Magazyn Biomasa 7(107)/2024

AKTUALNOŚCI

SIERPIEŃ 2024, nr 7 (107)

Pellet z łuski słonecznika

Zgodny z dyrektywami unijnymi, posiadający certyfikat

Zapraszamy do współpracy

firmy z branży energetyki zawodowej i ciepłownictwa oraz odbiorców hurtowych!

Biomasa – niedostrzegalne OZE

Kiedy czytam artykuły w ogólnopolskich dziennikach, słucham w telewizji i radiu wypowiedzi ekspertów rynku energetycznego, wizjonerów transformacji – nie mogę uwierzyć, że zdecydowana większość z nich słowem nie wspomina o biomasie. Jakby jej nie było. Szeroko opisywany jest potencjał PV, farm wiatrowych, w końcu nawet atomu, ale nie biomasy… Dla mnie jest to co najmniej zastanawiające. Oczywiście wiem, że za tymi publikacjami stoją lobby i interesy wielkich firm, czasem zapewne też przekonania. Jednak trudno mi zrozumieć, dlaczego zapomina się o paliwie, które jest najpopularniejsze na świecie. Co więcej, wciąż uznawane za jedno z odnawialnych źródeł energii.

Mimo że zarówno panele PV, jak i wiatraki, obciążone są potężnym śladem węglowym, a ich produkcja odbywa się poza terenami Polski –wyciągamy ręce po więcej. Oto w Pierzchnicy farma PV zająć ma 100 ha powierzchni. Do postawienia elektrowni jądrowej też potrzeba nam „zagranicy”, bo nie mamy nawet ludzi, których można by w niej zatrudnić – nikt nie uczy u nas „atomu”. Poza tym, w tego typu przedsiębiorstwach większe znaczenie od świadectwa ma doświadczenie. Nawet jeśli pewna grupa skończy studia i szkolenia, to nie będzie posiadała tej wiedzy, którą nabywa się z latami pracy…

A biomasa jest tu, pod ręką – zarówno leśna, jak i agro. O jej lokalności i korzyściach wynikających z jej użytkowania w kotłowniach, ciepłowniach, elektrociepłowniach – piszemy od lat. Wysokosprawne, nowoczesne technologie pozwalają na jej wykorzystanie i minimalizację uszczerbków dla środowiska.

Kto chciałby przekonać się osobiście, jak wygląda produkcja energii z biomasy w nowoczesnym przedsiębiorstwie może to zrobić już 24-25 października podczas Konferencji Biomasa i paliwa alternatywne w ciepłownictwie, która odbędzie się w Lublinie. Jej uczestnicy wezmą udział w wizycie studyjnej w EC Megatem, gdzie pracuje blok kogeneracyjny zasilany zrębką.

Zainteresowanych uczestnictwem w konferencji po szczegóły zapraszam na magazynbiomasa.pl

Beata Klimczak REDAKTOR NACZELNA

n FORUM BRANŻY

5 Drewno energetyczne – eksperci o nowej definicji

n WYWIAD

8 Wykorzystanie biomasy wymaga rozwagi – twierdzi

Hubert Różyk z Ministerstwa Klimatu i Środowiska

n FINANSOWANIE

14 Dotacje do systemów ciepłowniczych

n BIOMASA W PRAWIE

16 Drewno energetyczne wciąż niezdefiniowane

n BIOMASA LEŚNA

20 Biomasa jest naszym zasobem. Czas potraktować ją poważnie

n WYWIAD NUMERU

24 Dajemy klientom stabilność i elastyczność

n GIEŁDA BIOMASY

28 Polski rynek biomasy ma szansę wyjść z szarej strefy

n BIOMASA W CIEPŁOWNICTWIE

30 Zrównoważona biomasa w ciepłownictwie i energetyce

n INWESTYCJE

34 Biomasa ogrzeje jeszcze więcej polskich miast

38 Praktyczne zastosowanie biomasy w świetle aktualnych uwarunkowań

n CIEPŁOWNICTWO

42 Wykorzystanie ciepła odpadowego i źródeł niskotemperaturowych w ciepłownictwie

n BIOMASA AGRO

44 Jest potencjał, brakuje zainteresowania

50 Trawy wieloletnie dla energetyki i ciepłownictwa

53 Eggersmann S 60 – gwiazda przesiewaczy

n CARBON CAPTURE

54 Od celów do działań: II Kongres Carbon Capture

n PALIWA ALTERNATYWNE

56 Jak się robi paliwa z odpadów?

62 Jak zapewnić dobrą jakość RDF?

64 Biowęgiel – zeroemisyjny i perspektywiczny magazyn energii o szerokim zastosowaniu gospodarczym

67 Trendy na rynku biowęgla

magazyn dla profesjonalistów / magazynbiomasa.pl

Zarząd/Board: Robert Rogosz – Prezes Zarządu robert.rogosz@magazynbiomasa.pl

Maciej Kosiński – Co-owner maciej.kosinski@magazynbiomasa.pl

Maciej Roik – Co-owner maciej.roik@magazynbiomasa.pl

Redaktor naczelna/Editor-in-chief: Beata Klimczak beata.klimczak@magazynbiomasa.pl

Korekta/Proofreader: Maria Kosińska

Skład/Design: Studio DoDo

Biuro Zarządu/Management office: biuro@magazynbiomasa.pl, +48 791 44 33 22

Wydawca/Publisher: Biomass Media Group Sp. z o.o. ul. Kwiatowa 14/4, 61-881 Poznań

NIP: 777 326 38 86, REGON: 3644 9792 6, KRS: 0000626900 biuro@magazynbiomasa.pl, +48 791 44 33 22

Dział finansowy/Finance: Marta Kosińska – Co-owner marta.kosinska@magazynbiomasa.pl, +48 512 321 956

Redakcja/Editorial: Jolanta Kamińska – Redaktor prowadząca/Editor jolanta.kaminska@magazynbiomasa.pl, +48 790 439 216

Lech Bojarski – Redaktor/Editor lech.bojarski@magazynbiomasa.pl, +48 507 094 679

Daria Lisiecka – Dziennikarka/Journalist daria.lisiecka@magazynbiomasa.pl, +48 570 885 641

Natalia Konieczna – Project manager natalia.konieczna@magazynbiomasa.pl, +48 570 002 708

Anna Królikowska-Lenartowska

Wydawczyni internetowa/Online and social media wydawca@magazynbiomasa.pl,+48 536 100 122

Dział sprzedaży reklam/Sale: Paweł Zygmanowski – Manager ds. marketingu i sprzedaży pawel.zygmanowski@magazynbiomasa.pl, +48 731 522 600

Beata Szczepaniak – Specjalistka ds. marketingu i sprzedaży beata.szczepaniak@magazynbiomasa.pl, +48 791 44 33 22

Honorata Janusz – Specjalistka ds. marketingu i sprzedaży honorata.janusz@magazynbiomasa.pl, +48 535 277 025

Aleksandra Urbańska – Manager ds. rozliczeń aleksandra.urbanska@magazynbiomasa.pl, +48 730 291 100

Dział prenumeraty/Subscription: prenumerata@magazynbiomasa.pl, +48 791 44 33 22

Adres redakcji/Adress: Magazyn Biomasa ul. Kwiatowa 14/4, 61-881 Poznań redakcja@magazynbiomasa.pl www.magazynbiomasa.pl fb.com/magbiomasa

Nakład/Circulation: 3000 Wydanie online/online readers: 15000 Redakcja nie bierze odpowiedzialności za treści reklam i nie zwraca tekstów niezamówionych. Zastrzegamy sobie prawo do skracania i adiustacji tekstów, zmiany ich tytułów i doboru zdjęć.

