instytucjonalnych, przyłączonych do miejskiej sieci ciepłowniczej, były instalacje biomasowe, które w 2022 r. wyprodukowały łącznie 237 391,340 GJ, tj. ok. 86% ogółu energii cieplnej. Z miału węglowego w ub. roku elektrociepłownia wyprodukowała 38 697,820 GJ, czyli ok. 14% całej energii cieplnej.
Wyprodukowana w 2022 r. w Elektrociepłowni Krosno energia cieplna w ponad 50% pochodziła z bloku kogeneracyjnego ORC, w którym wyprodukowano też ponad 8515 MWh energii elektrycznej.
***
Do produkcji energii cieplnej w 2022 r. Elektrociepłownia Krosno zużyła ponad 34 tys. ton biomasy i ok. 2,6 tys. ton miału węglowego. Ponad 530 ton wykorzystanej biomasy pochodziło z własnej produkcji spółki, tj. z gałęzi dostarczonych do Punktu Selektywnej Zbiórki Odpadów Komunalnych i Regionalnego Centrum Odzysku Odpadów w Krośnie.
W minionym roku producentów i odbiorców ciepła systemowego dotknęły znaczące wzrosty cen paliw, w przypadku Elektrociepłowni Krosno – biomasy i miału węglowego. W 2022 r. średnia cena biomasy wzrosła o ok. 155% w porównaniu do cen z roku 2021, a średnia cena miału węglowego o ok. 93%.
– Ten drastyczny wzrost cen odczuliśmy wszyscy, nasza Spółka i odbiorcy ciepła produkowanego i dostarczanego przez Elektrociepłownię Krosno.W obliczu realnego zagrożenia dostępności paliw, w sezonie grzewczym znacząco zwiększyliśmy zapasy tak, aby zagwarantować ciągłość produkcji energii cieplnej – podkreśla prezes Krośnieńskiego Holdingu Komunalnego.
W 2022 r. rozbudowana została także miejska sieć ciepłownicza. Długość sieci obsługiwanej i zarządzanej przez Elektrociepłownię Krosno na koniec roku 2022 wynosiła blisko 36 km, w tym 81%, tj. ponad 29 km, to sieć preizolowana.
Plany i priorytety działań w zakresie poprawy jakości powietrza w Polsce – pod tym hasłem w Mysłowicach odbyła się dzisiaj (19 września) pierwsza konferencja prasowa Pawła Mirowskiego, nowo powołanego pełnomocnika Prezesa Rady Ministrów do spraw programu „Czyste Powietrze” i efektywności energetycznej budynków, który pełni zarazem funkcję wiceprezesa Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Przy okazji czwartej rocznicy uruchomienia programu „Czyste Powietrze” pełnomocnik szefa rządu podsumował dotychczasowe efekty tego wieloletniego projektu. Podczas konferencji podpisano pierwszą w województwie śląskim umowę w ramach nowego antysmogowego programu „Ciepłe Mieszkanie” pomiędzy Wojewódzkim Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Katowicach a gminą Mysłowice.
Poprawa jakości powietrza w Polsce to jedno z najważniejszych wyzwań cywilizacyjnych, przed jakim stoi obecnie nasz kraj. Dla osiągnięcia tego strategicznego celu, realizowanego przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska oraz Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, wdrażanych jest równolegle kilka rządowych projektów wsparcia finansowego, w tym zwłaszcza sztandarowy, wieloletni program priorytetowy „Czyste Powietrze”, którego realizację rozpoczęto równo cztery lata temu – 19 września 2018 r.
Nad dalszym rozwojem tego flagowego projektu z docelowym budżetem w wysokości 103 mld zł, przewidującego do 2029 r. wymianę aż 3 mln tzw. kopciuchów na nowocześniejsze i bardziej ekologiczne źródła ciepła, od 8 września br. czuwa Paweł Mirowski, zastępca prezesa zarządu NFOŚiGW, który został nowym pełnomocnikiem Prezesa Rady Ministrów do spraw programu „Czyste Powietrze” i efektywności energetycznej budynków. Do jego zadań będzie należało nie tylko stałe doskonalenie projektu, ale przede wszystkim zapewnienie koordynacji działań administracji rządowej w ramach realizacji programu „Czyste Powietrze” oraz dalsza współpraca z realizatorami programu w terenie, czyli wojewódzkimi funduszami ochrony środowiska i gospodarki wodnej oraz jednostkami samorządu terytorialnego i organizacjami pozarządowymi, które zajmują się poprawą jakości powietrza w Polsce.
