Energię z biomasy należy wytwarzać w kogeneracji, bo marnowanie potencjału ciepła jest marnowaniem zasobów, a w przyszłości chcemy dążyć do zasobooszczędnej gospodarki.

Zdaniem ekspertów prywatni inwestorzy są barometrem dla opłacalności technologii, a głównie z politycznych powodów nie udaje się realizować niektórych projektów biomasowych – stwierdził dr Giuliano Grassi, Sekretarz Generalny European Biomass Industry Association (EUBIA) podczas wykładu inaugurującego VI edycję Forum of Biomass & Waste, która odbyła się w dniach 9-10 marca 2017 r. w Krakowie. Według reprezentanta EUBIA w przyszłości biomasa będzie bardzo ważna dla sektora zatrudnienia w obszarach wiejskich. Należy również pamiętać, że odpady komunalne są źródłem biomasy. Problemy z transportem i logistyką mogą być zredukowane poprzez lokalne wykorzystanie wspomnianych paliw – zapewniał Grassi.
We Włoszech 7 mln hektarów zostało pozostawione odłogiem po wojnie, a w skali europejskiej co najmniej 30-40 mln hektarów może zostać wykorzystane w celu zakładania biomasowych plantacji – stwierdził reprezentant EUBIA. Aktualnie biomasa jest bardzo tania, zwłaszcza w USA, jednak wkrótce będzie drożeć, zatem biomasa rezydualna będzie mogła z nią konkurować. W optymalizacji sektorów ogrzewnictwa, chłodnictwa i transportu może znacznie pomóc postęp biotechnologii. Za około 10 lat, przy wykorzystaniu biosyntetycznych zdobyczy techniki najpewniej uda się zwiększyć tempo fotosyntezy, jest to bardzo istotne choćby ze względu na to, że 70% światowych wód jest potrzebne do nawadniania upraw – poinformował Grassi.
forum of biomass 2017
Zwiększenie dostępności biomasy rezydualnej i gruntów dostępnych pod uprawę biomasy energetycznej przekłada się na potencjał tworzenia miejsc pracy – zgodnie z szacunkami EUBIA około 1,5 mln osób może znaleźć w Europie zatrudnienie w branżach związanych z biomasowym paliwem, w związku z czym to istotny element polityki społecznej i podatkowej. Grassi poinformował, że aktualny europejski potencjał wykorzystania pelletu agro to około 60 mln ton, przy założeniu, że współspalanie powinno być ważnym elementem miksu (Współspalanie elektrowni DRAX plasuje się na poziomie 7%). 60 mln ton agro pelletu to dopiero początek – dodał Sekretarz Generalny EUBIA. Dziś wiele z działań rozwojowych zatrzymuje się ze względu na brak wsparcia w zakresie redukcji ryzyka, gdyż inwestorzy sami nie wesprą ryzykownych inwestycji. Warto wspomnieć, że obecnie agropellet wykorzystywany jest również w rafineriach i że produkcja gazu syntezowego i wodoru może zmniejszyć koszty (agropellet i pellet prażony).

Wnioski z testów eksploatacyjnych spalarni odpadów w Poznaniu

Vincent Decoorne, Kierownik projektu testów wydajności w Bureau Veritas Francja przybliżył uczestnikom specyfikację poznańskiej spalarni. Zdolność przetwarzania odpadów dwóch linii zakładu plasuje się na poziomie 15t/h, każda z nich ma moc 31,5 MW. Energia może być odzyskiwana również jako ciepło w sezonie zimowym. Ciepło odzyskiwane jest w kondensatorze. Całkowita sprawność zakładu przy pracy nominalnej wynosi 65%. Decoorne przypomniał, że inwestycja w formie partnerstwa publiczno-prywatnego pomiędzy Miastem Poznaniem a SUEZ (dawna SITA) gwarantuje wykonawcy możliwość eksploatacji zakładu przez 25 lat. Korzyścią dla Poznania jest utylizacja odpadów i ciepło dla miasta. Bureau Veritas przeprowadzało weryfikację zgodności instalacji oraz wykazało, że zakład działa zgodnie z obowiązującymi przepisami. Decoorne przedstawił wpływ instalacji na środowisko, a także omówił BHP. Główne próby dotyczyły emisji do powietrza, jakości popiołu oraz poziomu hałasu. Badania miały zweryfikować parametry gwarantowane w ramach kontraktu. Celem testów było zweryfikowanie specyfikacji kontraktu jako niezależna strona trzecia. Zakres objął sprawność, moce, przepływy, zużycie wody i innych reagentów, a także zgodność z normami ISO.

Bureau Veritas od 2016 roku testowało minimum eksploatacyjne i gorący rozruch. Próby eksploatacyjne gwarancyjne – mają być przeprowadzane 6 miesięcy po oddaniu do eksploatacji, a kolejne testy wykonywane będą rok później. Pierwsze próby wykazały również, że – zgodnie z obowiązującym prawem – temperatura spalin ma powyżej 850 stopni, ponieważ zapobiega to emisji dioksyn, które są trudne do neutralizacji w oczyszczalniach spalin. Decoorne poinformował, że weryfikacji poddane zostały parametry popiołu, zawartość związków organicznych i pyłu zawieszonego oraz CO, HCL, SO2. Pyły te są neutralizowane za pomocą wapnia, a także NOX, TOC, amoniak, metale ciężkie, dioksyny i furany. Przedstawiciel BV podkreślił, że poziom hałasu należy mierzyć na różnych punktach na granicy zakładu i że zapobieganie emisji hałasu musi uwzględniać również na stanowiskach pracy. Bunkier spalarni utrzymywany jest pod ciśnieniem atmosferycznym by zapobiec emisji zapachów. Następnie przeprowadzono testy zdolności komory spalania, kotła i turbiny. Bureau Veritas nie może zagwarantować wartości parametrów jeśli zastosowane byłyby inne metody pomiarowe – poinformował Decoorne. Parametry dotyczą również jakości wody zdemineralizowanej oraz pary (by zapobiec korozji kotła i turbiny) i jakości sprężonego powietrza. Aby określić sprawność kotła (nie jest to wartość mierzalna, musi być obliczona za pomocą wzoru) BV zastosowało europejską normę 12-952-15 – wytyczne RDBR, ISO5167. Do obliczeń przepływu energii zastosowane zostały tabele termodynamiczne. Decoorne poinformował również, że raport i sprawozdanie z przeprowadzonych testów to obszerny dokument zawierający do 500 stron.

