ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRE
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


SPONSORZY
ASSECO
PGNiG
ENEA

Polska Spółka Gazownictwa
CMS

PGE
CEZ Polska
ENERGA





MATERIAŁY PROBLEMOWE

Kogeneracja gazowa przejściowo zastąpi węgiel
16.02.2021r. 19:00

www.cire.pl | Obserwuj nas na twitter.com/cire_pl
Paliwo RDF produkowane z odpadów i biomasa pozyskiwana z lokalnych plantacji to podstawowe kierunki transformacji dla ciepłownictwa - uważa Krzysztof Karolczyk, menadżer do spraw rozwoju projektów Fortum. Przejściowo ratunkiem dla sektora będzie wysokosprawna kogeneracja gazowa, która tymczasowo będzie zastępować węgiel.

- Dziś aktywa ciepłownicze w Polsce w większości działają w oparciu o węgiel. Pojawia się okazja, by zmienić cały system w taki sposób, by był bardziej przyjazny środowisku - mówi Krzysztof Karolczyk. Dodaje, że Polska ma spory potencjał w postaci rozbudowanych sieci ciepłowniczych docierających do ogromnej liczby mieszkańców, ze scentralizowanymi źródłami ciepła. A to daje możliwość, przy poniesieniu odpowiednich nakładów inwestycyjnych, poprawienia jakości powietrza, którym dziś oddychamy.

Polskie ciepłownictwo jest najbardziej uzależnione od węgla w Europie. Jak zauważa Polityka Insight w swoim raporcie "Ciepło do zmiany", dystans miedzy Polską a resztą kontynentu maleje bardzo powoli. Wydajność sektora, mimo że w ostatnich dwóch dekadach wzrosła trzykrotnie, jest wciąż cztery razy mniejsza niż w Niemczech. Ale są też pozytywne trendy - choć emisje są wciąż duże, to jednak wyraźnie maleją, rośnie sprawność wytwarzania ciepła, coraz niższe są też straty na przesyle.

Transformacja jest kosztowna, ale konieczna. Nie da się oczywiście od razu wymienić wszystkich źródeł. Część jednostek została zmodernizowana, by spełniać rygorystyczne wymagania dotyczące norm emisji BAT czy BREF. Inne w perspektywie kilku czy kilkunastu lat będą jednak musiały zostać zastąpione nowymi, nisko- lub zeroemisyjnymi źródłami.

Inwestycje muszą przyspieszyć, bo cele redukcji emisji są bardzo ambitne. - Czeka nas na pewno wykorzystanie wysokosprawnej kogeneracji gazowej, co złagodzi tę rewolucję. Ale oczywiście gaz jest traktowany jako paliwo przejściowe, konieczne jest więc szukanie rozwiązań docelowych - mówi Karolczyk. Jakie to mogą być rozwiązania? Manager wskazuje choćby na paliwo wytwarzane z odpadów, czyli RDF oraz na biomasę. - Na dziś uważam, że RDF i biomasa pozyskiwana z lokalnych plantacji to podstawowe kierunki transformacji dla ciepłownictwa - podkreśla.

Fortum posiada w Polsce nowe elektrociepłownie w Zabrzu i Częstochowie. W Zabrzu współspalany jest RDF z węglem (w proporcji 50 proc. na 50 proc.), w Częstochowie biomasa z węglem (30 proc. biomasy, 70 proc. węgla). Nabyciem działalności ciepłowniczej Fortum w Polsce zainteresowane są PGNiG i PGE, które w konsorcjum złożyły w listopadzie 2020 r. ofertę zakupu.

