I Kongres Polskiego Przemysłu Gazowniczego 16-18 kwietnia 2008, Wisła Krajowe doświadczenia i perspektywy wykorzystania gazu ziemnego w kogeneracji Marian Babiuch Prezes Zarządu EC „Zielona Góra” S.A. Prezes Zarządu PTEZ

Doświadczenia

Większe źródła skojarzone zasilane gazem Władysławowo EC Gorzów Kostrzyn Arctic Paper EC Zielona Gora EC Lublin - Wrotków EC Nowa Sarzyna EC Rzeszów EC Zawodowe Członkowie PTEZ EC niezrzeszone w PTEZ większe przemysłowe i pozostałe

Przykładowe bloki gazowo – parowe w Polsce Elektrociepłownia Blok gazowo - parowy gaz Moc elektryczna [MW] Moc cieplna Gorzów Wlkp. 65 113 zaazotowany, niesystemowy złoże Barnówko - Mostno – Buszewo k.Dębna Lub. Zielona Góra 198 135 zaazotowany GZ 41,5 złoże Kościan - Brońsko Kostrzyn Arctic Paper 20,7 126 złoże Dębno Lub. Władysławowo 11 18 gaz odpadowy towarzyszący wydobyciu ropy naftowej z Bałtyku Lublin – Wrotków 235 150 wysokometanowy GZ 50 Rzeszów 96 76 Nowa Sarzyna 116 70 krajowy importowany

Zalety bloku gazowo – parowego Wysoka efektywność Wysoka sprawność i dyspozycyjność Małe zapotrzebowanie na moc urządzeń potrzeb własnych Mała emisja szkodliwych zanieczyszczeń Brak odpadów paleniskowych pochodzących z procesu spalania Niska uciążliwość dla otoczenia Krótki czas rozruchu Możliwość uzyskania dużych zmian obciążenia w krótkim czasie

BGP w Elektrociepłowni „Zielona Góra”

Zaopatrzenie w gaz EC „Zielona Góra” Inwestor: PGNiG Długość gazociągu: 100 km Średnica: 350 / 300 mm Zużycie gazu 324 mln m3/rok Wartość opałowa 28,2 MJ/m3

System sieci gazu zaazotowanego w zachodniej Polsce Gazociąg do EC Zielona Góra zamknął pierścień sieci gazu zaazotowanego w zachodniej Polsce

Układ pracy BGP z istniejącą częścią EC ZG BLOK GAZOWO - PAROWY BLOK WĘGLOWY KOTŁY PAROWE KOTŁY WODNE KO K 1 K 2 K 3 K 4 KW1 KW 2 KW 3 KW 4 KW 5 KW 6 gaz powietrze A ~ TG TP TP 1 TP 2 ~ ~ ~ skraplacz wym. ciepł. wym. ciepł. wym. ciepł. A system ciepłowniczy miasta

Podstawowe dane eksploatacyjne z pierwszych trzech lat eksploatacji BGP Ilość wyprodukowanej energii elektrycznej netto - 3.800.000 MWh Całkowita ilość godzin pracy TG od pierwszego uruchomienia – 23 423h Przeliczeniowa ilość startów TG od uruchomienia - 156 Średnia sprawność całoroczna netto – 59,6 % Średnia dyspozycyjność w ostatnim roku eksploatacji – 95%

Spełnienie standardów emisyjnych SO2 BGP w Elektrociepłowni „Zielona Góra” Spełnienie standardów emisyjnych SO2

Spełnienie standardów emisyjnych NO2 BGP w Elektrociepłowni „Zielona Góra” Spełnienie standardów emisyjnych NO2

Spełnienie standardów emisji pyłu BGP w Elektrociepłowni „Zielona Góra” Spełnienie standardów emisji pyłu

Dylematy polskiej elektroenergetyki 95 % energii elektrycznej w Polsce wytwarza się z węgla kamiennego i brunatnego (najwięcej w Europie), powodując dużą emisję CO2. Wytworzenie tej samej ilości energii elektrycznej z gazu powoduje dwukrotne zmniejszenie emisji CO2. / W 2006 r. łącznie wytworzono 161,8 TWh energii elektrycznej/ Niezadowalający rozwój elektroenergetyki gazowej /ok. 2,5% energii elektrycznej z gazu/ (niewielkie wykorzystanie lokalnych zasobów gazu, znaczne ilości gazu importowanego spalane głównie w kotłowniach)

