Home Archive by category Lewy slider

Lewy slider

CIEPŁOWNICTWO ZAMIAST ATOMU? ZBUDUJMY 4000 MW Z CIEPŁOWNI

Zamiast kosztownej budowy elektrowni atomowej warto zastanowić się nad rozbudową nowych ciepłowni na terenie Polski powiatowej. Nowe miejsca pracy, rozwój energetyki rozproszonej i przy okazji pozyskiwanie ciepła oraz poprawa jakości powietrza to tylko niektóre korzyści jakie można byłoby zyskać w ramach realizacji tego scenariusza.

Mimo braku decyzji politycznej ws. realnej kontynuacji budowy pierwszej w Polsce elektrowni atomowej, przedstawiciele rządu zapowiadają, że będzie ona filarem krajowego systemu energetycznego. Taki scenariusz zakłada zresztą także nadal pozostająca jedynie projektem propozycja strategii energetycznej Polski do 2040 r.

Być może po październikowych wyborach nastąpi przełom i rzeczywiście ktoś zechce wydać minimum 40-60 mld zł na uruchomienie atomu w naszym kraju (przy wsparciu Amerykanów?), choć pozostaję w tym temacie sceptyczny. Nie ulega jednak wątpliwości, że już dziś warto zastanowić się nad tym czym go zastąpić gdyby patowa sytuacja w zakresie inwestycji w energetykę jądrową miała się utrzymać.

Taka dyskusja jest ważna nie tylko w kontekście utrzymania w podstawie systemu energetycznego stabilnego źródła energii, ale także ceny za jaką będzie produkować energię (to kwestia paląca w kontekście rosnących cen uprawnień CO2) i korzyści jakie z procesu inwestycyjnego może odnieść cała gospodarka. Wydając olbrzymie pieniądze warto myśleć również o takich kwestiach jak podatność danej technologii na modyfikacje w przyszłości przy uwzględnieniu trendów legislacyjnych w UE czy rozwój Polski lokalnej.

W tym kontekście bardzo interesujący wydaje się pomysł dyskutowany w Izbie Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie. Chodzi o zbudowanie w relatywnie niedługim czasie 4000 MW z ciepłowni zamiast realizowania kosztownego projektu jądrowego (to liczba pojawiająca się w dyskusjach wewnątrz IGCP). Niosłoby to liczne korzyści: od możliwego uzyskania dużych środków z Unii Europejskiej na ten cel (wysoki poziom refinansowania), po wygenerowanie miejsc pracy na poziomie powiatów, uzyskanie bardziej rozproszonego profilu źródeł energii, ale także dodatkowego ciepła, co wpłynęłoby na poprawę jakości powietrza w wielu miejscowościach.

Budowa 4000 MW z ciepłowni to projekt, który byłby także kompatybilny z rządowymi planami rozbudowy terminalu LNG, budowy „pływającego gazoportu” (jednostki typu FSRU) i gazociągu Baltic Pipe. Energia byłaby generowana przez turbiny gazowe, ale surowiec nie pochodziłby z Rosji. Pozyskiwano by go albo z projektów dywersyfikacyjnych, które zostaną zrealizowane do 2022 r., albo z lokalnych złóż błękitnego paliwa, które nie nadają się do przemysłowej eksploatacji – jak w Gorzowie Wielkopolskim. Warto wspomnieć, że gaz jest w ujęciu urzędników Komisji Europejskiej tzw. paliwem przejściowym, ale do 2050 r. jego udział w miksach energetycznych krajów UE pozostanie znaczący.

To oczywiście jedynie koncepcja, niemniej wydaje się ona niezwykle atrakcyjna i o wiele bardziej realna aniżeli atomowe sny, które realizujemy bez powodzenia od wielu lat. Jej wdrożenie byłoby mniej kosztowne, szybsze, zgodne z potrzebami wynikającymi z członkostwa w Unii Europejskiej, korzystne dla równowagi systemu energetycznego i zdrowia Polaków. Dlatego warto rozmawiać na ten temat i inspirować oficjeli do zrewidowania swoich planów.

Fot. Pixabay

WASIŁEK: UNIJNE DYREKTYWY WYZWANIEM DLA CIEPŁOWNICTWA

Podczas odbywającego się w Międzyzdrojach XXIII Forum Ciepłowników Polskich, Przewodniczący Rady IGCP, Ryszard Wasiłek, odniósł się do kwestii największych wyzwań stojących przed branżą.