Polska powinna inspirować się doświadczeniami krajów skandynawskich

W Sztokholmie udało się zredukować emisje SO2 o 95% w stosunku do poziomu z lat osiemdziesiątych, związki azotu o 85%, a CO2 o 70% przy jednoczesnym zdublowaniu produkcji z 5 do 10 TWh – Anders Egelrud, CEO w AB Fortum Värme. Warto wspomnieć, że szwedzka spółka posiada 13 dużych elektrociepłowni, ponad 15 pomp ciepła, ponad 50 kotłów ciepłowniczych i prawie 4GW zainstalowanych w systemie.
Połowa ciepła wytwarzanego przez Fortum Varme pochodzi ze źródeł lokalnych. System chłodzenia miejskiego wykorzystuje niską temperaturę morza. Łańcuch dostaw zaprojektowany został tak, by odzyskiwać energię z ponad miliona ton odpadów rocznie, a ponadto spółka za pomocą pomp ciepła wykorzystuje potencjał wody ściekowej (jest cieplejsza). 90% energii wytwarzanej przez Fortum Varme to energia OZE lub energia odzyskiwalna – stwierdził Egelrud.
Kocioł KVV8 zaczęto budować w centrum Sztokholmu od 2003 roku, jego moce to 150MWe i 350MWt. Wykorzystuje on wyłącznie biopaliwo, spaliny są skraplane, a wydajność w warunkach nominalnych jest bliska 100%. W urządzeniu wykorzystano najlepsze dostępne technologie, dzięki czemu udało się osiągnąć poziom emisji znacznie niższy niż wymagany. Warto nadmienić, że 150 metrów od kotła są inni użytkownicy terenu i że równocześnie z elektrociepłownią budowano nowe drogi, nowy port i nowy terminal. Wyjątkowy dla zakładu jest sposób przechowywania paliwa – wszystko jest schowane, zbiorniki są wdrążone w skale. Kiedyś były to zbiorniki na olej opałowy, dziś są to zbiorniki pod kotłem, które umożliwiają gromadzenie zapasu paliwa starczającego na 5 dni (30m x 15m).
W północnym pasie lasów szpilkowych znajdują się ogromne pokłady odpadów drzewnych – stwierdził Egelrud. Według standardu Worldwide Foundation Fortum Varme to druga firma energetyczna na świecie, a pierwsza w Europie wykorzystująca biomasowe rezydua (pozostałości drzewne) i – co warto uwypuklić – sztokholmski zakład wykorzystuje wyłącznie taki rodzaj biomasy.
W Unii Europejskiej trwa dyskusja na temat kryteriów zrównoważonych paliw dla całej wspólnoty, ale oczywiście kryteria te należy adaptować w zależności od regionów, gdyż każdy z krajów ma inną specyfikę. Biopaliwa na potrzeby produkcji energii elektrycznej są istotne, jednak w dobie znacznego przechodzenia na energię słoneczną należy nieustannie zwracać uwagę na wydajność – biopaliwa najlepiej sprawdzają się w elektrociepłowniach.
CEO Fortum Varme pozytywne trendy zauważa również w Wielkiej Brytanii, gdzie zaczęto opracowywać infrastrukturę dla ciepłownictwa miejskiego. Marnowanie ciepła jest marnowaniem zasobów, a w przyszłości chcemy dążyć do zasobo-oszczędnej gospodarki. W środowisku miejskim najtrudniejsza jest logistyka. „Jak przetransportować paliwo nie zakłócając innych logistyk i porządku?” – retorycznie pyta Egelrud. Ekspert stwierdza, że rozsądna logistyka musi wykorzystywać pociągi i statki, które dzięki dedykowanym terminalom i liniom kolejowym pozwalają na znaczne obniżenie ceny transportu. 100% logistyki dla sztokholmskiej elektrociepłowni Fortum zostaje zapewniona transportem wodnym i szynowym – nie ma możliwości transportu drogowego, gdyż ten sposób dostaw zakłóca inne logistyki miejskie i aktualnie wykorzystuje przede wszystkim energię nieodnawialną – statki są mniej zależne od energii paliw kopalnych.

Dla rozwoju inteligentnych miast ważne jest, byśmy zrozumieli, że trzeba znaleźć optymalną hierarchię wykorzystywania odpadów w różnych celach – jak najwięcej recyklingu, produkcja energii elektrycznej i cieplnej jedynie z frakcji, która nie nadaje się do niczego innego. Zanim ostateczny produkt odpadowy zostanie uzyskany, należy starać się wykorzystać frakcje w bardziej zrównoważony sposób. CEO Forum Varme podkreślił, że sektor ciepłownictwa meijskiego w Szwecji jest nieregulowany, dzięki czemu rynek jest przewidywalny w długim terminie i można realizować właściwe inwestycje. Brak regulacji zweryfikuje rynek, konkurencyjność jest dla branży wystarczającym regulatorem.