Roman Deptuch Manager

ds. rozwoju i handlu Kordrew Sp. z o.o.

Drewno energetyczne – eksperci o nowej definicji

To już kolejna próba uregulowania kwestii drewna energetycznego. Przy takiej okazji warto zastanowić się, kto był konsultantem przy tworzeniu rozporządzenia i do której branży mu bliżej. Czy zależało mu na interesie Lasów Państwowych, producentach płyty wiórowej, papierniach, a może na branży energetycznej? Tego oczywiście do końca się nie dowiemy. Zastanówmy się jednak, czy ta propozycja rozporządzenia coś zasadniczo zmienia? Moim zdaniem niewiele. Nawet najbardziej szczegółowy i precyzyjny opis parametrów technicznych drewna energetycznego w § 1 i 2 nic nie daje. Dlaczego? Bo § 3, mówiący o ekonomicznym uzasadnieniu wykorzystania surowca drzewnego, daje szeroką furtkę do zakwalifikowania sporej ilości drewna w lasach i produktów ubocznych jako drewna energetycznego. W związku z tym realnie niewiele się zmieni. Pojawią się jedynie kolejne formalności i dokumenty potwierdzające przyporządkowanie biomasy do drewna energetycznego. W § 3 ust. 4 pojawia się też smaczek: „Odpady powstałe z przetworzenia drewna lub odpady drewnopochodne”. Dla uświadomienia istoty tego zapisu cytuję definicję: „Odpady drewnopochodne, to: sklejka, płyta wiórowa, płyta pilśniowa (w tym MDF)”. Czy wprowadzamy tylnymi drzwiami możliwość spalania śmieci w zwykłych kotłach energetycznych? Co ciekawe w OSR (ocena skutków regulacji) wspomina się o regulacjach niemieckich w zakresie stosowania drewna odpadowego w energetyce. Zatem czy szykuje się nam przełom w drewnie odpadowym? Skutki będą dwojakie. Zmniejszy się odzysk drewna poużytkowego jako powtórnego surowca i dojdzie do niekontrolowanego spalania zanieczyszczonych odpadów drewnopochodnych.

Dawid Jakubowski Dyrektor handlowy Biomasa Partner Group S.A.

Rozporządzenie o drewnie energetycznym może negatywnie wpłynąć na duże grupy energetyczne, ciepłownie i elektrociepłownie, poprzez pozbawienie ich pewnej puli drewna. Mimo uwag, które wnosiła m.in. Polska Izba Gospodarcza Przemysłu Drzewnego, MKiŚ nie wprowadziło zmian w parametrach drewna energetycznego, a jedynie sformalizowało to, co miało miejsce do tej pory. Mnie osobiście to satysfakcjonuje, ponieważ nie uważam, że problemem jest wykorzystywanie pewnych ilości asortymentów drewna na cele energetyczne. W końcu jako Polska chcemy/musimy rezygnować z paliw kopalnych, na co duże grupy energetyczne, ale również ciepłownictwo systemowe i przemysłowe wydały, bądź wydadzą ogromne środki. W mojej opinii zaostrzenie parametrów byłoby korzystne dla pewnej grupy firm, produkujących np. płyty drewnopochodne, celulozę, palety i opakowania.

W przypadku Biomasa Partner Group rozporządzenie wpłynęłoby w znikomym stopniu na naszą strukturę i wolumen produkcji, ponieważ naszym głównym surowcem do produkcji pelletu drzewnego są trociny oraz zrębki, czyli produkty uboczne z przemysłu tartacznego. Niemniej rozporządzenie to utrudniłoby nam stosowanie takiego drewna do produkcji w formie pelletu oraz w formie zrębki na cele energetyczne, ponieważ biomasa spalana subsydiowana w ramach zielonych certyfikatów musi spełniać definicję drewna energetycznego.

Ceny biomasy naturalnie by wzrosły:

4 w największym stopniu na zrębki, z przewidywanym w przyszłości problemem w dostępności i rosnącej cenie tego rodzaju surowca, 4 w mniejszym na pellet drzewny (tutaj znaczenie będzie miał mix surowcowy stosowany u danego producenta).

Zmiany nie miałyby natomiast wpływu (bezpośrednio) na pellet ze słomy, czyli biomasę agro (tu mają znaczenie inne mechanizmy rynku).

Nawet jeśli rozporządzenie to nie dotyka bezpośrednio pewnych rodzajów biomasy np. agro, to przewidujemy, że i tak ceny biomasy drzewnej wzrosną ze względu na ograniczoną podaż tego surowca na rynku w przyszłości.

dr hab. inż. Wojciech Cichy

Główny Specjalista

ds. Chemicznej Technologii

Drewna

Sieć Badawcza Łukasiewicz

– Poznański Instytut Technologiczny

Zapisy projektu sugerują, że surowiec drzewny o przedstawionych cechach jakościowo-wymiarowych jest nieprzydatny dla szeroko rozumianego przemysłu drzewnego. Nie jest to jednak prawdą. Część opisanych w projekcie sortymentów z powodzeniem może być wykorzystana przez przemysł płyt drewnopochodnych oraz celulozowo-papierniczy. Dotyczy to głównie sortymentów z krzywiznami i częściowo z zaparzeniami i zgniliznami, a także pozostałości pozrębowych.

Jest to dostrzegalne szczególnie w odniesieniu do § 3. rozporządzenia. Zdefiniowany tam sortyment to także surowiec dla producentów biopaliw stałych (brykietów i pelletów drzewnych).

W ust. 4 cytowanego paragrafu nie zdefiniowano pojęcia „odpady powstałe z przetworzenia drewna lub odpady drewnopochodne”. Określenie materiały drewnopochodne stosuje się powszechnie w produkcji płyt i innych wyrobów wytwarzanych z udziałem syntetycznych lepiszczy. Stosowanie tego rodzaju materiałów do generacji energii wydaje się być uzasadnione, zważywszy na fakt, że instalacje biomasowe dysponują najczęściej urządzeniami redukującymi powstające zanieczyszczenia.

Reasumując: ze względu na fakt funkcjonowania wielu instalacji dedykowanych do spalania biomasy drzewnej, nie jest obecnie możliwe całkowite wyeliminowanie drewna jako nośnika energii dla instalacji przemysłowych. W związku z powyższym konieczne było znalezienie kompromisu. Moim zdaniem tekst rozporządzenia nie sprawi, że branża energetyczna wykorzystująca drewno przestanie się rozwijać.