– Objąłem nową funkcję w głębokim przekonaniu, że poprawa jakości powietrza w Polsce to jedno z najważniejszych wyzwań w naszym kraju, gdyż walka ze smogiem nie oznacza jedynie dbałości o stan klimatu i środowiska. To nade wszystko wyraz troski o zdrowie Polaków i polepszenie codziennego komfortu ich życia,także poprzezinwestowanie w poprawę efektywności energetycznej budynków, ze środków dostępnych w ramach programu „Czyste Powietrze” – zaznacza Paweł Mirowski, pełnomocnik Prezesa Rady Ministrów do spraw programu „Czyste Powietrze” i efektywności energetycznej budynków i jednocześnie wiceprezes NFOŚiGW. – Program „Czyste Powietrze”, który wdrażamy od czterech lat, jest właśnie przykładem takiego myślenia w kategoriach dobra wspólnego, gdzie na uwadze mamy względy zarówno ekologiczne i klimatyczne, jak i społeczne oraz zdrowotne, wpływające na jakość życia mieszkańców. Dotychczasowe efekty realizacji programu „Czyste Powietrze” są pozytywne i bardzo wymierne. Udało się do tej pory wymienić niemal 500 tysięcy węglowych „kopciuchów”, co w praktyce oznacza pół miliona nowych, ekologicznych, znacznie mniej emisyjnych urządzeń grzewczych w gruntownie docieplonych domach – dodaje nowy pełnomocnik szefa rządu.
Program „Czyste Powietrze” funkcjonuje od czterech lat i cieszy się bardzo dużym zainteresowaniem społecznym, zyskując z roku na rok jeszcze większą popularność wśród beneficjentów. Jest on skierowany do właścicieli i współwłaścicieli domów jednorodzinnych lub wydzielonych w budynkach jednorodzinnych lokali mieszkalnych z wyodrębnioną księgą wieczystą. Na wymianę źródeł ciepła i termomodernizację domu można otrzymać do 30, 37 lub 69 tys. zł (podstawowy, podwyższony i najwyższy poziom dofinansowania zależny od osiąganego poziomu dochodu w gospodarstwie domowym) oraz do 47 lub 79 tys. zł przy dotacji z prefinansowaniem (podwyższony i najwyższy poziom dofinansowania). Dodatkowo w programie biorą udział banki, które w ramach Kredytu Czyste Powietrze oferują pomoc beneficjentom, bowiem dotacja z programu jest przeznaczona na częściową spłatę kapitału kredytu. Z kolei gminy, które na swoim terenie tworzą punkty konsultacyjno-informacyjne programu „Czyste Powietrze” służą poradą i wsparciem dla mieszkańców, aby mieli oni możliwość wyboru najefektywniejszego rozwiązania w zakresie doboru źródła ciepła i docieplenia domu – korzystając z dofinansowania dostępnego w ramach projektu. Do tej poryw programie „Czyste Powietrze” złożono już niemal 500 tys. wniosków na kwotę ponad 9,1 mld zł i wypłacono już ponad 3,4 mld zł.
Program priorytetowy „Czyste Powietrze” jest stale modyfikowany i udoskonalany – tak, aby można było jak najskuteczniej realizować jego główne założenie, którym jest wyraźna poprawa jakości powietrza w Polsce poprzez masową wymianę nieefektywnych kotłów na paliwa stałe na nowocześniejsze nisko i zeroemisyjne, ekologiczne źródła ciepła – wraz z gruntownym ocieplaniem jednorodzinnych budynków mieszkalnych. W lipcu br. został zapoczątkowana jego zmodyfikowana wersja pod umowną nazwą „Czyste Powietrze Plus”. W tej nowej odsłonie program stał się jeszcze bardziej dostępny poprzez zastosowanie mechanizmu prefinansowania inwestycji. Przede wszystkim jednak stał się atrakcyjniejszy dla osób o niskich dochodach, które często nie posiadają własnych środków finansowych, aby najpierw wyłożyć fundusze na realizacje zadania, a dopiero później otrzymać ich zwrot.