Finansowanie budowy inwestycji biomasowych i WTE według KYOTHERM

Arnaud Susplugas, CEO KYOTHERM stwierdził, że rynki nieuregulowane zyskują poprzez wewnętrzną konkurencję technologiczną, która wywiera pozytywną presję zwiększającą przewidywalność rynku. Ekspert uznał, że ciężko inwestować w ciepłownictwo, gdy legislacja jest nieprzewidywalna. Nawet dobre regulacje są hamulcem dla rozwoju, gdy zmieniają się dynamicznie. W ocenie Susplusgasa aktualnie możemy zaobserwować istotny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w sektorze ICT – ten sektor ma dziś większe zapotrzebowanie energetyczne niż cała Wielka Brytania!

Stworzenie jak najbardziej efektywnego systemu, który będzie jednocześnie wpasowywał się w trend zrównoważonego rozwoju jest wyzwaniem, zwłaszcza dla obszarów zurbanizowanych. CEO KYOTHERM przypomniał, że ryzyko techniczne sprawia, że dla funduszy inwestycyjnych i banków biomasowe inwestycje bywają zbyt ryzykowne, jednak stała biomasa i spalanie odpadów to już sprawdzone technologie, ponadto cena drewna się ustabilizowała, w związku z czym przyszła cena jest bardziej przewidywalna niż kilka lat temu. Z kolei cena na bramkę za odpady jest relatywnie wysoka, więc ma to wpływ na oczekiwane zwroty zmieniające się wraz z inflacją, a więc długoterminowe przepływy finansowe są stabilne i przewidywalne. Stopy procentowe są dziś bardzo niskie, więc inwestycje w energetykę mogą być alternatywą dla obligacji – zauważa reprezentant KYOTHERM. Należy mieć na uwadze fakt, że inwestor musi redukować ryzyko, np. poprzez dobre kontrakty na paliwa. Rynek biomasy jest rynkiem lokalnym, musimy więc brać pod uwagę ograniczenia wynikające z kontaktu z małymi firmami i rolnikami, których stabilność trudno przewidzieć w dłuższym okresie. Finansowanie przez banki projektów biomasowych i WTE jest już normą, ale bardziej innowacyjne technologie mogą mieć problemy z pozyskaniem finansowania w ten sposób. Alternatywą są fundusze finansowe zorientowane na konkretne inwestycje i mające głębokie rozpoznanie w danych rynkach.

Ministerstwo Energii o pracy resortu w zakresie legislacji dla rynku biomasy i odpadów

W resorcie Energii koncentrujemy się teraz nad rozporządzeniami do ustawy o OZE, które są kluczowe dla przeprowadzenia aukcji. Trwają zaawansowane prace nad dwoma rozporządzeniami Rady Ministrów o ilości i wartości energii oraz kolejności aukcji, przygotowywane jest również rozporządzenie Ministra Energii dotyczące cen referencyjnych – poinformował Piotr Czopek, Główny Specjalista w Departamencie Energii Odnawialnej Ministerstwa Energii. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki może ogłosić aukcje najwcześniej 60 dni po wejściu w życie tychże przepisów. Czopek przypomina o wymaganym procesie notyfikacji programu pomocowego – musi powstać nowelizacja w celu uzyskania notyfikacji unijnej. Część zmian będzie procedowana. Po przyjęciu rozwiązań możliwe stanie się przeprowadzenie aukcji dla wszystkich koszyków technologicznych i te aukcje powinny odbyć się w drugiej połowie tego roku – zapewnia przedstawiciel Ministerstwa Energii.
Jan Koziara, Wiceprezes Zarządu spółki Biomasa Grupa TAURON zapytał reprezentanta resortu energii: „Jak chcemy wejść w system aukcyjny bez rozporządzeń dotyczących drewna energetycznego i rynku biomasy lokalnej?” Piotr Czopek stwierdził, że Rozporządzenie o biomasie lokalnej już wkrótce ujrzy światło dzienne, natomiast kwestie dotyczace drewna energetycznego to zadanie Ministerstwa Środowiska. Celem Ministerstwa Energii nie jest niepewność dla producentów i przygotowywanie rozporządzeń trwa długo, bo konsultowane są z rynkiem. Ministerstwo chce by przedsiębiorcy mogli sprawnie przygotować się do nowych obowiązków.
Aleksander Mateja, CEZ: „Czy całość biomasy lokalnej musi spełniać kryteria zrównoważonego rozwoju?” Piotr Czopek zapewnia, że dla biomasy stałej na dzień dzisiejszy w ogóle nie ma takich uregulowań (są dla biopaliw i biopłynów), choć projekt dyrektywy RED II zakłada pójście w tym kierunku. Zdaniem reprezentanta Ministerstwa Energii wątpliwość branży bierze się z definicji biomasy lokalnej z Ustawy o OZE, jednak w artykule 119 znajduje się delegacja do wydania rozporządzenia dla Ministra właściwego do spraw rolnictwa i rozwoju wsi. Na dzień dzisiejszy tego rozporządzenia jeszcze nie ma, dopiero kilka dni przed Forum powstał projekt.

Projekt dotyczacy drewna energetycznego Ministra Środowiska budzi wiele wątpliwości. Adam Sarnaszek, Prezes BIOCONTROL sądzi, że pierwsza wersja projektu nie była zbyt fortunna, zwłaszcza dlatego, że nie uwzględniała choćby poprodukcyjnej zrębki potartacznej. Dopiero druga wersja rozporządzenia zauważyła tę frakcję. Z punktu widzenia rynku tego rodzaj biomasy musi być w wolumenie nie tylko dla energetyki zawodowej, ale również dla produkcji pelletu drzewnego. Jeśli tego typu paliwo nie wejdzie z mocy definicji drewna energetycznego, stworza to zagrożenie dla sektora produkcji energii z tego typu OZE. Temat ten budzi bardzo wiele wątpliwości i kontrowersji – konstatuje Sarnaszek. Szykowane rozporządzenie będzie miało istotne znaczenie dla rynku biomasy leśnej.