Perspektywy

Dylematy polskiej elektroenergetyki Wyzwania Znaczący przyrost zużycia energii elektrycznej (2006/2005 - 3,1%) w 2020 r. prognozowany przyrost wyniesie ok. 60 – 80 TWh / łączne zapotrzebowanie 210 – 230 TWh / Wzrost zapotrzebowania na moc szczytową, przy jednoczesnym zmniejszaniu się dostępnej mocy /dyspozycyjnej/ 2006r. - popyt szczytowy 24,64 GW - moc dostępna 27,13 GW obecnie Polak zużywa 50 % en. el. mniej niż mieszkaniec Europy Zachodniej

Styczeń 2008 Obciążenie elektrowni krajowych i dostępne dla OSP rezerwy mocy w dobowym szczycie krajowego zapotrzebowania na moc w styczniu 2008 Obciążenia szczytowe grudnia i stycznia zbliżyły się do niebezpiecznej granicy, zmniejszają się rezerwy systemowe, zwiększa awaryjność Dane PSE Operator: www.pse-operator.pl Dane PSE Operator

Styczeń 2008 Krajowe zapotrzebowanie oraz moc dostępna dla OSP w dobowych szczytach krajowego zapotrzebowania na moc – styczeń 2008r. Z bilansu mocy w KSE wynika konieczność oddawania rocznie 1000 MW do 1500 MW nowych mocy Dane PSE Operator

Kogeneracja „lekarstwem na zawał polskiej elektroenergetyki”

Technologia wysokiej efektywności Kogeneracja ciepło en.elektryczna SYNERGIA Technologia wysokiej efektywności wykorzystania paliwa

produkcja rozdzielona Oszczędność energii pierwotnej produkcja rozdzielona kogeneracja paliwo paliwo elektrownia 81 h 37% 30 Elektrocie-płownia energia el. 100 58 kotłownia 50 h 80% h 85% ciepło razem razem 100 139 Oszczędność paliwa 139 - 100 = X 100% = 28% 139

Potencjał kogeneracji Kraje członkowskie UE mają obowiązek co cztery lata wykonać analizę potencjału kogeneracji swoich gospodarek. (dyrektywa 2004/8/EC) Polska po raz pierwszy taką analizę przedstawiła w 2007 roku. Minister Gospodarki zawarł w sierpnia 2006r z Polskim Towarzystwem Elektrociepłowni Zawodowych (PTEZ) Porozumienie o współpracy w zakresie opracowania analizy krajowego potencjału zastosowania wysokosprawnej kogeneracji. Na zamówienie PTEZ zespół naukowców z Uczelnianego Centrum Badawczego Energetyki i Ochrony Środowiska Politechniki Warszawskiej oraz Instytutu Techniki Cieplnej Politechniki Śląskiej opracował Analizę krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji oraz Strategię rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji.

Potencjał ekonomiczny ciepła użytecznego

Potencjał produkcji energii elektrycznej Udział energii elektrycznej wyprodukowanej w skojarzeniu w całkowitej produkcji energii elektrycznej, przy wykorzystaniu potencjału ekonomicznego

Udział energii elektrycznej skojarzonej w całkowitej produkcji w wybranych państwach

Koszty zewnętrzne uniknięte Wykorzystanie potencjału ekonomicznego kogeneracji Koszty zewnętrzne uniknięte 2005 2010 2015 2020 Uniknięte koszty zewnętrzne – technologia węglowa [mld. zł/rok] 3,58 4,04 4,19 4,31 Uniknięte koszty zewnętrzne – z tytuły wymiany paliwa z węgla na gaz [mld. zł/rok] 29,92 33,79 35,02 36,01 W przypadku technologii węglowej koszty uniknięte są iloczynem zaoszczędzonego paliwa oraz jednostkowego kosztu zewnętrznego spalania węgla. Zgodnie z założeniami wysokość tych kosztów przyjęto na podstawie wyników programu ExternE. Dla spalania węgla wynoszą one 24 zł/GJ. Koszty zewnętrzne obejmują koszty zwiększonej umieralności i zachorowalności ludzi, degradacji budowli, zmniejszenia plonów upraw, ocieplenia klimatu, uciążliwości hałasu oraz zakwaszenia środowiska