W zakresie oferty montaż, uruchomienie, serwis gwarancyjny i pogwarancyjny

Produkujemy kotły wodne i parowe oraz instalacje do termicznego przekształcania odpadów (MDF/OSB/płyta meblowa)

PRZEMYSŁOWE KOTŁY NA BIOMASĘ

W TYM DLA MIEJSKIEJ ENERGETYKI CIEPLNEJ

kom. 662 211 532 michal.komorowski@compte-fortech.pl www.compte-fortech.eu

Dostarczamy filtry workowe oraz elektrofiltry

Oferujemy kotły o mocach

od 150 kW do 12 MW* *Na zdjęciach kocioł biomasowy o mocy 6.0 MW

W ofercie pełen zakres urządzeń zasilających i odpopielających

Możliwość zasilania biomasą o wilgotności 60%

Wykorzystanie biomasy wymaga rozwagi

O wyznaczaniu roli dla biomasy w transformacji energetycznej Polski, wyzwaniach środowiskowych związanych z jej spalaniem oraz o przyczynach i skutkach moratorium w sprawie ograniczenia wycinki drzew – z Hubertem Różykiem, rzecznikiem prasowym Ministerstwa Klimatu i Środowiska rozmawiała Beata Klimczak.

W Polsce w sektorze ciepłownictwa działa już ponad 100 instalacji biomasowych o mocy ponad 5 MW. Kolejne ciepłownie są modernizowane pod kątem zastąpienia węgla właśnie biomasą – w Morągu, Piszu, Radomsku i in. Jaką rolę wyznacza biomasie prowadzona obecnie polityka wobec OZE?

Rolę poszczególnych nośników energii będzie precyzował aktualizowany Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu. Z pewnością biomasa jest jednym z elementów, umożliwiających osiągniecie strategicznych celów państwa, jak: ograniczony wpływ na środowisko, bezpieczeństwo energetyczne, konkurencyjność, efektywność energetyczna czy suwerenność energetyczna, oparta m.in. na zwiększonym udziale źródeł odnawialnych w sektorze ciepłownictwa. Jednak powinna ona, podobnie jak inne surowce służące do celów energetycznych i paliwowych, spełniać wymagania dyrektywy w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych. Tylko spełnienie ww. kryteriów przez biopłyny lub paliwa z biomasy w całym łańcuchu dostaw, pozwoli na objęcie wytworzonej z nich energii (elektrycznej, ciepła lub chłodu) systemami wsparcia.

Czy w strategicznych dla Polski programach brana jest pod wagę biomasa pochodzenia rolnego, tzw. agro?

Wpływ gospodarczy z powodu wprowadzenia moratorium z 8 stycznia br. jest minimalny, zysk z powodu zachowania bioróżnorodności jest nie do przecenienia

W założeniach do aktualizacji Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. jako jeden z głównych kierunków działań wskazano wzmocnienie lokalnego pozyskiwania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, w tym biomasy, biogazu i biometanu. Dodatkowo unijna Dyrektywa RED III nakłada na kraje członkowskie m.in. wymóg kaskadowego wykorzystania biomasy, ograniczenia sortymentów drewna możliwych do energetycznego wykorzystania oraz dodanie nowych, rozbudowanych kryteriów dla biomasy leśnej związanych z koniecznością istnienia przepisów, systemów monitorowania i egzekwowania KZR na terenie państwa pochodzenia biomasy. Zakazuje też wspierania wytwarzania jedynie energii elektrycznej z biomasy leśnej. Resort klimatu stoi na stanowisku, że rząd nie powinien ingerować w relacje biznesowe nawiązywane pomiędzy producentami, importerami, dystrybutorami

a sprzedawcami biomasy, dopóki taka biomasa będzie spełniać kryteria zrównoważonego rozwoju oraz ograniczać emisję gazów cieplarnianych cieplarnianych. Dotyczy to zarówno biomasy leśnej, jak i agro.

Przy ministerstwie jeszcze do niedawna działał zespół ekspertów ds. zwiększenia udziału zrównoważonej biomasy w krajowym systemie

elektroenergetycznym i ciepłowniczym. Jakie są efekty pracy tego zespołu?

Zespół zakończył prace w ubiegłym roku, ale jego rekomendacje są uwzględniane przez ministerstwo podczas tworzenia zmian legislacyjnych, dotyczących wykorzystywania biomasy w krajowym systemie elektroenergetycznym i ciepłowniczym. Efektem współpracy przedstawicieli resortu klimatu i sektora

REKLAMA

/ Hubert Różyk, rzecznik prasowy Ministerstwa Klimatu i Środowiska

energetycznego w ramach zespołu, był m.in. raport dla Ministra Klimatu i Środowiska z rekomendacjami działań legislacyjnych i pozalegislacyjnych, sprzyjających rozwojowi sektora zrównoważonej biomasy oraz zwiększeniu wykorzystania biomasy w ogrzewnictwie indywidualnym i ciepłownictwie systemowym, najbardziej poprzez pozyskanie zasobów dostępnych lokalnie. Działania te pozwoliłyby sukcesywnie zastępować biomasą importowane paliwa kopalne i przyczyniłyby się do rozwoju przemysłu wytwarzającego np. kotły na biomasę czy linie technologiczne produkujące biomasę przetworzoną, jak pellet czy brykiety.

A jednak 8 stycznia br. wprowadzono moratorium w sprawie wycinki drzew w lasach. Wzbudziło to niemałe zamieszanie w branży drzewnej.

Dotknęło zarówno duże przedsiębiorstwa, jak i małe, np. ZUL-e. Czy planowane jest odwieszenie moratorium albo wprowadzenie działań wsparcia dla firm drzewnych?

Moratorium to największy projekt ochrony przyrody w Polsce od czasów wprowadzenia programu Natura 2000. Prawie 100 tys. ha zostało objęte ochroną. Wpływ gospodarczy jest minimalny, zysk z powodu zachowania bioróżnorodności jest nie do przecenienia.

Moratorium jest instrumentem interwencyjnym, pracujemy nad trwałym wyłączeniem z gospodarki leśnej 20% lasów w Polsce. Można chronić lasy cenne przyrodniczo i społecznie, i jednocześnie dostarczać dla przemysłu odpowiednio dużo surowca. Wiemy, jak to zrobić, konsekwentnie realizujemy plan – w ramach Ogólnopolskiej Narady o Lasach pracujemy nad rekomendacjami zmian dla wyłączeń, jednocześnie ograniczamy eksport nieprzetworzonego drewna, aby zapewnić surowiec dla przemysłu.

Posiadane przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska dane wskazują jednoznacznie, że moratorium z 8 stycznia 2024 r. na ograniczenie lub wyłączenie z pozyskania drewna w najcenniejszych przyrodniczo i społecznie obszarach (1,3% obszarów zarządzanych przez Lasy Państwowe),) zmniejszyło pozyskanie drewna na cennych przyrodniczo terenach. Spełniło też oczekiwania społeczne, nie wpływając znacząco na działanie branży drzewnej. Dlatego moratorium

Rząd nie powinien ingerować w kontakty między producentami, importerami, dystrybutorami lub sprzedawcami biomasy, dopóki ta będzie spełniać kryteria zrównoważonego rozwoju oraz ograniczenia emisji gazów cieplarnianych

będzie kontynuowane. Dyrektor Generalny Lasów Państwowych przygotuje jego aktualizację w oparciu o założenia, że łączny obszar objęty moratorium nie może ulec zmniejszeniu i uwzględniać prowadzenie prac przez lokalne przedsiębiorstwa leśne.