Generalna Dyrekcja Lasów Państwowych o drewnie energetycznym

To nie energetyka jest głównym odbiorcą drewna należącego do Lasów Państwowych – pozostałym odbiorcom sektor energetyczny jawi się jako zagrożenie. Należy też pamiętać, że główny target wykorzystuje to drewno efektywniej – powiedział Mariusz Błasiak, Główny specjalista ds. Koordynacji Wdrażania Projektów Rozwojowych w Generalnej Dyrekcji Lasów Państwowych. Branża pamięta niewłaściwe praktyki, które zaczęły się po oddaniu do eksploatacji bloku w Połańcu. Błasiak przypomina, że zasady sprzedaży drewna przez Lasy Państwowe funkcjonują od 2006 roku – na aukcjach otwartych przedsiębiorcy mogą zaopatrywać się w licytacjach, dostępna jest również historia przetwarzania. Drewno energetyczne od Lasów Państwowych energetyka kupuje od dawna, gros potencjału wykorzystują lokalni odbiorcy, którzy opalają drewnem energetycznym swoje domostwa. Energetyka kupuje odpady poprodukcyjne od firm, które zajmują się gospodarką leśną. Do zagospodarowania jest 5,5 mln metrów sześciennych. Regulacją transakcji jest Zarządzenie nr 46 Dyrektora Generalnego Lasów Państwowych. Błasiak poinformował, że na rynku od 2020 z perspektywą do 2030 będzie dostępne od 7,5 mln do 9,5 mln metrów sześciennych drewna. Należy jednak wiedzieć, że choć dużo drzewostanów dochodzi teraz do odpowiedniego wieku, to sytuacja ta skończy się w pewnym okresie – drzewo rośnie średnio 80 lat, zatem płód nie jest i nie powinien być zbierany z roku na rok. Polityka Lasów Państwowych sprzyja przede wszystkim odbiorcom indywidualnych – podkreślał Błasiak. Główna pula przeznaczona jest dla rynków lokalnych, dopiero jeśli pula nie zostanie zużyta, dopuszczane są podmioty z rynku krajowego.

WFOŚiGW w Krakowie o możliwościach finansowania inwestycji biomasowych

Mariusz Sałęga z Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Krakowie wśród modeli wsparcia inwestycji wykorzystujących biomasę na cele energetyczne wymienia POIiŚ 1.3.3, który dotyczy propagowania źródeł finansowania. Ekspert podkreśla, że biomasa wpisuje się w różne działania, które dotyczą odnawialnych źródeł energii. W najważniejszych źródłach finansowania znajdują się ogólne informacje dotyczące OZE, które zawierają m.in. biomasę – musi ona jednak konkurować z innymi rodzajami OZE. Regionalny W Programie Operacyjnym Województwa Małopolskiego na lata 2014-2020 na samą politykę energetyczną przeznaczono 420 mln euro. W wielu z działań można finansować inwestycje biomasowe. Działanie 3.4 dotyczy małych i średnich przedsiębiorstw chcących budować instalacje, które są przeznaczone na wykorzystanie energetyczne biomasy. Ekspert omówił również kilka poddziałań, m.in. 3.4.1, z którego można finansować inwestycje w zakresie biomasy, 3.4.2 skierowane do przedsiębiorstw, które chcą termomodernizować swoje obiekty lub linie produkcyjne oraz 3.4.3 – działania związane z głęboką termomodernizacją budynków użyteczności publicznej i sektora mieszkaniowego, a także 3.4.4 – działania związane z ochroną powietrza – np. wymiana kotłów na bardziej efektywne. Podobną ofertę zawiera POIiŚ, dotyczy źródeł o mocy powyżej 5MW, ale zakres jest w zasadzie ten sam. POIiŚ 1.1.1, 1.3.2 oraz 1.6.1 dla kogeneracji również można rozważyć przy niektórych inwestycjach w biomasowe moce. W większości nie ma możliwości finansowania jeżeli dany podmiot ma możliwość podłączenia się do miejskiej sieci ciepłowniczej lub do 2023 r. osiągnie tę zdolność, zgodnie z RPO.

Czy kolejne spalarnie odpadów są nam jeszcze potrzebne?

Jerzy Ziaja, Prezes Ogólnopolskiej Izby Gospodarczej Recyklingu przypomina, że zmieszane odpady komunalne klasyfikuje się jako OZE w 42%. Zgodnie z dyrektywą odpadową mamy selektywnie zbierać odpady, w tym odpady resztkowe. Jeśli uda się poprawić selektywną zbiórkę, to współczynnik 42% spadnie, bo nie można mieszać tego, co zostało zebrane selektywnie. Ziaja dodatkowo stwierdza, że wojewódzkie plany gospodarki odpadami powinny być spójne z polityką 3×20. Czy ograniczenie zużycia i budowa energooszczędnych źródeł nie powinny wpłynąć na to, że kolejne inwestycje spalarniowe nie będą już potrzebne? – retorycznie pyta Prezes OIGR.