Modyfikacja programu – wprowadzona z myślą o osobach najmniej zarabiających – zakłada, w przypadku prefinansowania inwestycji zwiększenie o 10 tys. zł maksymalnych kwot dotacji na prace remontowe realizowane w ramach części 2) i 3) programu „Czyste Powietrze”, czyli dotyczących osób o najniższych dochodach, uprawnionych do podwyższonego i najwyższego poziomu wsparcia. Obecnie maksymalna bezzwrotna dotacja w części 2) jest zwiększona z 37 do 47 tys. zł, a górny pułap dofinansowania w części 3) wzrósł z 69 do 79 tys. zł.
Warto podkreślić, że jednocześnie zostało wprowadzone nowe rozwiązanie finansowe, czyli wspomniane wyżej prefinansowanie. Dzięki niemu „z wyprzedzeniem” będzie można otrzymać aż do 50 proc. przewidzianej kwoty dotacji. Pieniądze z terytorialnie właściwego wojewódzkiego funduszu ochrony środowiska i gospodarki wodnej będą teraz wpływać bezpośrednio na rachunek wykonawcy robót w terminie do 14 dni od daty zawarcia umowy o dofinansowanie. Wcześniej wypłata dotacji odbywała się w formie refundacji dopiero po zakończeniu części lub całości przedsięwzięcia.
– Wkrótce ogłosimy kolejne zmiany w programie „Czyste Powietrze”, które w moim przekonaniu sprawią, że stanie się on jeszcze bardziej przyjaznym instrumentem, umożliwiającym uzyskanie atrakcyjnego wsparcia finansowego na wymianę „kopciucha” oraz gruntowną termomodernizację domu – zapowiada Paweł Mirowski, pełnomocnik Prezesa Rady Ministrów do spraw programu „Czyste Powietrze” i efektywności energetycznej budynków, wiceszef NFOŚiGW. – Przeprowadzimy aktualizację programu pod kątem finansowym, gdyż koszty inwestycji określone w czasie uruchamiania programu we wrześniu 2018 r. są nieadekwatne wobec obecnie panujących warunków rynkowych. Wymiana „kopciucha” to oczywiście podstawowy cel, ale zamierzamy też zachęcać wnioskodawców do wykonywania kompleksowego docieplenia domu, a więc poprawy jego efektywności energetycznej, co będzie objęte dodatkowym pakietem dofinansowania. Chcemy również umożliwić złożenie wniosku ponownie tym beneficjentom, którzy wcześniej skorzystali już z programu „Czyste Powietrze” i wymienili węglowego „kopciucha”, a teraz będą chcieli poddać dom termomodernizacji, aby przez to zużywać mniej mocno ostatnio drożejącego opału. W czasie obecnej, skomplikowanej sytuacji geopolitycznej i w warunkach kryzysu energetycznego, który ogarnął całą Europę, będziemy szczególnie uważnie śledzić sytuację społeczno-gospodarczą i reagować na potrzeby beneficjentów poprzez stosowne, społecznie niezbędne modyfikacje i uzupełnienia w programie „Czyste Powietrze” – podsumowuje pełnomocnik szefa rządu.
Konferencja pełnomocnika Pawła Mirowskiego została połączona z uroczystym podpisaniem pierwszej w województwie śląskim umowy w ramach programu „Ciepłe Mieszkanie” pomiędzy Wojewódzkim Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Katowicach a gminą Mysłowice. Dokument potwierdzili swoimi podpisami prezes zarządu WFOŚiGW w Katowicach Tomasz Bednarek i prezydent Mysłowic Dariusz Wójtowicz.
Program „Ciepłe Mieszkanie” to nowy projekt na rzecz poprawy jakości powietrz w Polsce, ogłoszony 21 lipca br. Budżet programu wynosi 1,4 mld zł, które za pośrednictwem wojewódzkich funduszy ochrony środowiska i gospodarki wodnej trafią do gmin, aby następnie wesprzeć inwestycje podejmowane w budynkach wielorodzinnych. Celem realizacji dofinansowywanych przedsięwzięć jest polepszenie stanu powietrza poprzez wymianę nieefektywnych źródeł ciepła i podniesienie efektywności energetycznej budynków wielorodzinnych w odniesieniu do poszczególnych lokali.
