Partner serwisu

Gaz – paliwo „pomostowe”

Kategoria: Paliwa

Rygorystyczne przepisy dotyczące ograniczania emisji CO2 przy produkcji energii elektrycznej, której zużycie jest duże w przemyśle chemicznym, wymagają stosowania coraz to nowszych rozwiązań oraz paliw alternatywnych. Czy gaz ma szansę stać się paliwem „pomostowym” dla krajowego sektora wytwórczego?

   

Zasoby rodzimych paliw (głównie węgla kamiennego i brunatnego) decydują o tym, że Polska jest dziś w gronie najbardziej bezpiecznych energetycznie krajów UE.
 Fot. Krzysztof Ciszewski

    Polska, jako członek wspólnoty europejskiej, jest zobowiązana do wdrażania ambitnych celów polityki klimatycznej Unii Europejskiej, która tylko w niewielkim stopniu uwzględnia specyfikę naszej elektroenergetyki opartej na węglu. Poza tym – chodzi tu o derogacje – uwzględnia ją tylko przejściowo i w ograniczonym zakresie, wprowadza bowiem tylko czasowe złagodzenie drastycznych wymagań. Tymczasem problem odtwarzania i budowy nowych mocy wytwórczych i groźba niedoborów energii, mimo spadku tempa wzrostu krajowej gospodarki i produkcji energii elektrycznej w latach 2007-2009, nie znika, jedynie nieco się łagodzi i przesuwa na lata późniejsze.


W jakie technologie inwestować?
     Krajowe i działające w Polsce zagraniczne koncerny energetyczne wyboru tego muszą dokonać w świetle obowiązującego od grudnia 2008 roku pakietu klimatyczno- energetycznego Unii Europejskiej określanego skrótowo „3 x 20”. Mało tego, jesteśmy świadkami ciągłego zaostrzania norm emisyjnych, a zmniejszenie stopnia „uwęglenia” energetyki to już tendencja dominująca i trwała w Europie. Zmieniające się regulacje unijne stanowią więc istotny czynnik ryzyka w strategiach rozwoju koncernów energetycznych, a dotyczy to w największym stopniu inwestycji w źródła oparte na technologii węglowej. Mając na względzie przede wszystkim niższą emisyjność źródeł opalanych gazem, ale także niższe nakłady inwestycyjne, krótki czas budowy i właściwości techniczno-ruchowe, wydaje się, że powinny one w obecnej sytuacji odgrywać znaczącą rolę w pokrywaniu rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju. Elektrownie gazowe wydają się być konieczne również dla zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego w warunkach wzrostu udziału odnawialnych źródeł energii (głównie elektrowni wiatrowych) w krajowej produkcji energii elektrycznej.
    Pozwoli to na zmianę dotychczasowej, niekorzystnej monostruktury węglowej krajowej elektroenergetyki. Wprawdzie trudno będzie osiągnąć strukturę paliwową elektroenergetyki Unii Europejskiej, gdzie 46% energii elektrycznej jest wytwarzane bez emisji CO2 (30% z energii jądrowej i 16% ze źródeł odnawialnych, rys.1), niemniej każda zmiana w kierunku zwiększenia udziału energii produkowanej bez lub przy ograniczonej emisji CO2 jest pożądana.

Rys. 1. Struktura paliwowa elektroenergetyki Unii Europejskiej, wg [1]