Doświadczenia krakowskiej Ekospalarni Odpadów

Krakowski Holding Komunalny SA jest właścicielem Miejskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Krakowie, zatem nie ma problemu współpracy. Większość dużych miast sprzedała bądź oddała w dzierżawę swoje sieci cieplne, co generuje problemy jeśli chodzi o sprzedaż ciepła, ale Kraków nie ma tego problemu – stwierdził Jakub Bator, Członek Zarządu, Krakowski Holding Komunalny SA. Krakowska Ekospalarnia może przetworzyć 220 tys. ton rocznie. Zakład dysponuje dwiema liniami, moc elektryczna każdej z nich to 11 MW, cieplna 35 MW. Bator przypomniał, że proces budowy udało się zamknąć w 2 lata, choć całemu procesowi inwestycyjnemu towarzyszyło wiele problemów. Członek Zarządu KHK podkreślił, że odpady, z których zakład odzyskuje energię, pochodzą wyłącznie z miasta Krakowa. Ekspert poinformował, że 10% rocznego zapotrzebowania energii cieplnej w Krakowie można pokryć ze spalarni, natomiast moc elektryczna produkowana przez spalarnię jest w stanie zasilić wszystkie tramwaje w Krakowie. Aktualnie większa część pracy KHK to zarządzanie odpadami post-procesowymi w celu spełnienia wyśrubowanych norm. Warto dodać, że KHK udało się uzyskać świadectwa pochodzenia (zielone certyfikaty) jeszcze w ramach tzw. starego systemu wsparcia i przez najbliższe 15 lat instalacja będzie funkcjonować w startym systemie – w ocenie Batora jest to bardzo dobra informacja, gdyż system aukcyjny wydaje się trudniejszy. Czy w Europie powinny powstawać kolejne spalarnie? – pyta Bator. Konsekwentna praca w kierunku niezależności energetycznej to zdaniem przedstawiciela KHK słuszna droga. Tego typu źródła i dywersyfikacja wytwarzania zdaje się być właściwym kierunkiem. W ramach gospodarki o obiegu zamkniętym obserwujemy coś, co się tworzy. W dokumentach Komisji Europejskiej zawarto informacje bardzo ogólne i niewiele jest kompletnych regulacji – one dopiero się tworzą. Zdaniem Batora recykling nie jest istotą gospodarki o obiegu zamkniętym, jest raczej elementem marginalnym. Członek Zarządu KHK uważa, że myślenie o gospodarce cyrkularnej powinno iść w kierunku promowanym przez The Ellen MacArthur Foundation. Choć zdaniem Komisji Europejskiej kolejne spalarnie odpadów nie powinny być już budowane (ze względu na ich zdolność przerobową, która nominalnie jest już skorelowana z szacowanym tonażem odpadów), to według reprezentanta KHK powinniśmy być aktywni i zastanowić się co będzie dla nas dobre. Jakub Bator zakończył swój referat retorycznym pytaniem: czy składowanie odpadów (aktualnie dominujące w Polsce) jest dobrym rozwiązaniem czy może lepszym rozwiązaniem jest odzysk energii?

Budowa kotłowni biomasowych według firmy Aqotec

W inwestycjach ciepłowniczych warto zadbać o technikę komunikacji i zarządzania energią wytwarzaną, zwłaszcza że aktualne warunki środowiskowe skłaniają do myślenia o indywidualnych gospodarstwach domowych, które np. w województwie małopolskim nie będą mogły w przyszłości same wytwarzać ciepła w swoich piecach – Dariusz Wisniowski, Prezes Zarządu, Aqotec Polska sp. z o.o. Zdaniem eksperta w zdecentralizowanych projektach wytwarzania na produktywność wpływa głównie wybór paliwa i technologia. Kilkumegawatowe kotłownie oprócz profitów sprawnościowych w stosunku do indywidualnych, długoterminowo są również bardziej opłacalne w bilansie emisji niż indywidualna produkcja ciepła w pojedynczym piecu. Przy tego typu instalacjach należy zastanowić się nad dobraniem parametrów mocy wytwórczej, gdyż modele dofinansowania powyżej 5MWt mogą być inne niż dla instalacji poniżej tej mocy. Rozproszone źródła wytwarzania opalane zrębką, w których specjalizuje się Aqotec, powinny być wyposażone w dodatkowe kotły zasilane np. olejem opałowym lekkim do pracy podczas konserwacji mocy podstawowej, gdyż takie rozwiązanie zapewnia 100% działanie na przestrzeni roku i gwarantuje bezpieczeństwo energetyczne, również podczas odbiorów szczytowych. Planując inwestycje należy dokonać rozeznania możliwości odbioru ciepła i przewidzieć rozwój urbanistyczny pod kątem możliwości przyszłego podłączenia np. do miejskiej sieci. Bieżąca sytuacja na rynku w Europie wymagać więc będzie zarówno dużych jak i małych instalacji – podsumował Wisniowski.

Spalanie odpadów w formule PPP dla miasta Dublin

Projekt Dublin Waste-to-Energy to partnerstwo publiczno-prywatne (PPP) pomiędzy Miastem Dublinem i firmą Covanta, który powstaje od 20 lat. Celem jest zapewnienie możliwości termicznego odzysku energii z odpadów komunalnych, które nie mogą być ponownie wykorzystane lub poddane recyklingowi – poinformował Kieran Mullins, Business Manager Dublin Waste-to-Energy Project Ltd. Przez 45 lat miasto będzie miało dochody z energii. Odpady trafiają do zakładu przede wszystkim z obszaru Dublina. Ekspert poinformował, że 95% paliwa zostało już zamówione od dostawców zagospodarowujących odpady. Zakład położony jest w Porcie Dublin, ma 90 MW mocy cieplnej i 60 MW mocy elektrycznej, co będzie przekładać się na możliwość przetwarzania na energię do 600 tysięcy ton odpadów rocznie. Zakład będzie generować wystarczającą ilość energii elektrycznej dla około 80.000 gospodarstw rocznie oraz będzie w stanie zaspokoić zapotrzebowanie na centralne ogrzewanie i ciepłą wodę użytkową dla około 50.000 gospodarstw domowych. W bunkrze pomieszczą się zapasy odpadów na tydzień spalania – 10.000 ton. Mulins szczegółowo zreferował wszystkie etapy inwestycji, omówił również kwestie dotyczące wizualnych aspektów zakładu, a także opowiedział o kwestiach logistycznych.