Nowe moce kogeneracyjne Przy realizacji potencjału ekonomicznego Okres 2008 - 2010 2011 - 2015 2016- 2020 Moc elektryczna nowych instalacji [MW] 425 2200 Moc elektryczna odnawianych instalacji [MW] 806 542 434 Szacunkowa wartość inwestycji [mln. zł] 5 000 11 000 10 600

Aktualny stan produkcji e.e. w kogeneracji Niewykorzystany potencjał kogeneracji w Polsce (większość miast posiada scentralizowane systemy ciepłownicze zasilane z ciepłowni) / w kogeneracji wytwarza się zaledwie ok. 22 TWh en. el. /14% /, a istniejące możliwości produkcji e.e. w kogeneracji sięgają realnie ok. 80 TWh przy wykorzystaniu potencjału ekonomicznego kogeneracji

l

Wnioski z raportu Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła jest technologią, która pozwala na znacznie efektywniejsze wykorzystanie paliw niż wytwarzanie rozdzielone. W konsekwencji umożliwia zmniejszenie emisji zanieczyszczeń, w tym przede wszystkim dwutlenku węgla, oraz zmniejszenie kosztów zewnętrznych wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Technologia ta przy uwzględnieniu rynkowych cen ciepła i energii elektrycznej jest jednak mniej opłacalna od wytwarzania rozdzielonego i jej rozwój wymaga stosowania wsparcia finansowego. Wielkość potencjału ekonomicznego, czyli wielkość ciepła użytkowego, którego wytworzenie w kogeneracji jest opłacalne z punktu widzenia inwestora, zależy od systemu i wysokości wsparcia kogeneracji. Przyjęto, że w Rzeczypospolitej Polskiej stosowany będzie system wsparcia oparty na zbywalnych świadectwach pochodzenia energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu. Przeprowadzone analizy wykazały, że w obecnych warunkach dla zapewnienia opłacalności inwestycji w jednostki kogeneracyjne wartości tych świadectw powinny wynosić 50 zł/MWh dla technologii wykorzystujących jako paliwo węgiel oraz 120 zł/MWh dla technologii wykorzystujących paliwa gazowe. Przy takim wsparciu potencjał ekonomiczny kogeneracji wynosi ok. 430 PJ w roku 2005 oraz ok. 530 PJ w roku 2020. l

Wnioski z raportu W 2005 r. w Rzeczypospolitej Polskiej wyprodukowano w skojarzeniu 277 PJ ciepła, co oznacza, że wykorzystywane jest zaledwie 64 % potencjału uznanego za ekonomiczny. Pozwala to stwierdzić, że stosowane dotychczas w kraju mechanizmy wsparcia kogeneracji były niewystarczające. Rozwój kogeneracji ograniczały bariery o charakterze ekonomicznym, prawnym, administracyjnym i społecznym. Stosowane aktualnie w Rzeczypospolitej Polskiej technologie kogeneracji charakteryzują się małym wskaźnikiem skojarzenia, tj. małym stosunkiem produkcji energii elektrycznej do produkcji ciepła. W 2005 r. wyprodukowane zostało w skojarzeniu zaledwie 21,7 TWh energii elektrycznej, co stanowi około 36 % energii potencjalnie możliwej do wyprodukowania przy wykorzystaniu całego potencjału ekonomicznego. Konieczne jest zatem uruchomienie procesu wymiany urządzeń w istniejących elektrociepłowniach. Wymiana ta jest konieczna także ze względu na znaczące zużycie eksploatowanych instalacji.

Wnioski z raportu Wykorzystanie ekonomicznego potencjału kogeneracji przyniesie wymierne efekty. Na przykład w 2020 r. możliwe będzie zaoszczędzenie 7-11 mln Mg węgla, zmniejszenie emisji CO2 o 17-60 mln Mg oraz zmniejszenie kosztów zewnętrznych o 4-36 mld zł. Skrajne wielkości podanych przedziałów dotyczą przypadków, kiedy w kogeneracji w 100 % wykorzystywany jest węgiel lub gaz ziemny. Opracowanie, a następnie realizacja strategii rozwoju wysokosprawnej kogeneracji w Polsce zgodnie z dyrektywą 2004/8/WE powinno spowodować usunięcie barier rozwoju skojarzonego wytwarzania. Rozwój kogeneracji może być jednym z najistotniejszych sposobów wypełnienia w Rzeczypospolitej Polskiej polityki energetycznej Unii Europejskiej przewidującej znaczące ograniczenie emisji CO2 oraz zwiększenie efektywności wykorzystania energii.

Dziękuję za uwagę