Źródła gazowe
    Dzięki importowi dodatkowych ilości gazu do Polski, w tym wkrótce gazu skroplonego LNG oraz perspektywy wydobycia krajowego gazu łupkowego, możliwy jest w nadchodzących latach znacznie szerszy rozwój energetyki opartej właśnie na tym surowcu. Warto tu zwrócić uwagę na wywiad, jakiego udzielił dla „Pulsu Biznesu” wiceprezes Gazpromu Aleksander Miedwiediew. Uważa on, że Polska mogłaby osiągnąć cele dotyczące redukcji emisji postawione przez UE o wiele szybciej, jeżeli do produkcji energii elektrycznej zastąpiłaby węgiel gazem. Wskazał on także na perspektywę obniżki cen gazu dla Polski, gdyż w umowie z PGNiG zawartej w zeszłym roku jest przewidziana taka możliwość. Aktualnie w elektrowniach i elektrociepłowniach opalanych gazem jest zainstalowanych w Polsce ok. 800 MWe, co daje ok. 3%-owy udział w strukturze paliwowej produkcji krajowego sektora wytwarzania energii elektrycznej, podczas gdy w Unii Europejskiej udział ten jest na poziomie 20% (rys. 1).
    Elektrownie opalane gazem były w ostatnich latach bardzo dynamicznie rozwijane i szeroko wprowadzane do systemów elektroenergetycznych wielu krajów, zwłaszcza uprzemysłowionych. Podstawowym walorem gazu w świetle pakietu klimatyczno-energetycznego UE jest niska emisyjność. Emisja CO2 na jednostkę produkowanej energii w układach gazowych wynosi ok. 640 kg/MWh, zaś w układach kombinowanych gazowo-parowych nawet ok. 420 kg/MWh [1], jest więc o 40 do 55% niższa od emisji z elektrowni opalanych węglem. Niższa jest też emisja związków azotu, znika problem emisji związków siarki i pyłów. Relatywnie niski koszt inwestycyjny oraz krótki czas budowy (zwykle do 36 miesięcy, czyli o dwatrzy lata krócej niż w przypadku elektrowni węglowej) stwarza mniejsze ryzyko dla inwestora. Istotną zaletą jest także najwyższa spośród elektrowni spalających paliwa organiczne sprawność netto (do 60% przy wytwarzaniu tylko energii elektrycznej oraz ok. 90% przy wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu). Nie bez znaczenia są też właściwości eksploatacyjne elektrowni gazowych: szybkość zmian obciążenia i krótki czas rozruchu, co jest istotne w warunkach nieuchronnego wzrostu udziału niestabilnych pod względem produkcji elektrowni wiatrowych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym.
    Stąd też, mimo znanych zagrożeń (ryzyko cen gazu, uzależnienie od zewnętrznych źródeł zaopatrzenia), przewiduje się dalszy wzrost ich udziału w produkcji energii elektrycznej w Unii Europejskiej. W 2010 roku w całej Unii przybyło blisko 53 GW nowych mocy, w tym największy udział, bo aż ponad 28 GW miały elektrownie opalane gazem (na drugim miejscu była fotowoltaika – 12 GW, a na trzecim energetyka wiatrowa – 9,3 GW).


„Gazowe plany” w kraju
    O planach budowy w kraju elektrowni opalanych gazem informują od pewnego czasu polskie grupy: PGE, Energa i Tauron, działające w Polsce zagraniczne koncerny energetyczne, a także firmy spoza branży: PKN Orlen, KGHM, ZA „Puławy”, ZA Tarnów-Mościce.
    Najbardziej zaawansowany jest projekt bloku gazowo-parowego klasy 400 MW w Stalowej Woli (wspólne przedsięwzięcie Grupy Tauron i PGNiG). Zarząd PGE podjął w maju ubiegłego roku decyzję o rozpoczęciu fazy przygotowawczej inwestycji w Zespole Elektrowni Dolna Odra, obejmującej budowę dwóch kondensacyjnych bloków gazowo-parowych o mocy ok. 460 MWe każdy w Elektrowni Dolna Odra oraz budowę bloków kogeneracyjnych o mocy elektrycznej 238 MWe i mocy cieplnej 170 MWc w EC Pomorzany (a w przyszłości także w EC Bydgoszcz i EC Gorzów Wlkp.). Nowe bloki w Elektrowni Dolna Odra zastąpić mają wyeksploatowane bloki węglowe nr 1-4. W dniu 31 maja 2011 r. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, Zakłady Azotowe „Puławy” oraz Vattenfall Generation Polska podpisały trójstronną umowę o przeniesieniu praw do projektu, budowy i eksploatacji elektrowni/elektrociepłowni gazowej o mocy 840 MWe (w związku z planowanym wycofaniem się firmy Vattenfall z działalności w Polsce). Grupa Energa wspólnie z irlandzką firmą ESB planuje wybudowanie w Grudziądzu elektrowni gazowo-parowej o mocy ok. 800 MWe. Przyjęta przez Grupę Tauron w kwietniu br. strategia korporacyjna zastępuje planowany blok węglowy 800 MWe w Elektrowni Blachownia blokiem gazowo-parowym (z udziałem partnera strategicznego KGHM Polska Miedź).
    PKN Orlen szuka partnera finansowego lub branżowego do budowy we Włocławku bloku gazowo-parowego o mocy 420÷490 MWe, dla którego koncern uzyskał w marcu 2010 roku warunki przyłączeniowe od PSE Operator. Kontrakt z wykonawcą inwestycji ma być podpisany w III kwartale bieżącego roku, a elektrownia ma być oddana do użytku na przełomie 2014 i 2015 roku.
    Dalkia Polska przygotowuje projekty budowy małych instalacji kogeneracyjnych (maksymalnie o mocy 10 MWe), bowiem przy obecnym systemie wsparcia kogeneracji źródła będą wymiarowane tak, aby pracowały cały rok, a nie tylko w sezonie grzewczym.
    Z kolei, dla poprawienia stabilności pracy systemu elektroenergetycznego, PSE Operator planuje budowę szczytowych elektrowni gazowych o łącznej mocy 600 MWe w źródłach co najmniej 50. megawatowych (głównie w północno-wschodniej części Polski).
    Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) oczekuje od potencjalnych inwestorów deklaracji dotyczących zapotrzebowania na paliwo gazowe w celu zbilansowania zapotrzebowania w perspektywie do 2020 roku, szacując ze swej strony możliwość budowy 3,5÷4 GW nowych mocy na gazie, co pozwoliłoby na zwiększenie udziału gazu w strukturze paliwowej („energy mix”) krajowej elektroenergetyki do poziomu nawet 15÷17,5%.