Czym jest Enterprise Infrastracture?

System PI służy do zbierania danych z rozproszonych źródeł i zarządzania nimi w czasie rzeczywistym. Dane są zaciągane, agregowane i archiwizowane w historii, dzięki czemu można je łatwo wyszukiwać i przeglądać. Użytkownicy mogą tworzyć własne analizy z których powstają klarowne struktury. Informacje możemy przekazywać dalej również za pośrednictwem innych systemów. Bloki danych można wykorzystywać dla celów skalowalnego zarządzania zmiennymi i zdarzeniami, innymi słowy PI służy do połączenia wszelkich danych operacyjnych w jeden system – wspólny widok dla każdego szczebla organizacji, od hali produkcyjnej po zarząd – poinformował Krzysztof Walczuk, Executive Account Manager na Polskę i Ukrainę w firmie OSIsoft. System PI jest łącznikiem produkcji z biznesem i można stwierdzić, że służy do optymalizowania i zarządzania przemysłowym internetem rzeczy (IioT) oraz integracji IT/OT, do predykcji i future data.

Tomasz Piętka, Country Account Manager w OSIsoft opowiedział uczestnikom Forum o wdrożeniu systemu PI w Elektrociepłowni Siekierki należącej do PGNiG TERMIKA. Kluczowe obszary, które były brane pod uwagę przy wdrożeniu to przede wszystkim monitorowanie i raportowanie obszarów produkcji – analiza wskaźników biznesowych, rozliczenia i raporty, które są niezbędne do codziennej działalności. Drugim obszarem jest koordynacja produkcji – stałe monitorowanie procesów, wyszukiwanie najlepszych punktów pracy urządzeń i raportowanie ich stanu oraz planowanie. Trzecim obszarem jest optymalizacja produkcji i analiza różnych scenariuszy działania bloku i wsparcie dla operatorów. Użytkownicy po trzech dniach szkolenia byli w stanie zbudować ekrany do wspierania swoich działań – poinformował Piętka. Wskaźniki dyspozycyjności i awaryjności urządzeń, straty efektywności i cały szereg analizy punktów pracy urządzeń – to wszystko da się usprawnić. Ekran synoptyczny tworzony przez operatora jest ważny po pierwsze dlatego, że zbiera informacje w jednym miejscu, dzięki czemu można zniwelować tzw. efekt spaghetti systemów. Integracja różnych zasobów: danych czasu przestrzennego, danych o zdarzeniach, analityka, powiadamianie o sytuacjach krytycznych niezależnie od miejsca – na dowolnym urządzeniu w dowolnym czasie – to wszystko jest możliwe przy wykorzystaniu rozwiązań OSIsoftu.

Biomasowa energetyka przemysłowa okiem grupy IKEA

W zakładzie IKEA Industry Orla spalana jest wyłącznie biomasa pochodzenia leśnego. Paliwem są pozostałości poprodukcyjne z tartaku, ale w 100% nie zaspokaja to potrzeb zakładu, więc firma IKEA posiłkuje się dostawcami zewnętrznymi. Wymagania dla dostawców określa system należytej staranności. Informator dla dostawców zawiera wzory dokumentów i oświadczeń, a także parametry wymagane przez zamawiającego. Wyrywkowo próbki biomasy wysyłane są do niezależnych laboratoriów. Wytwarzanie energii elektrycznej z OZE (z pozostałości poprodukcyjnych) stanowi element strategii poprawy efektywności biznesowej IKEA jako grupy i jednocześnie wpisuje się w strategię rozwoju produkcji bezodpadowej – poinformowała Agnieszka Prześniak, Purchasing Specialist, IKEA Industry Poland Sp. z o.o.

Biomasa wykorzystywana w PGE

Dla Polskiej Ggrupy Energetycznej bardzo istotne są parametry biomasy takie jak zawartość chloru i popiołu, spółka przykłada dużą wagę do jakości dostarczanego paliwa. Kotły fluidalne wymagają dbania o niską zawartość chloru i popiołu w paliwie biomasowym. Parametry jakościowe są klarownie określone i wszyscy dostawcy muszą stosować się do wytycznych, które skrupulatnie kontrolujemy – Magdalena Ruszniak, Zastępca Dyrektora Departament Dostaw Surowców Produkcyjnych w PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Reprezentantka PGE zapewniła, że spółka stale przygląda się opłacalności spalania i współspalania biomasy. Inwestycje, które były zakładane i planowane przed biomasowym boomem zakładały minimum 70 zł za zielony certyfikat, tymczasem poziom ten jest ponad dwukrotnie niższy. Ponadto notorycznie pojawiają się nowe zagadnienia bez rozporządzeń wykonawczych, co uniemożliwia planowanie inwestycji. Zdaniem Ruszniak regulacje powinny wspierać biznes, a tak się nie dzieje. W Finlandii nie znają pojęcia biomasy agro i pozytywnie wpływa to na ilość inwestycji i osiągane przez nie sukcesy. W Polsce Urząd Regulacji Energetyki sprawia, że planowanie biomasowych inwestycji jest trudne lub niemożliwe.