Karolczyk podkreśla duży potencjał paliwa RDF. Wskazuje, że Polska ma dziś problem z odpadami, z nadwyżką kalorycznej frakcji energetycznej, która nie nadaje się do recyklingu. - Obecnie mamy niezagospodarowane nadwyżki tej frakcji na poziomie około 3 mln ton rocznie. Wykorzystanie tych odpadów w postaci paliwa RDF jest bardzo dobrym rozwiązaniem. Przy czym nie mówimy tu o takim paliwie RDF, jakie jest spalane w cementowaniach. Tam dodawane są specjalne materiały w postaci różnego rodzaju tworzyw sztucznych, by podnosić kaloryczność paliwa do wymaganego poziomu. W ciepłownictwie wykorzystujemy frakcję energetyczną, dbając jedynie, by była odpowiednio rozdrobniona i utrzymując potrzebny poziom wilgotności - informuje Karolczyk.

Dodaje, że resort klimatu i środowiska opublikował projekt uchwały w sprawie Krajowego planu gospodarki odpadami, w którego uzasadnieniu wskazał na potencjał wykorzystania frakcji energetycznej w energetyce i ciepłownictwie. W dokumencie zapisano, że obecnie mamy około 1,1 mln ton mocy wytwórczych opartych o RDF. W 2028 r. przewidywany jest niedobór mocy wytwórczych na poziomie 3,2 mln ton, a w 2034 r. na poziomie 3 mln ton. A to oznacza, że jest przestrzeń, by budować instalacje wykorzystujące to paliwo.

Menadżer Fortum informuje, że obecnie w Polsce działa osiem instalacji termicznego przekształcania odpadów oraz jedna elektrociepłownia wykorzystująca paliwo alternatywne RDF należąca do Fortum. Elektrociepłownia w Zabrzu kosztowała spółkę 870 mln zł. Fortum może wykorzystywać do 250 tys. ton paliwa z odpadów rocznie. Budowa takich dużych jednostek wiąże się z ogromnymi wydatkami, dlatego potencjał powstawania tak wielkich jednostek jest ograniczony. - Sądzę, że powstanie jeszcze kilka większych tego typu zakładów, a w pozostałych przypadkach do paliwa RDF będą dostosowywane mniejszym kosztem istniejące już zakłady - ocenia ekspert.

Kluczowym wyzwaniem przy takich inwestycjach są instalacje oczyszczania spalin. To podstawa, by móc ubiegać się o status instalacji termicznego przekształcania odpadów. Według Karolczyka, koszt samej instalacji oczyszczania spalin przy większej elektrociepłowni to ok. 200 mln zł.

Fortum rozważa możliwość sprzedaży aktywów ciepłowniczych w Polsce, ale kontynuuje inwestycje. - Nic się nie zmienia, dalej prowadzimy biznes - podkreśla menadżer. W tej chwili firma przygotowuje inwestycję w instalację do produkcji samego paliwa RDF. Ma ona zostać uruchomiona we wrześniu tego roku w Zawierciu. Spółka jest w trakcie uzyskiwania decyzji środowiskowej.

- To pozwoli nam w pełni kontrolować parametry jakościowe paliwa, z którego będziemy korzystać w Zabrzu. Zależy nam, by instalacja była wyposażona w systemy odpylania, zabezpieczania przeciwpożarowego, filtry z aktywnym węglem, by była przyjazna dla środowiska i dawała możliwość niezawodnej produkcji paliwa - mówi Karolczyk. Jej moc przerobowa ma wynieść ok. 100 tys. ton, co oznacza, że instalacja zabezpieczy ok. 40 proc. potrzeb elektrociepłowni w Zabrzu. Resztę paliwa Fortum będzie pozyskiwać od lokalnych dostawców, z którymi współpracuje obecnie.

Na rynku nie brak jednak opinii, że w dalszej przyszłości, gdy będą rosły wymagane poziomy recyklingu a jednocześnie będzie pojawiać się coraz więcej spalarni, może zabraknąć wsadu. Wskazują na przykład Skandynawii, która musi importować odpady do spalania.