Dotacja obejmuje koszty instalacji nowych źródeł ciepła spełniających wymagania programu, do których należą: kocioł gazowy kondensacyjny, kocioł na pellet drzewny o podwyższonym standardzie, ogrzewanie elektryczne, pompa ciepła powietrze/woda lub pompa ciepła powietrze/powietrze albo podłączenie lokalu do wspólnego efektywnego źródła ciepła. Dodatkowo możliwe jest wykonanie instalacji centralnego ogrzewania i ciepłej wody użytkowej, wymiana okien i drzwi, a także wykonanie wentylacji mechaniczne z odzyskiem ciepła.
Beneficjentem końcowym w programie „Ciepłe Mieszkanie” jest osoba fizyczna posiadająca tytuł prawny do lokalu w wielorodzinnym budynku mieszkalnym i spełniająca kryteria dochodowe określone w programie. Rozliczenie inwestycji następuje natomiast przez gminę, która wcześniej podpisuje umowę z terytorialnie właściwym WFOŚiGW, otrzymując dzięki temu 100% środków finansowych niezbędnych do realizacji zadań zgodnych z programem przez beneficjentów końcowych.
Metan z kopalni w służbie mieszkańcom regionu. TAURON uruchomił w Jawiszowicach instalację kogeneracyjną zasilaną gazem pozyskiwanym z Zakładu Górniczego Brzeszcze. Każdy z dwóch zamontowanych tam silników gazowych generuje moc 2,7 MWe.
Kogeneracja, czyli jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej, z powodzeniem stosowana jest w nowoczesnych elektrociepłowniach. To druga tego typu instalacja TAURONA. Bliźniacze urządzenie od początku roku funkcjonuje na terenie należącej do Grupy TAURON kopalni. W ciągu roku obie instalacje przetworzą około 20 mln m3 czystego metanu.
– W TAURONIE pracują eksperci posiadający najlepszą wiedzę i doświadczenie na rynku, dlatego możemy sprawnie i szybko dostarczać na rynek nowoczesne rozwiązania technologiczne – mówi Patryk Demski, wiceprezes ds. strategii i rozwoju TAURON Polska Energia. – Instalacje kogeneracyjne zasilane metanem z ZG Brzeszcze pozwalają na wypracowanie konkretnego zysku. Co jest nawet bardziej istotne, takie rozwiązania pomagają chronić środowisko. Zrealizowana właśnie koncepcja zagospodarowania energii chemicznej zawartej w gazie pozyskiwanym w procesie odmetanowania pokładów węgla to tylko jeden z elementów naszej działalności – dodaje Demski.
Metoda zastosowana przez TAURON Nowe Technologie w Zakładzie Górniczym Brzeszcze zarządzanym przez TAURON Wydobycie, pozwala na użycie do napędu generatorów metanu – gazu, który jest naturalnym źródłem poważnego zagrożenia bezpieczeństwa pracy w kopalni. Klasyczne instalacje kogeneracyjne zasilane są głównie węglem, biomasą lub gazem ziemnym.
– Nasza spółka koncentruje się na opracowaniu i wprowadzaniu w życie projektów innowacyjnych i proekologicznych – mówi Artur Warzocha, prezes zarządu TAURON Nowe Technologie. – Uruchomienie instalacji kogeneracyjnej w kopalni w Brzeszczach jest elementem szerszego projektu. Naszą ambicją jest przechwycenie możliwe największej ilości metanu, tak by nie przedostawał się on w sposób niekontrolowany do atmosfery. Dzięki temu będziemy mieli możliwość pozyskiwania taniej energii, a przy okazji zadbamy o klimat – wyjaśnia Warzocha.
Kopalnia w Brzeszczach posiada jedne z najbogatszych złóż metanu w kraju. By móc bezpieczne eksploatować pokłady węgla, należy prowadzić odmetanowanie w celu ujęcia jak największej ilości niebezpiecznego gazu. Proces odmetanowania górotworu jest skomplikowany, ale konieczny, bo zapobiega niekontrolowanemu przedostawaniu się gazu do wyrobisk kopalni w postaci wypływu czy wręcz wyrzutu metanu i skał. W wyniku odmetanowania, część gazu zostaje ujęta i przetransportowana na powierzchnię, gdzie wykorzystywana jest na własne potrzeby lub sprzedawana. TAURON Nowe Technologie przygotował projekt efektywnego wykorzystania tego gazu, a uruchomienie kogeneracyjnych jednostek wytwórczych to tylko początek zmian.