Odnawialne źródła energii
    Konieczność intensywnego rozwoju źródeł energii bez emisji CO2, w tym głównie odnawialnych źródeł energii (OŹE) nie budzi dziś żadnych wątpliwości. W warunkach Polski największe możliwości tkwią w rozwoju elektrowni wiatrowych oraz biomasowych i biogazowych.
    Możliwe jest – według szacunków autora – uzyskanie w kraju w 2020 roku poziomu 25,5÷31 TWh energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych (z wiatru 12,5÷17,5 TWh, z biomasy ok. 10 TWh i z wody ok. 3÷3,5 TWh). Podobny poziom przewiduje „Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych” Ministerstwa Gospodarki z maja 2010 roku (rys. 2), choć nieco inne są tu proporcje między biomasą a wiatrem. Nie należy także wykluczyć pojawienia się do 2020 roku niezwykle dynamicznie rozwijającej się już w UE fotowoltaiki.

Rys. 2. Planowany (wg [7]) wzrost produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w Polsce.

Źródła jądrowe
    Z zapowiedzi rządu RP wynika, że można oczekiwać uruchomienia pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce w 2020 roku, chociaż część ekspertów uważa rok 2022
jako bardziej realny. Być może przed rokiem 2020 pojawi się w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym energia z elektrowni jądrowej Ignalina na Litwie lub z elektrowni jądrowej pod Kaliningradem (Rosja). Energia jądrowa zatem zapewne nieuchronnie stanie się nowym składnikiem krajowego bilansu energetycznego i stanowić będzie jeden ze stabilizatorów bezpieczeństwa dostaw energii dla gospodarki w przyszłości. Warto wspomnieć, że w światowym miksie paliwowym energia jądrowa stanowi 18%, w Unii Europejskiej zaś nawet 30% (patrz rys.1).

Technologie węglowe
    Zasoby rodzimych paliw (głównie węgla kamiennego i brunatnego) decydują o tym, że Polska jest dziś w gronie najbardziej bezpiecznych energetycznie krajów UE. Uzależnienie od importu surowców energetycznych całej Unii Europejskiej (UE 27) wynosi 53,1%, podczas gdy Polska z uzależnieniem w wysokości 25,5% jest w pierwszej trójce krajów europejskich.
    Dla zapewnienia odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej dla gospodarki konieczny jest więc dalszy rozwój krajowego parku elektrowni węglowych, ponieważ węgiel będzie jeszcze w następnych dziesięcioleciach odgrywał istotną rolę jako źródło energii w Polsce. Poza bezpieczeństwem dostawy energii i efektywnością ekonomiczną nowe elektrownie węglowe muszą jednak sprostać rosnącym wymaganiom ochrony środowiska, a zwłaszcza klimatu.
    Niepewność co do możliwości uzyskania części darmowych pozwoleń na emisję CO2 po 2013 roku powoduje zahamowanie procesów inwestycyjnych w wielkoskalowe bloki węglowe, niektóre koncerny wręcz wycofują się z wcześniej podjętych zobowiązań (RWE, Vattenfall). W tej sytuacji istotne jest w warunkach krajowych stworzenie sytuacji, w której tych inwestycji będzie możliwie jak najmniej. Wiąże się to jednak z koniecznością istotnego zwiększenia inwestycji w źródła bez emisji CO2 (źródła odnawialne i jądrowe, a w skrajnym przypadku import), ale także w niskoemisyjne źródła gazowe.

Możliwy „energy mix” w 2020 roku
    Uwzględniając powyższe uwarunkowania, przeprowadzono szacunkową analizę oczekiwanej struktury paliwowej krajowej elektroenergetyki w 2020 roku, w tym zapotrzebowania na nowe moce wielkoskalowej energetyki węglowej, w zależności od możliwego udziału generacji bez emisji CO2 i energii elektrycznej wytwarzanej z gazu.
    Zgodnie z prognozą ARE, przygotowaną dla potrzeb „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”[4], do analizy przyjęto całkowitą produkcję energii elektrycznej brutto w 2020 roku na poziomie ok. 170 TWh.
    Założono także:
• ograniczenie emisji ze źródeł krajowej elektroenergetyki o 20% do roku 2020, tj. do poziomu 120 mln t/a;
• nowe bloki węglowe na parametry nadkrytyczne o sprawności netto 45÷46%, gwarantującej emisję CO2 nieprzekraczającą 750 kg/MWh;
• pozostałe (istniejące) bloki emitujące ok. 1000 kg/MWh dwutlenku węgla (choć wśród nich będą zapewne zmodernizowane w międzyczasie bloki o mniejszej emisyjności);
• emisja CO2 z elektrowni opalanych gazem na poziomie ok. 500 kg/MWh.