Resort klimatu i środowiska we współpracy z PGL

Lasy Państwowe i Ministerstwem Rozwoju i Technologii ogłosił pakiet dla przemysłu, gwarantujący stabilny rozwój firm w tym sektorze i w obecnej sytuacji rynkowej. Poza tym w Lasach Państwowych nadal trwają prace nad rozwiązaniami zabezpieczającymi realizację umów przez zakłady usług leśnych.

Przywołam przykłady Austrii i Niemiec, które pokazują, że w regionach zalesionych wykorzystanie drewna i biomasy w celach grzewczych jest powszechne i nie spotyka się z ograniczeniami, jak to dzieje się w Polsce. Czy mamy spodziewać się kolejnych obostrzeń?

Muszę zaznaczyć, że z polskich przepisów powszechnie obowiązujących nie wynika zakaz używania urządzeń grzewczych opalanych drewnem, ani też ogólny zakaz spalania takiego paliwa. W 2018 r. zostały określone wymagania jakościowe dla paliw stałych węglowych wprowadzanych do obrotu z przeznaczeniem do użycia w gospodarstwach domowych i w instalacjach spalania o nominalnej mocy cieplnej mniejszej niż 1 MW. Wymagania te wprowadzono poprzez „Ustawę o zmianie ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw oraz ustawy o Krajowej Administracji Skarbowej” oraz pakiet rozporządzeń wykonawczych. Przywołane wyżej akty prawne nie wprowadzają ograniczeń w stosowaniu drewna jako opału.

Jednak musimy mieć świadomość, że emisja zanieczyszczeń pochodzących ze spalania paliw stałych w gospodarstwach domowych, w tym biomasy, stanowi w Polsce główne źródło zanieczyszczenia powietrza pyłem zawieszonym PM10, PM2,5 oraz benzo(a)pirenem, które mają negatywny wpływ na zdrowie ludzi i środowisko. Dlatego władze lokalne poprzez uchwały antysmogowe wprowadzają ograniczenia wykorzystania biomasy do celów grzewczych w indywidualnych źródłach ciepła.

Określają one m.in. rodzaje lub jakość paliw dopuszczonych do stosowania lub których stosowanie jest zakazane na danym obszarze lub parametry techniczne lub rozwiązania techniczne lub parametry emisji instalacji, w których następuje spalanie paliw, dopuszczonych do stosowania na tym obszarze. W większości uchwał antysmogowych wprowadzonych przez sejmiki 14 województw przyjęto zakaz spalania biomasy stałej o wilgotności w stanie roboczym powyżej 20% lub paliw zawierających taką biomasę np. mokrego drewna.

Dodam, że obecnie trwają w naszym resorcie prace nad ustawą o zmianie ustawy Prawo ochrony środowiska oraz niektórych innych ustaw, nad wprowadzeniem upoważnienia do określenia w drodze rozporządzenia wymagań jakościowych dla paliw stałych biomasowych wprowadzanych do obrotu z przeznaczeniem do użycia w gospodarstwach domowych oraz w instalacjach spalania o nominalnej mocy cieplnej mniejszej niż 1 MW.

HSW GROUP

Poniatowskiego 24 66-436 Słońsk biuro@hswgroup.pl www.hswgroup.pl

Dostarczamy matryce, płaszcze rolek oraz inne części zamienne dla produkcji każdego rodzaju pelletu.

do wszystkich głównych marek granulatorów, lub według rysunku technicznego części

Trwają też prace nad projektem rozporządzenia

Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie wymagań jakościowych dla biomasy drzewnej pozyskanej z drzew i krzewów w postaci brykietu lub pelletu. W dalszej perspektywie wprowadzane będą zmiany w przepisach ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw oraz niektórych innych ustaw, będące podstawą dla zbudowania kompleksowego systemu monitorowania, kontrolowania jakości paliw stałych biomasowych, w tym opracowania i ustanowienia metod badania jakości paliw, metod poboru próbek paliw oraz wzoru świadectw jakości, a także zasad kontroli i sankcji.

Poza tym jako kraj członkowski UE, musimy brać pod uwagę dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE). Już w preambule do dyrektywy 2015/2193 z 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania dostrzega się problem negatywnego wpływu na stan jakości powietrza przy wzroście wykorzystania biomasy jako paliwa. Na równie negatywny wpływ na środowisko i zdrowie ludzi, spalanie paliw w sektorze komunalno-bytowym, odpowiedzialnym za prawie 91% całkowitej krajowej emisji PM2,5 (w którym znaczący udział ma również biomasa), wskazuje Dyrektywa 2016/2284 z 14 grudnia 2016 r. w sprawie redukcji krajowych emisji niektórych rodzajów zanieczyszczeń atmosferycznych, zmiany dyrektywy 2003/35/WE oraz uchylenia dyrektywy 2001/81/WE. Zatem

maksymalna średnica matrycy to 1300 mm, otwory od 0,8 mm do 25 mm

tel. +48 664 691 034 j.hasny@hswgroup.pl

tel. +48 664 691 634 o.chirko@hswgroup.pl

REKLAMA

Pracujemy nad trwałym wyłączeniem z gospodarki leśnej 20% lasów w Polsce.

Można chronić lasy

cenne przyrodniczo i społecznie, i jednocześnie dostarczać

dla przemysłu odpowiednio dużo surowca

musimy rozważnie podchodzić do wykorzystania biomasy i wymagań jakościowych, wobec tego typu produktu.

Zainteresowanie biomasą, zwłaszcza sektora ciepłowniczego, nie maleje. Odpowiedzią na nie są już funkcjonujące oraz przygotowywane programy wsparcia…

To prawda. NFOŚiGW dysponuje szeroką ofertą wsparcia finansowaną ze środków unijnych i krajowych, jak: Fundusze Europejskie na Infrastrukturę, Klimat, Środowisko 2021-2027 (FEnIKS), Fundusz Modernizacyjny (FM), Krajowy Plan Odbudowy i Zwiększania Odporności (KPO).

Obecnie dla sektora ciepłowniczego prowadzone są nabory w ramach programu Digitalizacja sieci ciepłowniczych (FM) (II nabór wniosków trwa do 30.09.2024 r.) oraz OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa (FM) (I nabór wniosków do 17.12.2024 r.)

Planujemy również nabory w ramach Funduszu Modernizacyjnego – Kogeneracja dla ciepłownictwa (FM) i Kogeneracja powiatowa (FM). Budżet pierwszego programu wynosi 3 mld zł, z czego dotacje to 1,5 mld zł, a pożyczki 1,5 mld zł. W ramach drugiego rozdysponujemy 1 mld zł, w tym 0,5 mld zł dotacji i 0,5 mld zł pożyczek.

Beneficjentami obu programów mogą być przedsiębiorcy, wytwarzający ciepło i energię o mocy zamówionej niemniejszej niż 50 MW (kogeneracja dla ciepłownictwa) lub poniżej 50 MW (Kogeneracja powiatowa), gdzie co najmniej 70% ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji w roku kalendarzowym zostanie wprowadzone do publicznej sieci ciepłowniczej. Przedstawione przez

nich projekty mogą zostać zrealizowane do 2030 r.