– Nasza kopalnia w Brzeszczach, jako pierwsza w kraju, uzyskała status kopalni bezodpadowej. Teraz staje się również mniej emisyjna. Uruchomione silniki metanowe wzmocnią jej efektywność przy jednoczesnej poprawie bezpieczeństwa pracy załogi – mówi Jacek Pytel, prezes zarządu TAURON Wydobycie. – Chcemy sprawniej wykorzystać gaz z procesu odmetanowania pokładów węgla w wysokosprawnej kogeneracji gazowej, czyli produkcji prądu i ciepła. Zagospodarowanie większej ilości gazu będzie generowało dobry efekt ekonomiczny i korzyści dla środowiska naturalnego – podkreśla prezes TAURON Wydobycie.
Niemal połowa absorbowanego tu metanu pozyskiwana jest w procesie odmetanowania i trafia do instalacji produkującej prąd i ciepło. Reszta wyprowadzana jest natomiast wraz z powietrzem wentylacyjnym. Specjaliści TAURONA pracują już jednak nad montażem prototypowego urządzenia, które pozwoli na wyłapanie cząsteczek metanu w instalacji wentylacyjnej.
Instalacja kogeneracyjna poprawi także bezpieczeństwo zasilania ZG Brzeszcze na wypadek wystąpienia awarii sieciowych. Możliwe jest również ograniczenie mocy zamówionej na jednym z przyłączy, a to przełoży się na wymierne oszczędności.
Projekt: „Rozwój wysokosprawnej kogeneracji poprzez budowę biomasowej jednostki kotłowej w EC Łąkowa w Grudziądzu”, uzyskał pozytywną ocenę oraz została mu przyznana dotacja i pożyczka z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w ramach programu „Ciepłownictwo Powiatowe”.
Ten sam projekt otrzymał również dofinansowanie ze środków Mechanizmu Finansowego Europejskiego Obszaru Gospodarczego 2014-2021, czyli tzw. Funduszy Norweskich, gdzie grudziądzki projekt znalazł się na drugim miejscu, biorąc pod uwagę liczbę uzyskanych punktów, wśród kilkudziesięciu zgłoszonych projektów. Przed Spółką trudna decyzja − rozstrzygnięcie, które z uzyskanych źródeł finansowania będzie korzystniejsze przy realizacji tego projektu.
Decyzje Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej oraz Ministerstwa Klimatu i Środowiska (Operatora Programu „Środowisko, Energia i Zmiany Klimatu” współfinansowanego z Funduszy Norweskich) wysoko oceniające projekty Grupy OPEC, pokazują profesjonalizm i zaangażowanie zespołu, który je przygotował.
Budowa biomasowej (luźna słoma) jednostki kogeneracyjnej w Elektrociepłowni Łąkowa pozwoli na:
zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w produkcji ciepła i energii elektrycznej,
ograniczenie produkcji energii w istniejących węglowych źródłach wytwórczych,
zdecydowane obniżenie kosztów operacyjnych działalności związanych z zakupem uprawnień do emisji CO2,
zwiększenie udziału jednostki kogeneracyjnej w całkowitej produkcji ciepła,
wzrost bezpieczeństwa energetycznego Grudziądza dzięki zapewnieniu dywersyfikacji paliw,
wypełnianie obowiązków wynikających z obecnych i przewidywanych w przyszłości uregulowań formalno-prawnych w Polsce, polityki ekologicznej UE, pakietu klimatycznego w zakresie ochrony środowiska,
rozwinięcie działalności OPEC-BIO poprzez zwiększenie kontraktacji luźnej słomy,
odtworzenie mocy cieplnej Elektrociepłowni Łąkowa w postaci wysokosprawnej, nowoczesnej, ekologicznej, energooszczędnej, jednostki kotłowej zapewniające pokrycie bieżących oraz przyszłych potrzeb odbiorców w zakresie produkcji ciepła i pary.