„Najważniejsze wyzwania jakie stoją przed polskim sektorem ciepłowniczym to oczywiście uwarunkowania zewnętrzne, unijne, wszystkie dyrektywy, które narzucają ciepłownictwu określone rozwiązania” – stwierdził Wasiłek.

„Problemem dla sektora jest ich wdrożenie tak, aby można było powiedzieć, że zostały one zrealizowane w sposób oczekiwany przez Unię Europejską” – dodał Przewodniczący Rady IGCP.

„Kolejne wyzwania dla sektora zostały określone w PEP 2040 (Polityka Energetyczna Polski do roku 2040). Mam nadzieję, że nowy dokument ukaże się w najbliższym czasie” – skonkludował Wasiłek.

ŚWIETLICKI: STRATEGIA DLA CIEPŁOWNICTWA MOŻLIWA DO KOŃCA ROKU

Dyrektor Departamentu Elektroenergetyki i Ciepłownictwa w Ministerstwie Energii, Tomasz Świetlicki zapowiedział strategię dla sektora ciepłowniczego do końca tego roku.

Ministerstwo Energii pracuje obecnie nad strategią dla ciepłownictwa. W tym celu w 2018 roku Minister Energii Krzysztof Tchórzewski powołał specjalny Zespół ds. Określenia Rynku Ciepłownictwa, w skład którego wchodzą aktualnie pracujące grupy robocze. Obecnie przygotowuje one rozwiązania, które powinny być przyjęte do końca tego roku – powiedział Tomasz Świetlicki, dyrektor Departamentu Elektroenergetyki i Ciepłownictwa w Ministerstwa Energii.

W odniesieniu do nowej polityki energetycznej rządu przedstawiciel Ministra Energii dodał także, że – Strategia dla ciepłownictwa ma być dokumentem wykonawczym do nowej Polityki Energetycznej Polski do 2040 r.

Na koniec podkreślił, że – Rozwiązania dla sektora ciepłowniczego mogą być uzależniona od obecnie negocjowanej kwestii propozycji Komisji Europejskiej dot. osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 r.

Fot. Własne

NOWA KE JESZCZE BARDZIEJ ZIELONA. DUŻE WYZWANIE DLA POLSKI

Nowa Komisja Europejska będzie jeszcze bardziej „zielona” niż to miało miejsce do tej pory. Dla Polski, kraju opierającego swój miks energetyczny na węglu, a w dodatku mocno uprzemysłowionego, to spore wyzwanie.

Już pierwszy zarys programu zaprezentowanego przez Ursulę von der Layen sugeruje, że dotychczasowy kierunek obrany przez poprzedniego przewodniczącego Komisji Europejskiej, Jean Claude Junckera, będzie nie tylko kontynuowany, ale zostanie także znacząco poszerzony. Głównym tematem, na który będzie składać się wiele pomniejszych inicjatyw, będzie oczywiście kwestia osiągnięcia przez kraje członkowskie neutralności klimatycznej do 2050 r. Przy czym szczególny nacisk zostanie tym razem położony nie na energetykę, ale przemysł. Ale spróbujmy podejść, na tym wczesnym jeszcze etapie, bardziej szczegółowo do tej wizji.

New Green Deal

Przede wszystkim von der Layen zaproponowała stworzenie nowego pakietu legislacyjnego mającego na celu wpisanie celu osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 roku w prawo unijne. Byłby to tzw. Green Deal (analogia do amerykańskiego New Deal jest nieprzypadkowa), w ramach którego można byłoby wyróżnić:

• Strategia różnorodności biologicznej do 2030 roku (chodzi m.in. o pochłanianie CO2 poprzez sadzenie nowych lasów etc.),
• Strategia na rzecz osiągnięcia neutralności emisyjnej (nie mówimy więc o zerowej emisji, ale jej równoważeniu przez inne działania), która miałaby w założeniu chronić Europejczyków przed problemami zdrowotnymi wynikającymi z zanieczyszczenia powietrza, degradacją środowiska, oraz zanieczyszczeniami przemysłowymi,
• Nowy Action Plan dotyczący gospodarki o obiegu zamkniętym.