Dr Kamil Ostapski z firmy BMH Technology zwraca uwagę na fakt, że w kotłach fluidalnych chlor powoduje, że dochodzi do scalenia złoża. Przez złe paliwo powstaje coś w rodzaju szkła lub skały, której usunięcie wymaga zatrzymania pracy kotła. Najpierw trzeba przez 2 dni studzić kocioł, żeby można było podjąć realizację planu naprawczego, który polega na wejściu do środka kotła z ekipą, która kruszy skały. Następnie należy cały aglomerat wynieść z kotła, sprawdzić stan techniczny dysz paleniska fluidalnego. Później trzeba przygotować się do ponownego rozpalenia kotła, co jest kosztowne i trwa.

Branża wykorzystująca drzewo w produkcji chciałaby zainwestować w moce wytwórcze

Podczasa procesu produkcji z okrągłej kłody do gotowego wyrobu w formie mebla z litego drewna średnio wykorzystuje się tylko 25% drewna, pozostałe 3/4 surowca to odpady poprodukcyjne – zrębka, trocina sucha, trocina mokra – informował Dominik Walaszek, Prezes Zarządu komplementariusza spółki Mardom Pro sp. z o.o. Zapotrzebowanie energetyczne rośnie, a problemy jakie branża miała w sierpniu 2015 r. (nakaz obniżenia zapotrzebowania na energię pod groźbą wielomilionowych kar) sprawiają, że również producenci mebli myślą o budowie energetyki zakładowej. Choć obniżenie produkcji było wykonalne, to wiązało się z finansowymi stratami – stwierdził Walaszek. Bezpieczeństwo energetyczne i uniezależnienie się od kłopotów w krajowej sieci jest bodźcem do myślenia o inwestycjach, poza tym zarządzanie odpadami i trend gospodarki o obiegu zamkniętym również zachęca do namysłu nad budową mocy wytwórczych. Scenariusz nie jest jednak możliwy do zrealizowania ze względu na brak jasnych regulacji. Wspaniałe przykłady ze Szwecji pokazują, że najważniejsze w rozwoju OZE jest stabilizacja. „Chcieliśmy realizować projekt – mamy finansowanie, mamy paliwo, mamy chętnych partnerów do realizacji instalacji, są też środki unijne, ciekawe projekty wsparcia (dofinansujące inwestycje rzeczową) – brakuje czytelności przepisów. Zatrudniliśmy biuro prawne, byliśmy na szkoleniu prowadzonym przez pracowników URE, jednak potencjalne przychody nie są znane. Ryzyko biznesowe jest dla nas akceptowalne – ale firma nie może sobie pozwolić na zainwestowanie 40 mln zł, gdy prawo nie jest przewidywalne” – powiedział Prezes Mardomu.

Błękitne certyfikaty to tylko chwilowy sukces sektora biogazowni rolniczych

Grzegorz Grzyb, Właściciel Biogazowni Rolniczej w Konopnicy i Prezes BioEnergy Project Sp. z o.o. poinformował, że wprowadzenie błękitnych certyfikatów wiązało się z tym, że podmioty zobowiązane zostały obarczone obowiązkiem umorzenia. Udział procentowy – na drugie półrocze zeszłego roku – wynosił 0,65%, co przełożyło się na to, że ilość produkowanej energii premiowana błękitnym certyfikatem była niższa od potrzeb rynku na rzeczone certyfikaty. Błękitne certyfikaty osiągnęly cenę około 280 zł za MWh energii wytworzonej. Jednakże zdaniem Prezesa BioEnergy Project finansowy sukces wynikający z nowych świadectw pochodzenia jest chwilowy. Grzyb dodaje, że nadpodaż zielonych certyfikatów starczyłaby na ponad dwa lata. Aktualna cena 31,30 zł za MWh (9 marca) to sytuacja, której przy planowaniu inwestycji nikt się nie spodziewał, fakt ten był komentowany przez wszystkich dyskutantów panelu dyskusyjnego podczas Forum. Również w ubiegłych latach wielu uczestników rynku podkreśla skalę problemu nadpodaży certyfikatów. Nowelizacja wprowadzająca system aukcyjny sprawi, że gwarantowana zadowalająca cena energii kończy się i mały wytwórca będzie musiał konkurować z dużymi ponosząc koszty związane z dopuszczeniem do Towarowej Giełdy Energii. Cena uzyskana na aukcji dla biogazowni wyniosła około 500 zł za MWh – zdaniem Grzyba to zbyt mało, gdyż prawie w całej Europie biogazownie rolnicze nie uczestniczą w aukcjach. Dla przykładu w Niemczech płacą 15,9 eurocenta za Kwh, co przekłada się na cenę około 640 zł za MWh przy aktualnym kursie euro.

Satelitarna Platforma wspomagająca uwierzytelnianie Biomasy Lokalnej online

Mgr Martyna Gatkowska, Zastępca kierownika w Centrum Teletekcji Instytutu Geodezji i Kartografii oraz Adam Sarnaszek, Prezes Zarządu spółki BIOCONTROL zaprezentowali projekt „SyeNERGY”, czyli Satelitarną Platformę wspomagającą uwierzytelnianie Biomasy Lokalnej online. SYeNERGY to przyszła platforma wykorzystująca dane satelitarne do weryfikowania i określania kluczowych kryteriów dla biomasy lokalnej oraz narzędzie pozwalające na jej uwierzytelnienie. Dzięki zastosowaniu danych satelitarnych możliwym jest przeprowadzenie zdalnej, wstępnej oceny danej lokalizacji biomasy lokalnej, analiz czasowych (na podstawie danych archiwalnych) oraz analiz przestrzennych – szacowanie odległości od jednostki wytwórczej itd. SYeNERGY umożliwi jednostce wytwórczej dokonanie wstępnej oceny zgodności wskazanego źródła biomasy z przepisami nowelizacji ustawy z dnia 22.06.2016 r. (Dz. U. z 2016 r., poz. 925 wraz z późniejszymi zmianami), w sposób zdalny – bez audytu w danej lokalizacji oraz efektywny czasowo i ekonomicznie. W przypadku wstępnego potwierdzenia zgodności, zasadnym będzie wykonanie audytu terenowego.