MDI Energia podpisała ze spółkami PGB Energetyka 5 i PGB Inwestycje umowę na budowę elektrociepłowni na biogaz rolniczy o mocy 0,999 MW w miejscowości Długoszyn – poinformowała spółka w komunikacie. Wynagrodzenie za wykonanie umowy to 16,4 mln zł netto.
Termin realizacji umowy wynosi 6 miesięcy.
MDI ENERGIA SA jest liderem sektora OZE, realizuje jedne z większych projektów farm fotowoltaicznych w Polsce. Kilkanaście oddziałów w całym kraju umożliwia realizację wielu projektów jednocześnie. Obecnie spółka kończy budowę kolejnych pakietów farm fotowoltaicznych o mocy 1 MW każda, w formule “pod klucz”.
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.
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:
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.
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.
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.
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.
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
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
[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)
Daniel Heiler, przedstawiciel niemieckiego Zrzeszenia Branży Ciepłownictwa przestrzega, że czas firm produkujących i dostarczających wyłącznie ciepło już się kończy.
AGFW, czyli
zrzeszenie reprezentowane przez Heilera, promuje kogenerację oraz
systemy ciepłownicze i układy wytwarzania chłodu zarówno na rynku
krajowym, jak i międzynarodowym. Należy do niego ponad 500 zakładów
ciepłowniczych i wytwarzających chłód. Łącznie reprezentuje 95
proc. mocy ciepłowniczych w Niemczech.
Nie ulega
wątpliwości, że Niemcy pod względem produkcji energii z OZE są
krajem szczególnym. 1 maja energia dostarczana ze źródeł
odnawialnych (wiatraki, kolektory słoneczne, elektrownie zasilane
biomasą lub biogazem) po raz pierwszy zaspokoiła zapotrzebowanie
całego kraju. Elektrownie konwencjonalne musiały eksportować prąd
za granicę.
Łączna powierzchnia zainstalowanych w Niemczech kolektorów słonecznych to 766 tys. m kw. (2016).
Owszem, 1 maja –
to dzień wolny i zapotrzebowanie energetyczne jest znacznie niższe
niż w inne dni, ale ten dzień stanowi pewien symbol. Mimo tego wg
AGFW system energetyczny w Niemczech nie jest efektywny. Aż 90 proc.
tamtejszej energii wytwarzanych jest oddzielnie. Prąd w
elektrowniach kondensacyjnych, a ciepło w kotłach grzewczych.
W przyszłości nie będziemy szukali możliwości wyprodukowania energii z OZE, a sposobu na jej zmagazynowanie. Tylko sieci ciepłownicze są w stanie doprowadzić tę energię do wielkich miast.
Aż 42 proc. w ogólnej produkcji energii niemieckiej to udział OZE. Zdaniem Heilera, właściwym kierunkiem jest dążenie do wspólnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu. – W przyszłości nie będziemy szukali możliwości wyprodukowania energii z OZE, a sposobu na jej zmagazynowanie. Tylko sieci ciepłownicze są w stanie doprowadzić tę energię do wielkich miast – stwierdził Heiler.
Tu zauważa wielką szansę dla Polski, która ma najbardziej rozbudowane sieci w Europie, a Warszawa bije pod tym względem na głowę inne stolice europejskie. Heiler zwracał też uwagę na szansę powstawania w małych miastach systemów opartych na różnych źródłach produkcji energii: kolektory słoneczne, kotły na biomasę czy kogenerację na bazie gazu. Od coraz powszechniejszego korzystania z systemów OZE nie ma odwrotu. Niemcy są tego najlepszym przykładem. Boom rozwojowy obserwowany jest w pozyskiwaniu i produkcji energii z geotermii głębinowej czy układów solarnych. Takie systemy mogą zaopatrywać w energię (nie tylko ciepło) całe miasta. Niesie to za sobą konsekwencje budowy mniejszych systemów ciepłowniczych (być może komunalnych) i odejścia od dużych elektrociepłowni.