Włączenie nowych sektorów do EU ETS

Kolejnym elementem strategii von der Layen byłoby rozszerzenie systemu UE ETS. System ten polega na wprowadzeniu limitu łącznych emisji niektórych gazów cieplarnianych emitowanych przez instalacje objęte systemem. Z czasem limit ten jest obniżany, co sprawia, że łączne emisje spadają. W ramach wyznaczonego pułapu firmy otrzymują lub kupują uprawnienia do emisji, którymi mogą handlować zgodnie ze swoimi potrzebami. Mogą też kupować ograniczone ilości międzynarodowych jednostek emisji pochodzących z projektów mających na celu ograniczenie zużycia energii na całym świecie. EU ETS był reformowany podczas kadencji Jean Claude Junckera w kierunku ograniczania ilości uprawnień, ale von der Layen chce iść jeszcze dalej. System miałby zostać rozszerzony o sektor morski, transportowy, budowlany.

Nacisk na neutralność klimatyczną przemysłu

Nowa Komisja Europejska chciałaby również wprowadzić podatek graniczny od węgla, który miałby ograniczyć zjawisko ucieczki emisji poza Unię Europejską. To bardzo istotna informacja dla przemysłu gdyby próbował ratować się ucieczką poza Europę. Natomiast dla koncernów produkujących na terenie Wspólnoty zostaną opracowane nowe wytyczne w kontekście osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 r. Wśród specjalistów już dziś toczy się dyskusja, czy procesy produkcyjne, w niektórych branżach mogą być niskoemisyjne i równoważone np. zalesianiem bądź instalacjami wychwytywania CO2.

Zielony strumień euro

Oprócz nośnych haseł w wizji von der Layen znalazło się miejsce dla kilku konkretów, które polski rząd powinien wziąć poważnie pod uwagę. Przede wszystkim nowa przewodnicząca Komisji Europejskiej zdaje sobie sprawę z różnego poziomu rozwoju państw wewnątrz Unii Europejskiej oraz kontekstu historycznego, który wpłynął na ukształtowanie się ich miksów energetycznych. Stąd postulat powstania Funduszu Sprawiedliwości Transformacji. To jednak nie jedyny pomysł skupiający się na aspekcie finansowym. Proponowany przez von der Layen Plan Inwestycyjny na rzecz Zrównoważonej Europy jest bardzo szeroki i miałby:

• Zaproponować szeroką strategią dotyczącą finansowania zielonych inwestycji,
• przemianować części Europejskiego Banku Inwestycyjnego w Europejski Bank Klimatyczny,
• podwoić kwoty finansowania zielonych inwestycji do 2025 roku,

Plan inwestycyjny miałby docelowo sięgać kwoty nawet 1 biliona euro na inwestycje w całej UE.

Zielona edukacja

Nowa Komisja Europejska chce również budować już niemałe poparcie dla swoich pomysłów. Pod nazwą Europejskiego Paktu Klimatycznego kryje się szeroki zamysł edukowania i motywowania społeczeństw Unii Europejskiej, w tym szczególnie przedsiębiorców pod kątem znaczenia walki ze zmianami klimatu. Taka strategia nie jest pisana palcem po wodzie. Już dziś według nowego sondażu przeprowadzonego przez Eurobarometr 9 na 10 Europejczyków zgadza się, że priorytetami polityki energetycznej UE powinno być zapewnienie bezpiecznej, czystej i niedrogiej energii obywatelom.

Wyzwanie dla Polski

Jak więc widać wizja Ursuli von der Layen, a więc i Komisji Europejskiej, którą będzie kierować, dla władz w Warszawie oznacza wielkie wyzwanie. Chodzi tu nie tylko o kontekst gospodarczy, a więc głębokie uzależnienie Polski od węgla, ale również aspekty polityczne. Nowe systemy finansowe pobudzające inwestycje w zieloną energię mogą zostać powiązane z kwestiami praworządności, a nowym komisarzem ds. klimatu zostanie prawdopodobnie skłócony z gabinetem Mateusza Morawieckiego – Frans Timmermans.

Stare chińskie przysłowie mówi: „abyś żył w ciekawych czasach”. Z pewnością nadchodzące lata z polskiej perspektywy będą właśnie takie w kontekście unijnym. No i oczywiście bardzo zielone – choć opisane powyżej przykłady to na razie jedynie propozycje.

Fot. Flickr/Parlament Europejski

SEJM PRZYJĄŁ USTAWĘ ANTYKOPCIUCHOWĄ

Podczas rozpoczętego wczoraj posiedzenia Sejmu RP uchwalona została nowelizacja ustawy – prawo ochrony środowiska oraz ustawy o Inspekcji Handlowej, która dotyczy zakazu sprzedaży tzw. kopciuchów.