Dobre praktyki dla wytwarzania energii w skali lokalnej na przykładzie inwestycji w Lęborku

Długo zastanawialiśmy się w jaki sposób zmodernizować system ciepłowniczy i jednocześnie przeciwdziałać trendom wzrostu cen ciepła, które miało być spowodowane wzrostem cen uprawnień do emisji CO2. Postanowiliśmy rozważyć budowę elektrociepłowni wykorzystującej pozostałości poprodukcyjne z okolicznych tartaków, dzięki czemu jednocześnie moglibyśmy poprawić jakość dostaw oraz zaktywizować zawodowa w linii przygotowania paliwa – Mariusz Hejnar, Dyrektor Zarządzający, Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Lęborku.

Gmina Lębork wzięła udział w konkursie organizowanym przez Szwajcarów, którzy postanowili przeznaczyć prawie mld franków na zniwelowanie różnic rozwojowych między europejskimi krajami. Zdecydowano się na finansowanie, wartość projektu to prawie 12 mln franków szwajcarskich, z czego 85% kosztów kwalifikowanych pokryła Szwajcaria w ramach Szwajcarskiego Programu Współpracy poprzez Sekretariat Stanu ds. Gospodarczych (SECO). Pozostałe środki finansowe zabezpieczyła w swoim budżecie Gmina Lębork. Generalnym wykonawcą było konsorcjum firm Polytechnik z Austrii i Polytechnik Polska. Biomasową elektrociepłownię w Lęborku otwarto 2 czerwca 2016. Projekt „Budowa elektrociepłowni opalanej biomasą jako podstawowego źródła ciepła w systemie ciepłowniczym miasta Lębork” to jedna z najważniejszych inwestycji realizowanych przez Samorząd Miasta Lęborka na przestrzeni ostatnich lat. Elektrociepłownia oparta jest na obiegu ORC o mocy znamionowej elektrycznej 1,25 MWe i cieplnej 5,4 MWt i produkować będzie ok. 138 000 GJ/rok i 8 700 MWh energii elektrycznej (brutto) i będzie pokrywała zapotrzebowanie na moc cieplną dla miasta w okresie letnim.

Drugiego dnia uczestnicy konferencji odwiedzili Zakład Termicznego Przekształcania Odpadów w Krakowie, który należy do Krakowskiego Holdingu Komunalnego SA. Zwiedzający mieli okazję przyjrzeć się procesowi odbioru, skłądowania, przygotowywania i spalania odpadów, a także wejść do większości pomieszczeń zakładu.


Zredagował Kamil Szkup w oparciu o referaty i dyskusje z VI edycji Forum of Biomass & Waste, które odbyło się w dniach 9-10 marca w Krakowie i zostało zorganizowane przez CBE Polska.

Partnerami strategicznymi wydarzenia byli:

  • Krakowski Holding Komunalny
  • KYOTHERM
  • OSIsoft
  • AQOTEC
  • Bureau Veritas

Partnerem Prawnym Forum była:

  • Kancelaria Domański Zakrzewski Palinka

Jako dostawcy branżowi na wydarzeniu prezentowali się:

  • Grupa Wolff
  • BMH Technology
  • Biomasa SK
  • Andritz
  • Hitachi Zosen Inova
  • Tenza
  • Badger Meter Europa
  • Fumar
  • Vyncke

Honorowy Patronat nad Forum objęli:

  • Ministerstwo Energii
  • Ministerstwo Środowiska
  • Krajowa Agencja Poszanowania Energii
  • Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej
  • Europejska Federacja Gospodarki Odpadami i Usług Środowiskowych (FEAD)
  • European Suppliers of Waste-to-Energy Technology (ESWET)
  • Ukraińskie Stowarzyszenie Energii (UARE)
  • Ogólnopolska Izba Gospodarcza Recyklingu (OIGR)
  • Polska Izba Gospodarcza Przemysłu Drzewnego
  • Przemysłowy Instytut Motoryzacji (PIMOT)
  • Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie
  • Politechnika Krakowska im. Tadeusza Kościuszki
  • Politechnika Śląska
  • Uniwersytet Rolniczy im. Hugona Kołłątaja w Krakowie
  • Urząd Marszałkowski Województwa Małopolskiego
  • Stowarzyszenie Producentów Cementu
  • Stowarzyszenie Elektryków Polskich
  • Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych
  • Hiszpańskie Stowarzyszenie Bioenergii (AVEBIOM)
  • Biomasowe Centrum Energii (CBE)
  • Łotewskie Stowarzyszenie Biomasowe „LATbio”
  • Rosyjskie Stowarzyszenie Biopaliw
  • The Wood Pellet Association of Canada
  • Polska Izba Biomasy
  • Słowackie Stowarzyszenie Biomasy
  • BIOMASA Association
  • Europejskie Stowarzyszenie Biomasy (AEBIOM)
  • Europejska Rada ds Pelletu (EPC)
  • Europejski Przemysł Dostawców Pelletu (EIP)
  • Międzynarodowa Rada Toryfikacji Biomasy (IBTC)
  • Europejskie Stowarzyszenie Przemysłu Biomasowego (EUBIA)

Źródło:cbepolska.pl

ZOSTAW ODPOWIEDŹ

W celu eliminacji spamu, proszę uzupełnij poniższe działanie. *