Kolejnym źródłem finansowania przedsięwzięć biomasowych jest kontynuacja programu. Ciepłownictwo powiatowe – na budżet programu w formie dotacji przewidziano 1,3 mld zł. Zakładamy, że program przyczyni się do zwiększenia udziału energii odnawialnej wykorzystywanej w ciepłownictwie, co zostało określone w działaniu B.1.1.1

Inwestycje w źródła ciepła (chłodu) w systemach ciepłowniczych w KPO. Dofinansowanie przeznaczone będzie na budowę, modernizację i przebudowę instalacji wykorzystujących wyłącznie odnawialne źródła energii i technologie niskoemisyjne do produkcji ciepła w systemach ciepłowniczych. Projekty przedłożone przez przedsiębiorców, będą musiały być zgodne z zasadą DNSH (Do No Significant Harm) i zrealizowane do połowy 2026 r.

Na realizację programu FEnIKS działanie 2.1 otrzymamy z UE ok. 1,83 mld EUR. Dofinansowanie w formie pożyczki z dotacją w ramach jednej operacji posłuży głównie na budowę lub modernizację jednostek wysokosprawnej kogeneracji z OZE i modernizację sieci ciepłowniczej. Dodatkowo, sektor ciepłowniczy będzie mógł skorzystać z działania 2.2 FEnIKS dla energetyki odnawialnej. Przedsiębiorcy, jednostki samorządów terytorialnych czy administracja publiczna będą mogli wykorzystać pulę 338 mln EUR m.in. na budowę lub rozbudowę jednostek wytwarzania w OZE z takich źródeł jak biogaz i biometan, wraz z magazynami energii elektrycznej lub ciepła.

Czy zatem biomasa ma szansę „zazielenić” ciepło w Polsce?

Priorytetowym zadaniem Ministerstwa Klimatu i Środowiska jest sprawne przeprowadzenie procesu transformacji energetycznej. Rezultatem podejmowanych działań będzie ograniczenie emisji CO2, a także uniezależnienie sektora ciepłowniczego od paliw importowanych, jak gaz ziemny i węgiel kamienny. W efekcie koszty ponoszone przez wytwórców ciepła zostaną ograniczone, co przełoży się na akceptowalny społecznie poziom cen ciepła.

Biomasa jest jednym z możliwych nośników energii, której potencjał wykorzystania w ciepłownictwie jest wysoki, ale właściwa ocena tych możliwości powinna wynikać z lokalnych uwarunkowań i energetycznej wizji władz samorządowych.

1. OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa

• Termin naboru: 16.04.2024 r. – 17.12.2024 r. lub do wyczerpania alokacji środków

• Beneficjenci: przedsiębiorcy wytwarzający ciepło lub ciepło i energię elektryczną

• Dotacja: do 70% kosztów kwalifikowanych

• Pożyczka preferencyjna (do 300 mln zł): do 50% (WIBOR 3M = 0,5%)

• Alokacja: 2 mld zł Rodzaje inwestycji: minimalna moc - 2 MWt: pompy ciepła, kolektory słoneczne i geotermia wraz z możliwością przyłączenia do sieci ciepłowniczej i budową magazynu (energii lub ciepła).

2. Kogeneracja dla Ciepłownictwa

• Termin naboru: planowany na III kwartał 2024 r.

• Beneficjenci: przedsiębiorcy wytwarzający energię o zainstalowanej mocy cieplnej i/lub elektrycznej nie mniejszej niż 50 MW

• Dotacja: do 50% kosztów kwalifikowanych

• Pożyczka preferencyjna (do 300 mln zł): do 100% (WIBOR 3M = 0,5%)

• Alokacja: 3 mld zł Rodzaje inwestycji: minimalna moc - 10 MW: kogeneracja pracująca w oparciu o ciepło odpadowe, OZE, paliwa gazowe, mieszanki gazów, gaz syntetyczny lub wodór wraz z możliwością przyłączenia do sieci ciepłowniczej i budową magazynu (energii lub ciepła).

3. Kogeneracja Powiatowa

• Termin naboru: planowany na III kwartał 2024 r.

• Beneficjenci: przedsiębiorcy wytwarzający energię o zainstalowanej mocy cieplnej i/lub elektrycznej poniżej 50 MW

• Dotacja (od 1 mln zł): do 50% kosztów kwalifikowanych

• Pożyczka preferencyjna (od 1 do 100 mln zł): do 100% (WIBOR 3M = 0,5%)

• Alokacja: 1 mld zł Rodzaje inwestycji: minimalna moc - 1 MW: kogeneracja pracująca w oparciu o ciepło odpadowe, OZE, paliwa gazowe, mieszanki gazów, gaz syntetyczny lub wodór wraz z możliwością przyłączenia do sieci ciepłowniczej, elektroenergetycznej i gazowej oraz budową magazynu (energii lub ciepła).

Kontakt z nami:

EURO-MOST, ul. Wiertnicza 138, 02-952 Warszawa tel. 22 827 27 30

e-mail: biuro@euro-most.eu, https://euro-most.eu

JÓZEF KOWALCZYK – PREZES tel. 501 712 020

e-mail: biuro@euro-most.eu

Jesteśmy na rynku od 2002 roku

Zaufało nam >700 Klientów

Zrealizowaliśmy >1800 projektów

Nasi Klienci otrzymali >5 mld PLN

Dotacje do systemów ciepłowniczych

Sektor ciepłownictwa zużywa 23 mln t węgla rocznie (tylko o 7 mln t mniej niż energetyka). Emituje rocznie blisko 65 mln t dwutlenku węgla, co stanowi blisko jedną czwartą krajowej emisji. Większość przedsiębiorstw ciepłowniczych wytwarza energię cieplną w przestarzałych kotłach spalających węgiel, nie spełnia więc wymogu udziału 75% ciepła pochodzącego z kogeneracji lub 50% z OZE.

Tosprawia, że zgodnie z dyrektywą unijną nie osiąga statusu przedsiębiorstwa efektywnego ciepłowniczo, a w rezultacie nie może korzystać ze środków unijnych, gdyż UE dopuszcza dofinansowanie jedynie „efektywnych systemów ciepłowniczych”.

Zasada ta nie obowiązuje w odniesieniu do środków krajowych.

Przez wiele lat podstawowym czynnikiem ograniczającym inwestycje w systemy ciepłownicze była bardzo słaba kondycja finansowa przedsiębiorstw ciepłowniczych. Osiągane przez nie przychody często nie pokrywały nawet bieżących kosztów. Tym bardziej więc nie miały one środków na inwestycje. Brak też było jakiejkolwiek strategii dla ciepłownictwa. Działania organów rządowych i Urzędu Regulacji Energetyki koncentrowały się wyłącznie na utrzymaniu cen ciepła na niskim poziomie, a najbardziej znanym i powtarzanym z roku na rok programem był program „aby do wiosny”. W ostatnich latach sytuacja zmieniła się nieco na lepsze za sprawą polityki URE i istotnego podwyższenia maksymalnych dopuszczalnych cen ciepła. Średnia cena ciepła wzrosła z 44,33 zł za GJ w 2020 r. do 76,39 zł za GJ w 2022 r. i 119,39 zł w 2024 r., co pozwala większości przedsiębiorstw ciepłowniczych wypracować skromne środki na niezbędne inwestycje.