Głównym założeniem projektu jest wzmocnienie systemu nadzoru i kontroli odnoszących się do sprzedaży kotłów na paliwo stałe, które nie spełniają określonych norm, tzw. kopciuchów. Jednak podczas procedowania projektu w sejmowych komisjach – Komisji Ochrony Środowiska, Zasobów Naturalnych i Leśnictwa oraz Komisji Gospodarki i Rozwoju do projektu został zgłoszony pakiet.

Poprawki dotyczą m.in. obliga przyłączania się do sieci ciepłowniczej, doprecyzowania przepisów ustawy o PIT oraz wprowadzenia jednolitej 8 proc. stawki VAT dla mikroinstalacji OZE.

Obecny podczas posiedzenia Piotr Woźny, nowy prezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej i jednocześnie pełnomocnik premiera ds. programu „Czyste Powietrze” na swoich koncie na Twitterze stwierdził, że „To był dzień #Czyste Powietrze”.

Podczas głosowania nad projektem za przyjęciem zagłosowało 412 posłów, 1 poseł był przeciw, a 4 wstrzymało się od głosu. Projekt trafi teraz na obrady Senatu, który zbierze się w dniach 25-27 września.

Fot. Pixabay

CZEKA NAS WĘGIEL PO 50$ ZA TONĘ. CO Z POLSKIM GÓRNICTWEM?

Spadające ceny węgla stają się olbrzymim problemem dla polskich spółek górniczych.

Trend spadkowy cen węgla

Ceny węgla znajdują się pod coraz większą presją różnych czynników, wśród których polityczne zdają się dominować. Jeszcze w marcu w kluczowych portach ARA (Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia) tonę węgla można było kupić za 75$. Od tego czasu cena systematycznie spadała, osiągając w czerwcu wartość poniżej 60$. Krótkie odbicie zanotowano w lipcu ze względu na upały (maksymalnie 66$), ale już w sierpniu trend spadkowy powrócił. Dziś spekuluje się, że 50$ za tonę węgla to poziom, który zostanie osiągnięty już jesienią.

Presja na ceny węgla – główne czynniki

Jednym z głównych powodów spadków cen węgla jest amerykańsko-chiński konflikt handlowy, który mocno uderza w oba państwa. W drugim kwartale br. gospodarka Chin urosła o 6,2% i był to wynik najsłabszy od 27 lat. Odbija się to oczywiście na konsumpcji węgla, która spada, a na rynkach światowych tworzy się coraz większa nadpodaż. Na początku sierpnia zapasy w portach ARA osiągnęły poziom 9,69 mln ton i były o ponad 51% wyższe od średniej z ostatnich czterech lat.

Drugim elementem redukującym cenę węgla, także makro, jest tani gaz. Z jednej strony wypycha on ze Stanów Zjednoczonych „czarne złoto” na rynki zagraniczne, w tym częściowo do Europy. Z drugiej strony gaz w postaci skroplonej „wlewa się” szerokim strumieniem na Stary Kontynent i w wielu segmentach jest konkurencją dla węgla. Presję tę potęguje relatywnie ciepła zima z przełomu 2018/19 r., która spowodowała rekordowe zapełnienie magazynów w Europie. Dodatkowo na globalnych rynkach LNG mamy do czynienia z nadpodażą. W lipcu ceny gazu skroplonego spadły na Starym Kontynencie nawet do 3,4$ za mmBtu.

Nie bez znaczenia dla coraz niższych cen węgla jest także widmo globalnego spowolnienia, a może nawet recesji. Kwestia ta nie dotyczy jedynie Stanów Zjednoczonych, w których mamy do czynienia z dużymi spadkami giełdowymi i ucieczką inwestorów w kierunku złota, franka szwajcarskiego i obligacji skarbowych. Również w Europie sytuacja ulega zaostrzeniu. W drugim kwartale br. PKB Republiki Federalnej spadło o 0,1%, a jeśli spadnie w trzecim to znajdzie się w recesji. Wskazuje na to szereg danych – np. produkcja przemysłowa w Niemczech, która zmalała w lipcu o 4,2% rok do roku.

Polskie górnictwo gotowe na załamanie cen węgla?

Już pobieżna analiza danych przytoczonych powyżej, pokazuje, że poziom cenowy rzędu 50$ za tonę węgla tej jesieni jest jak najbardziej możliwy. To duży problem dla spółek górniczych w Polsce, które ze względu na swoją strukturę i kulturę pracy mają wysokie koszty wydobycia surowca.