Rys. 3. Oczekiwana struktura paliwowa krajowej elektroenergetyki w 2020 r. przy zwiększonej produkcji energii elektrycznej z gazu

Wyniki analizy przedstawione na rys. 3 wskazują na kluczową rolę udziału źródeł bez emisji CO2 (źródeł odnawialnych i ew. jądrowych) oraz niezwykle istotną rolę zwiększenia udziału gazu w „energy mix” krajowej elektroenergetyki, dla spełnienia ważnego wymagania pakietu klimatycznego UE, tj. ograniczenia emisji CO2 o 20% w 2020 roku.
    Z rys. 3 wynika jednoznacznie, że przy udziale produkcji energii elektrycznej bez emisji na poziomie ok. 17,5% (30 TWh) i możliwym ok. 15%-owym udziale energii z gazu (25 TWh), w nowych wysokosprawnych elektrowniach węglowych wystarczy wytworzyć tylko 30 TWh energii elektrycznej, czemu odpowiada wymagany poziom mocy zainstalowanej tych źródeł ok. 4,3 GW (5 bloków klasy 900 MW). Ten poziom mocy mogą zapewnić inwestycje wyłącznie polskich grup energetycznych: PGE – 2 bloki w Elektrowni Opole, Tauron – blok w Elektrowni Jaworzno, Energa – blok w Elektrowni Ostrołęka i Enea – blok w Elektrowni Kozienice). Wymagana w tym przypadku produkcja w istniejących elektrowniach wynosi 85 TWh, co nie powinno być problemem, uwzględniając podaż mocy osiągalnej istniejących elektrowni w 2020 roku (po odstawieniach) 26,8 GW [4].
    Jeżeli wziąć pod uwagę zgłoszenia potencjalnych inwestorów, a zwłaszcza „wysyp” przed 31 grudnia 2008 r. zgłoszeń o „fizycznie rozpoczętych” inwestycjach w nowe moce wytwórcze na poziomie ok. 25 GW (co wyniknęło z możliwości uzyskania darmowych uprawnień do emisji CO2 po 2013 roku), inwestycje w nowe moce wielkoskalowej energetyki węglowej na poziomie kilku GW są zapewne do zrealizowania.

Paliwo „pomostowe” - gaz
    Plany inwestorów w obszarze nowych mocy wytwórczych są oczywiście funkcją opłacalności ekonomicznej inwestycji, ta zaś w aktualnych uwarunkowaniach prawnych w istotnej mierze zależy od kosztów implementacji dyrektyw Unii Europejskiej w sferze ochrony środowiska, a zwłaszcza klimatu. Dotyczy to w największym stopniu inwestycji w źródła oparte na technologii węglowej.
    Dla spełnienia przez krajowy sektor elektroenergetyki wymagań pakietu klimatyczno-energetycznego „3 x 20” do 2020 roku, a zwłaszcza ograniczenia o 20% emisji CO2, niezwykle istotna jest potrzeba dynamicznego rozwoju źródeł nieemitujących tego gazu, tj. zarówno źródeł odnawialnych, jak i w przyszłości jądrowych. Natomiast w nadchodzących latach (w których rozstrzygnie się opłacalność technologii CCS wychwytywania i składowania CO2) istotną rolę może i powinno odegrać paliwo „pomostowe” – gaz. Dostatecznie wysoki udział źródeł odnawialnych oraz radykalne zwiększenie udziału niskowęglowego paliwa, jakim jest gaz, w znacznym stopniu zdywersyfikuje krajowy „energy mix”, ograniczając jednocześnie niezbędny udział nowych inwestycji w źródła węglowe. Jest to szczególnie istotne wobec nieodwracalnego kierunku rozwoju niskoemisyjnej energetyki Unii Europejskiej.

Literatura oraz pełna treść artykułu są dostępne na www.energetyka.e-bmp.pl

Autor: prof. dr hab. inż. Maciej Pawlik, Politechnika Łódzka, Instytut Elektroenergetyki

Artykuł został opublikowany w magazynie "Chemia Przemysłowa" nr 6/2011

 

 

Strona używa plików cookies w celu realizacji usług i zgodnie z Polityką Plików Cookies. OK, AKCEPTUJĘ