/ Józef Kowalczyk, prezes Fundacji Euro-Most

Dyrektywa EED

Zgodnie dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/1791 z 13.09.2023 r. w sprawie efektywności energetycznej (dyrektywa EED), za efektywne sieci ciepłownicze do 2044 r. będą mogły być uznane systemy, w których zastosowano co najmniej 75% energii odnawialnej, 75% ciepła odpadowego lub 75% energii odnawialnej i ciepła odpadowego, albo w których całkowity udział energii odnawialnej, ciepła odpadowego lub ciepła wytwarzanego w wysokosprawnej kogeneracji

Dla przedsiębiorstw wytwarzających ciepło, zorientowanych już teraz na wykorzystanie odnawialnych źródeł, NFOŚiGW otworzył nabór wniosków o dofinansowanie w ramach programu priorytetowego „OZE – źródła ciepła dla ciepłownictwa”

Dotacje i pożyczki

Programy NFOŚiGW przewidują dotacje do 50% wydatków kwalifikowanych oraz pożyczki na okres do 15 lat, uzupełniające montaż finansowy projektów do 100% nakładów inwestycyjnych.

wyniesie co najmniej 95%, a dodatkowo całkowity udział energii odnawialnej lub ciepła odpadowego wyniesie co najmniej 35%. Od 2045 r. promowanie zastosowania wysokosprawnej kogeneracji zostanie zniesione, a po 2049 r. efektywny system ciepłowniczy będzie opierał się wyłącznie na energii ze źródeł odnawialnych i cieple odpadowym.

W związku z takim ukształtowaniem okresu przejściowego, na drodze dochodzenia do modelu docelowego w 2050 r., istotna może być rola wysokosprawnej kogeneracji w bieżących rozwiązaniach ciepłowniczych dotyczących źródeł energii. Uwzględniając te uwarunkowania Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej przygotowuje programy finansowe pomocy publicznej dla dwóch odrębnych kategorii przedsiębiorstw ciepłowniczych:

4 posiadających system ciepłowniczy o zamówionej mocy cieplnej nie mniejszej niż 50 MW, 4 posiadających system ciepłowniczy o zamówionej mocy cieplnej mniejszej niż 50 MW. Przedmiotem dofinansowania będą inwestycje polegające na budowie lub przebudowie instalacji wysokosprawnej kogeneracji wykorzystujących:

4 ciepło odpadowe,

4 energię ze źródeł odnawialnych, 4 paliwa gazowe (np. gaz ziemny, mieszanki gazów, gaz syntetyczny) lub wodór,

4 i takich, które zapewnią zasilanie publicznej sieci ciepłowniczej na poziomie nie mniejszym niż 70% wytworzonego ciepła użytkowego.

Wydatkami kwalifikującymi się do pomocy publicznej będą także nakłady na przyłącze do publicznej sieci ciepłowniczej i magazyny ciepła.

Program dla większych przedsiębiorstw – Kogeneracja dla Ciepłownictwa – ukierunkowany będzie na projekty zakładające przyrost mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 10 MW, natomiast program dla przedsiębiorstw mniejszych – Kogeneracja Powiatowa, będzie służył finansowaniu projektów o mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 1 MW. Programy finansowania wysokosprawnej kogeneracji dla ciepłownictwa przewidują okresy aplikowania w II połowie 2024 r. Budżet Kogeneracji dla Ciepłownictwa wynosi 3 mld zł, a budżet Kogeneracji Powiatowej – 1 mld zł.

Dla przedsiębiorstw wytwarzających ciepło, zorientowanych już teraz na wykorzystanie odnawialnych źrodeł, NFOŚiGW otworzył nabór wniosków o dofinansowanie w ramach programu priorytetowego „OZE – źródła ciepła dla ciepłownictwa”. Przedmiotem kwalifikacji są inwestycje polegające na budowie lub przebudowie źródeł energii cieplnej o mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 2 MW, z zastosowaniem jednego z trzech poniższych rozwiązań:

4 pompy ciepła, 4 kolektory słoneczne, 4 geotermia,

4 i takich, które zapewnią zasilanie publicznej sieci ciepłowniczej na poziomie nie mniejszym niż 70% wytworzonego ciepła użytkowego.

Wydatkami kwalifikującymi się do pomocy publicznej są także nakłady na przyłącze do publicznej sieci ciepłowniczej i magazyny ciepła.

NFOŚiGW oferuje dotacje do 50% wydatków kwalifikowanych oraz pożyczki na okres do 15 lat, w wysokości do 70% nakładów inwestycyjnych.

Budżet programu to 2 mld zł.

Nabór jest prowadzony do 17.12.2024 r.

Józef Adam Kowalczyk

Prezes Fundacji Euro-Most Fundacja Euro-Most – firma doradcza, która przygotowuje wnioski z dofinansowaniem inwestycji z funduszy krajowych i unijnych. Kontakt: tel.: +48 501 712 020, e-mail: biuro@euro-most.eu

Drewno energetyczne wciąż niezdefiniowane

Kwestia drewna energetycznego jest niezwykle istotna, gdyż wpływa na ceny energii i potencjał produkcji w przetwórstwie drewna. Mimo to, rozporządzenie które ten surowiec definiuje, zawiera szereg nieprecyzyjnych stwierdzeń i wątpliwych rozwiązań. Jeśli przepisy wejdą w życie w obecnym kształcie, to branżę czeka chaos.

Napoczątku lipca br., na stronie Rządowego Centrum Legislacji pojawił się projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie szczegółowych cech jakościowo-wymiarowych drewna energetycznego. Dokument stanowi propozycję dla uzupełnienia Prawa energetycznego. Obecnie projekt jest na etapie konsultacji.

Można wszystko?

Celem rozporządzenia jest zlikwidowanie sytuacji, w której energetyka zawodowa sięga po drewno pełnowartościowe do wykorzystania w kotłach na biomasę. Gdyby jednak dokument ukazał się w Dzienniku Ustaw w obecnej formie, nie byłoby żadnych barier dla spalania wielu przydatnych w przemyśle sortymentów drewna. – Możemy wskazać setki zakładów drzewnych, które w które obecnie w toku normalnej produkcji posiadają na stanie magazynowym surowiec drzewny pozyskany z Lasów Państwowych, którego przeważająca część, w myśl pierwotnej wersji rozporządzenia, byłaby zakwalifikowana jako drewno energetyczne – wskazuje w piśmie wystosowanym w związku z konsultacjami projektu rozporządzenia Piotr Poziomski, prezydent Polskiej Izby Gospodarczej Przemysłu Drzewnego.

Rozporządzenie szczegółowo wytycza przesłanki, które mają stanowić o zakwalifikowaniu drewna jako energetyczne. Jednak w parametrze wymiarowym już na etapie konsultacji wskazano jeden poważny błąd. – Ustalenie, iż przy długości drewna do 3 m, średnica górna jest równa lub większa niż 5 cm bez kory lub 7 cm z korą, oznacza brak górnego limitu średnicy górnej, a więc faktyczne objęcie definicją drewna energetycznego wszystkich sortymentów drewna okrągłego, łącznie z np. tartacznym – uważa PIGPD. Izba zgłosiła konieczność zastąpienia słowa „większa” słowem „mniejsza”. Wątpliwości budzi także fakt, że pomiędzy wytycznymi jakościowymi i wymiarowymi pojawił się spójnik „oraz”. Opiniodawcy wnioskują, by rozłączyć te dwa obszary słowem „lub”. – Zastosowanie spójnika „oraz” prowadzi do pytania: co w przypadku, gdy spełniona będzie druga przesłanka – drewno będzie miało wady, a jednocześnie nie będzie spełniona pierwsza przesłanka dotycząca rozmiaru. Czy w takiej sytuacji drewno ma pozostać niewykorzystane? Istnieje ryzyko, że surowca nie zużyje ani przemysł drzewny, ani energetyka – nawet drewno zgniłe, odrzucone przez przemysł, nie może wtórnie zostać zakwalifikowane jako drewno

BIOMASA W PRAWIE

energetyczne bez posiadania określonych rozmiarów – uważają eksperci Konfederacji Lewiatan.