Jednocześnie niemiecki ekspert przestrzegał, że w niedalekiej przyszłości firmy produkujące czy dostarczające jedynie ciepło będą miały kłopoty z przetrwaniem na rynku. Dobrze, jeśli będą zwiększały wachlarz swoich produktów. Jako pozytywny przykład podał polskie firmy oferujące zarówno ciepło, jak i energię elektryczną. Uważa, że naturalna jest dostawa ciepła i chłodu. Fot. Pixabay
Eesti Energia, spółka macierzysta operującego na polskim rynku Enefitu, rozpoczęła produkcję paliwa płynnego i energii elektrycznej ze zużytych opon, których w Estonii przybywa 12 tys. ton rocznie. Między innymi w ten sposób firma chce przyczyniać się do promowania gospodarki o obiegu zamkniętym oraz do ochrony środowiska.
Grupa Eesti Energia dysponuje kogeneracyjną technologią, która umożliwia jednoczesne wytwarzanie paliwa płynnego i energii elektrycznej. Technologia ta jest unikalna na skalę światową oraz stanowi najbardziej efektywną i przyjazną dla środowiska metodę wzbogacania łupków bitumicznych. Dodatkowo, pozwala między innymi na wytworzenie paliwa poprzez zastąpienie do 10 proc. łupków zużytymi oponami.
Eesti Energia jest
jednym z największych wydobywców i przetwórców łupków
bitumicznych na świecie oraz największym producentem energii
elektrycznej w krajach bałtyckich. Przy tak dużej skali produkcji
Grupy, technologia Enefit w znaczny sposób przyczynia się nie tylko
do zagospodarowania powstałych odpadów w postaci zużytych opon,
ale również do ograniczenia wykorzystania zasobów naturalnych,
jakimi są łupki.
Jak zauważa Hando
Sutter, prezes zarządu Grupy, produkcja paliwa z opon jest bardzo
ważna dla rozwoju przemysłu opartego na łupkach bitumicznych,
ponieważ pokazuje, jak przemysł energetyczny może uczestniczyć we
wdrażaniu rozwiązań z zakresu gospodarki obiegu zamkniętego i
wspomagać ochronę środowiska.
– Pomagamy ponownie wykorzystać cenne zasoby, a tym samym produkujemy energię i jednocześnie redukujemy ślad środowiskowy oraz przyczyniamy się do rozwiązania problemu ekologicznego – mówi Hando Sutter, prezes zarządu Grupy Eesti Energia.
– Pomagamy ponownie wykorzystać cenne zasoby, a tym samym produkujemy energię i jednocześnie redukujemy ślad środowiskowy oraz przyczyniamy się do rozwiązania problemu ekologicznego – mówi Hando Sutter, prezes zarządu Grupy Eesti Energia.
Jak pokazuje
przykład Grupy, wdrożenie elementów gospodarki obiegu zamkniętego
jest możliwe także w przypadku bardzo dużych koncernów –
również tych energetycznych – operujących na szeroką skalę.
Technologia Enefit pozwala na poddanie recyklingowi do 260 000
ton zużytych opon rocznie. Początkowo spółka skupi się na
przetwarzaniu odpadów zebranych na terenie Estonii. Wydajność
elektrowni umożliwia rozważenie pozyskania opon także z innych
krajów.
Rozwiązanie wspiera
także Ministerstwo Środowiska w Estonii, które zaapelowało do
Unii Europejskiej o pozwolenie na wykorzystanie opon w powyższy
sposób. Minister Środowiska, Rene Kokk, podkreśla, że
wykorzystanie zużytych opon, które dotychczas nie znajdowały
zastosowania, jest bardzo ważnym elementem recyklingu odpadów.
Eesti Energia, do której należy działający w Polsce Enefit, jest estońskim państwowym koncernem energetycznym z własnym górnictwem, konwencjonalnym i odnawialnym wytwarzaniem energii, dystrybucją i międzynarodowym obrotem energią. Firma powstała w 1939 roku i jest jednym z największych wydobywców i przetwórców łupków bitumicznych na świecie. Udział Grupy w estońskim rynku energii elektrycznej wynosi 60 proc., a w rynku krajów bałtyckich łącznie 25 proc.
W 2018 r. przychody ze sprzedaży Grupy Eesti Energia sięgnęły 875 mln euro, a EBITDA była równa 283 euro. W tym czasie sprzedaż energii w ramach Grupy Eesti Energia wyniosła 9,2 TWh, a zysk netto 106 mln euro. Fot. Newseria