- Zagrożenia, że zabraknie nam w kraju odpadów, moim zdaniem nie ma. Szwecja jest jednym z dwóch krajów w Europie osiągających najwyższy poziom recyklingu, na poziomie 49 proc., a mimo to wykorzystuje dużą ilość odpadów w celu odzysku energii. Sam Sztokholm zużywa 35 proc. ciepła pochodzącego z elektrociepłowni opalanej odpadami. Przy czym Szwecja importuje to paliwo i w niczym jej to nie przeszkadza. Dziś trwają dyskusje w Sztokholmie na temat nowego bloku elektrociepłowni, który miałby zastąpić ostatni istniejący blok węglowy i jedną z rozważanych opcji jest blok wykorzystujący paliwo RDF, w 100 proc. importowane - odpowiada na te argumenty Krzysztof Karolczyk. I ponownie zwraca uwagę na nadwyżkę frakcji energetycznej w Polsce.

W raporcie dotyczącym ciepłownictwa Polityka Insight podaje, że w 2019 roku sektor ciepłownictwa systemowego zainwestował 3,5 mld zł. Nakłady w latach 2016-2018 wynosiły 2-3 mld zł. Przedsiębiorstwa ciepłownicze finansują inwestycje głównie z władnych środków. W latach 2015-2018 udział finansowania zewnętrznego wynosił ok. 15 proc. Z kolei w 2019 wzrósł do ponad 20 proc.

To jednak w najbliższych latach zasadniczo się zmieni. Branżę czekają ogromne wydatki związane z transformacją. Finansowanie inwestycji tej skali zawsze jest wyzwaniem, będzie jednak możliwość skorzystania ze środków zgromadzonych w unijnym funduszu modernizacyjnym, który ma wspomagać transformację energetyczną, czy wystąpienia o finansowanie do Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

Inwestycje są konieczne, w przeciwnym razie drożejące prawa do emisji CO2 (ich ceny mogą wzrosnąć nawet do 60-70 euro) mogą zrujnować finanse wielu spółek ciepłowniczych. Obecnie udział węgla w produkcji ciepła wynosi 79 proc., podczas gdy w UE jest to 23 proc. Do nadrobienia jest więc ogromny dystans.

Źródło: biznes.interia.pl

Czytaj również:

Dodaj nowy Komentarze ( 3 )

KOMENTARZE ( 3 )


Autor: Cieplik 17.02.2021r. 07:57
A jak kogeneracja pokryje szczyty zapotrzebowania?
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: Pesel 17.02.2021r. 10:05
Poprzez zwiększenie mocy. W czy problem?
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: Cieplik 18.02.2021r. 20:48
Problem w opłacalności bloku, który pracuje w kogeneracji 100 godzin w roku. Nawet przy 2000 godzin w kogeneracji to się nie opłaca (np koszt spłaty inwestycji czy opłata za moc gazową itd). Kogeneracja to się opłaca max 2-3 razy w podstawie każdy kolejny blok powyżej podstawowego (potrzeby letnie) wychodzi coraz gorzej. Jest dużo więcej niuansów ale za kurs ciepłownictwa i szerzej energetyki biorę pieniądze i za darmo nie będę uczył. Ale radę prostą dam. Weź sobie excel i cokolwiek rzetelnie policz. Potrzeby letnie w ciepłownictwie to 1/10 czy nawet 1/15 potrzeb szczytowych. Proponujesz 15 silników czy turbin? Zapytaj się kto takie coś ma na świecie?
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 3 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie


PARTNERZY
PGNiG TERMIKA
systemy informatyczne
Clyde Bergemann Polska
PAK SERWIS Sp. z o.o.
GAZ STORAGE POLAND
GAZ-SYSTEM S.A.
Veolia
PKN Orlen SA
TGE
Savangard
Audax
Enotec
Gazterm
Tauron
DISE
BiznesAlert
Obserwatorium Rynku Paliw Alternatywnych ORPA.PL
Energy Market Observer
Innsoft



cire
©2002-2021
mobilne cire
IT BCE