Pomieszanie pojęć

Kolejne wątpliwości budzą zaginione definicje. Brakuje chociażby objaśnienia dla poszczególnych sortymentów, które wylicza ustawodawca: „produkty uboczne powstałe z przetworzenia drewna,

niezanieczyszczone substancjami niewystępującymi naturalnie w drewnie, powstające w zakładach przerobu drewna, w postaci kory, strużyn, odziomków pomanipulacyjnych, wałków połuszczarskich, trocin, wiórów, zrębków, zrzyn lub szczap”.

– Wymienione w projekcie rozporządzenia pozostałości produkcyjne stanowią w obecnym brzmieniu zapisu katalog zamknięty, podczas gdy ich

REKLAMA

Brak dokładnej definicji upraw energetycznych i stawiania jakichkolwiek wymogów daje

możliwość dowolnej interpretacji przepisów

nazewnictwo nie jest znormalizowane i stanowi często nazwy zwyczajowe i regionalizmy. Literalne brzmienie przepisu w projektowanym kształcie może spowodować brak możliwości wykorzystania na cele energetyczne pewnych sortymentów produktów ubocznych – powstających w wyniku przetworzenia drewna – zwraca uwagę w swojej opinii do rozporządzenia Orlen.

Konieczność doszczegółowienia pojawia się także przy § 3, który stanowi, że drewno energetyczne to „surowiec drzewny, którego przemysłowe wykorzystanie jest ekonomicznie nieuzasadnione ze względu na jego obniżoną wartość techniczną i użytkową”. Bo na jakiej podstawie miałby być określany ten brak ekonomicznego uzasadnienia i obniżona wartość?

Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych podkreśla, że projektowane zapisy nie objaśniają tej kwestii. Nie wskazano też wytycznych dotyczących momentu, w którym taka ocena ma nastąpić oraz podmiotu, który oceny dokonuje.

Podobnie niedookreślony jest parametr obniżonej wartości technicznej i użytkowej. – W rozporządzeniu

nie odniesiono się do trybu klasyfikowania drewna jako drewna energetycznego, nie wskazano jaki podmiot byłby właściwy do dokonywania takiej kwalifikacji – brakarz, inna instytucja, producent lub dostawca, któremu nie udało się zbyć drewna na cele inne niż energetyczne? Z rozporządzenia nie wynika ponadto, czy będzie ono nakładało nowe obowiązki w zakresie prowadzenia dokumentacji, czy wystarczające będzie w tym przedmiocie oświadczenie dostawcy realizującego dostawy lub produkującego biomasę dla potrzeb energetyki. Czy planowane jest przyjęcie rozporządzenia ze wzorem oświadczenia lub formą oznaczenia dokumentacji, która potwierdzi kwalifikację biomasy? – dopytuje Polska Grupa Energetyczna. Wejście w życie rozporządzenia oznacza zmiany dla wszystkich uczestników rynku. Zaimplementowanie takich przepisów z dnia na dzień – jest praktycznie niemożliwe. Nic dziwnego, że przedstawiciele sektora biomasowego liczą na pojawienie się półrocznego vacatio legis. Takie oczekiwanie zgłasza m.in. IGCP, PTEZ oraz Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie. W normalnym trybie rozporządzenie weszłoby w życie w 8 dni po ogłoszeniu go w Dzienniku Ustaw.

Wątpliwości budzi też zagadnienie upraw energetycznych. Brak ich dokładnej definicji i stawiania jakichkolwiek wymogów daje możliwość dowolnej interpretacji przepisów.

– Wnosimy o przytoczenie zapisu dotyczącego konieczności potwierdzania statusu gruntu oraz pochodzenia takiego materiału w postaci zrębki drzewnej z upraw energetycznych. Należy wprowadzić

XR3000 I XR2000

W WERSJI MOBIL-E I STATIC Elektryczne silniki synchroniczne UNTHA Eco Drive i napęd bezpośredni rotora odpowiedzią na obniżenie kosztów operacyjnych przedsiębiorstw!

Więcej informacji: tel.: +48 12 642 18 96, e-mail: info@untha.pl www.untha.com/pl

REKLAMA

mechanizm i zapis pozwalający na iden kację pochodzenia tego drewna w celu przeciwdziałania nadużyć – proponuje w swojej opinii Polska Rada Pelletu.

Pytanie o skutki

Jak realnie rozporządzenie będzie oddziaływać na branżę? Liczba zgłoszonych uwag w m zakresie wskazuje, że ustawodawca zbyt mało uwagi poświęcił odpowiedzi na to pytanie. – Zaznaczamy, że Ocena Skutków Regulacji nie uwzględnia wpływu projektowanego rozporządzenia na ograniczenie podaży drewna energe cznego, a w konsekwencji na możliwy wzrost cen energii elektrycznej. Zgodnie z informacjami przedstawionymi przez wiceministra klimatu i środowiska w wywiadzie dla DGP: „Do przemysłu drzewnego może tra ć dodatkowe 1,5 mln m3 surowca, który wcześniej tra ał do energe ki”. W prak ce oznacza to, że podaż w skali Polski może być niższa o około 15%, co powinno zostać poddane analizie w ramach OSR – sygnalizuje Konfederacja Lewiatan.

Na podobnym stanowisku stoją stowarzyszenia zrzeszające przedstawicieli sektora energe ki. – Ocena skutków regulacji projektowanego rozporządzenia powinna uwzględniać: skalę źródeł wy órczych, na które będą oddziaływać projektowane regulacje, tj. liczbę zarówno istniejących jak i planowanych jednostek wykorzystujących biomasę na cele energeczne wraz z określeniem ich zapotrzebowania na ten surowiec; szacunek poprzedzony stosowną analizą, w zakresie poziomu dostępności drewna energecznego [mln t/r] dla sektora ciepłownic a i energe ki; analizę wpływu projektowanych regulacji na poziom cen zakupu biomasy na cele energe czne, a także potencjalnego oddziaływania na poziom cen wy arzanego ciepła i energii elektrycznej – opiniuje Polskie Towarzys o Energe ki Zawodowej.

PTEZ wskazuje także, że w konsultacjach do czących rozporządzenia nie wzięły udziału małe i średnie przedsiębiors a oraz zrzeszające je związki zawodowe. Ustawodawca założył, że takich podmiotów projektowane rozwiązania nie do czą. Jednak w rzeczywistości mogą one doprowadzić do zmniejszenia dostępnego wolumenu biomasy, co przełoży się na mniejsze zyski rm.