Polska Grupa Górnicza (PGG) od początku roku zwiększała ilość zapasów na zwałach i do września osiągnęły one poziom 2 mln ton. Dziś firma twierdzi, że sukcesywnie maleją, ale dane makroekonomiczne są dla tych twierdzeń bezlitosne. Polski węgiel nie jest konkurencyjny cenowo dla surowca z portów ARA bądź Rosji. Na domiar złego ten rozdźwięk będzie się pogarszać.

Tymczasem zamiast przygotowywać się na jeszcze ostrzejszy kryzys prowadzi obecnie rozmowy ze związkami na temat płac w grupie. W czwartym kwartale br. i przyszłym roku miałyby one wzrosnąć o 12%. W przypadku braku porozumienia realne jest wszczęcie sporu zbiorowego.

PREMIER ZAINTERESOWANY LIKWIDACJĄ MINISTERSTWA ENERGII?

Jak informuje PAP: Ministerstwo Energii może zakończyć swój żywot po nadchodzących wyborach parlamentarnych. Czy to realna możliwości?

W 2015 r. powołanie nowego resortu, który miałby scalić rozproszone w różnych ministerstwach prerogatywy branży energetycznej. Faktycznie podjęto w tym zakresie działania, ale efekt był umiarkowany. Krajowi operatorzy (PSE, PERN, Gaz System) zgodnie z unijnymi przepisami trafili pod nadzór Pełnomocnika ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej, olbrzymi obszar dotyczący polityki klimatycznej pozostał w resorcie środowiska – podobnie jak polityka przyznawania koncesji.

Już na pierwszym etapie powstawania Ministerstwa Energii było ono więc dość okrojone, a ze względu na kwestię priorytetowych spraw, którymi musiało się zająć szybko przezwano je „Ministerstwem ds. Górnictwa”. Wynikało to również z bardzo powolnego włączania kolejnych spółek z udziałem skarbu państwa i niechętnym oddawaniem swoich wpływów przez pozostałych ministrów, w tym ówczesnego szefa resortu skarbu, Dawida Jackiewicza, któremu powierzono „wygaszenie” ministerstwa i budowę w jego miejsce holdingu bądź agencji rządowej. Być może gdyby nie upadek Jackiewicza plan ten zostałby zrealizowany, a Ministerstwo Energii w obecnych kształcie nigdy by się nie narodziło?

W kolejnych latach idea konsolidacji prerogatyw energetycznych w jednym miejscu jeszcze bardziej się wypaczała. Spod nadzoru szefa resortu energii wyjęto m.in. spółki paliwowe takie jak Orlen i Lotos, które dziś nadzoruje premier. Logika gier politycznych zaczęła dominować.

Nowy pomysł likwidacji Ministerstwa Energii i przywrócenia resortu skarbu także należy rozpatrywać pod tym kątem. Nie bez powodu informacja pojawiła się w PAP dwa dni po słowach prezesa Jarosława Kaczyńskiego, który poinformował, że Mateusz Morawiecki będzie premierem jeśli Zjednoczona Prawica wygra wybory do parlamentu. Wzmocniony Morawiecki może chcieć poszerzyć swoje wpływy, tym bardziej, że przejmując nadzór nad Lotosem i Orlenem kilkukrotnie wskazywał już jakie obszary go interesują.

No chyba, że komunikat PAP to jedynie „balon próbny” a los premiera nie jest w cale taki oczywisty?

Fot. www.me.gov.pl

CIEPŁO SYSTEMOWE NIEDOCENIONE

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).

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.

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.

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. Natomiast całkowite zapotrzebowanie na ciepło w Polsce z uwzględnieniem wszystkich odbiorów szacowane jest na ok. 973 PJ w roku. 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. 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.

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.

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.

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. 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.

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.

Haloizyt Dunino ma mieszaną budowę płytkowo-rurkową 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.

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.

[Powyższy artykuł jest skrótem publikacji autorstwa: Marka Pronobisa, Sylwestra Kalisza – Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki, Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych, Zakład Kotłów i Wytwornic Pary Politechnika Śląska Gliwice; Jerzego Majchera – MJ Doradztwo Energetyczne Jerzy Majcher, Nowa Iwiczna; Józefa Wasylowa – Biuro Techniki Kotłowej Sp. z o.o., Tarnowskie Góry; Józefa Sołtysa – Przedsiębiorstwo Techniczno-Handlowe INTERMARK, Gliwice]

Fot. Pixabay

SEKTOR ZA ZWIĘKSZENIEM WYKORZYSTANIA ODPADÓW KOMUNALNYCH W CIEPŁOWNICTWIE

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.

„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

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. 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