W projekcie nie wzięto pod uwagę także tego, że proponowana charakterys ka drewna energe cznego

w znaczącej części pokrywa się z surowcem, jakiego potrzebuje branża meblarska, celulozowa, pelletowa czy producenci płyt drewnopochodnych. Przedstawiciele Ogólnopolskiej Izby Gospodarczej Przemysłu Meblarskiego, Stowarzyszenie Producentów Płyt Drewnopochodnych w Polsce oraz Federacja Przedsiębiorców Polskich wyraziły zaniepokojenie ograniczeniem dostępu do ważnych surowców.

– […] produk uboczne, takie jak trociny, zrębki, zrzyny to drewno pełnowartościowe dla przemysłu płytowego. Zważywszy na to, że cała branża od dłuższego czasu boryka się z niedoborem surowca i związanymi z m wysokimi cenami, w ocenie FPP należy raz jeszcze gruntownie przeanalizować proponowane regulacje – pisze Marek Kowalski, przewodniczący FPP.

Po konsultacjach projekt zostanie skierowany do właściwych komitetów i do komisji prawniczej. Na ch etapach będzie ustalane m.in. czy jest on zgodny z przepisami unijnymi. Po ewentualnych poprawkach nastąpi podpisanie przez ministra klimatu i środowiska i publikacja w Dzienniku Ustaw, co przypieczętuje wejście dokumentu w życie.

Daria Lisiecka

Biomasa jest naszym zasobem. Czas potraktować ją poważnie

Jak projekt rozporządzenia Ministerstwa Klimatu i Środowiska z 2 lipca bieżącego roku w sprawie szczegółowych cech jakościowo-wymiarowych drewna energetycznego ocenia przedstawiciel branży biomasowej? O opinię oraz ocenę bieżącej sytuacji w branży biomasowej poprosiliśmy Wojciecha Kościelnego, eksperta branży drzewnej związanego z firmą EP Resources.

W Polsce od lat funkcjonują normy (lub też warunki techniczne zmieniane co jakiś czas, i będące tematem niekończących się dyskusji o ich przydatności) określające jakość drewna i tym samym porządkujące jego przydatność dla wykorzystania w poszczególnych sektorach przemysłu drzewnego oraz innych obszarach, nazwijmy to, wytwórczo-bytowych.

Przemysł bazujący na drewnie stanowił przez całe dekady bazę odbiorców surowca, która nie musiała martwić się o jego dostępność. Obecna dyskusja dotycząca tego, co uznać za drewno energetyczne jest efektem zmian wynikających z nowo dostępnych źródeł energii, ale również z potrzeb przemysłu, który nauczył się wykorzystywać ten sam materiał, który jest w kręgu zainteresowania energetyki.

Opublikowanego przez MKiŚ projektu rozporządzenia dot. drewna energetycznego nie popierają organizacje pozarządowe, z którymi resort, w szczególności podsekretarz stanu Mikołaj Dorożała, współpracował przy tworzeniu dokumentu, realizując wszystkie postulaty ww. organizacji, wbrew jakimkolwiek głosom płynącym ze środowisk w dowolny zawodowy (w sensie użytkowania) sposób, związanych z zasobami naturalnymi. Czy zaproponowany przez MKiŚ projekt zostanie poprawiony pod dyktando NGO-sów, czy lobby energetyczne wywrze nacisk i pełny nieścisłości

dokument ujrzy światło dzienne w zaproponowanym kształcie? Czas pokaże.

Nieścisłości rozporządzenia

Skoro w Polsce mamy normy określające przydatność poszczególnych sortymentów dla odbiorców drewna, dlaczego nie pozostawić całej reszty wolnemu rynkowi? Jeżeli pozwolimy by to koszty transportu i przerobu drewna składały się na decyzję zakupową, może okazać się, że cała reszta jest niepotrzebnym zamieszaniem służącym tylko politycznej grze na emocjach.

W projekcie rozporządzenia użyto bardzo wg mnie nieprecyzyjnego zwrotu „bardziej korzystny gospodarczo sposób”. Ma on sugerować, że spalanie drewna określonego jako „energetyczne” jest mniej wartościowe, niż użycie go do innej produkcji niż elektryczna lub cieplna. Co jednak w sytuacji, gdy poprzez bardziej ekonomiczny sposób rozumie się produkcję energii, np. z uwzględnieniem redukcji CO2? Wszak CO2 to dziś zaklęcie odmienianie przez wszystkie przypadki, a drewno jako odnawialne źródło energii stanowi element zamkniętego obiegu tego związku chemicznego.

Polska nie może liczyć na energię ze słońca, wiatru, wody w stopniu pozwalającym na całkowitą

BIOMASA LEŚNA

rezygnację ze spalania paliw stałych. Gaz, który spełniał oczekiwania walczących o czyste powietrze, nie spełnia ich w oczach walczących o redukcję CO2. Mamy za to ogromny potencjał leżący w biomasie, w postaci drewna i pozostałości z przerobu drewna –czyli z materiału, który dziś jest tematem przedmiotowej dyskusji.

Skąd się ona bierze? Przemysł oskarża energetykę o nieuczciwą konkurencję. Rozporządzenie dot. drewna energetycznego stanowi o kaskadowym wykorzystaniu surowca (w tym kontekście surowcem staje się poprodukcyjna pozostałość w postaci np. trocin lub zrębków), natomiast nie ma w nim ani słowa o zakazie ich spalania. Staje się jasne, że Ministerstwo Klimatu i Środowiska znajduje się pod presją lobby wskazującego, że pozbawienie energetyki tak istotnego elementu jak pozostałości poprodukcyjne to zwyczajnie strzał w kolano. Niekonsekwencji w rozporządzeniu jest więcej. W dokumencie czytamy, że poprzez wprowadzoną regulację „Lasy zwiększą bazę klientów drewna, zwiększą swą sprzedaż”. Ale w jaki sposób? Przecież katalog wad kwalifikujących surowiec jako drewno energetyczne jest dość obszerny, a zostaje nim (w myśl rozporządzenia) po spełnieniu lub niespełnieniu jakiejkolwiek jednej cechy jakościowo-wymiarowej wymienionej we wspomnianym spisie. Zatem kaskadowość wykorzystania surowca redukuje się do drewna pełnowartościowego, a tym samym wracamy do punktu wyjścia, czyli mamy przysłowiową sztukę dla sztuki. Interesująco przedstawia się lista korzyści dla biznesu po wdrożeniu rozporządzenia – resort nie wskazuje żadnych minusów swego pomysłu. Pomysłodawcy nie dostrzegają, że niekonsekwencje w zapisach wykluczających się wzajemnie postanowień, pozwalają na dość dowolną interpretację zapisów rozporządzenia.

/ Wojciech Kościelny, EP Resources

Ile mamy w Polsce drewna? Według danych Biura Urządzania Lasu, w Polsce przyrasta co rok ok 9 m3 drewna/ha. Mamy 9 mln ha lasów. Prosty rachunek daje nam 81 mln m3 drewna odkładającego się na pniu co rok. Pozyskanie to 38 mln3 rocznie.

Załóżmy, że rację mają ci, którzy twierdzą, że te 81 mln m3 to zdecydowanie przeszacowana liczba.

Przyjmijmy zatem, że pracownicy BUL „pomylili się”. O ile? 10 mln, czy 20? Jeśli przyjmiemy, że zamiast 81 – co roku przyrasta nam 60 mln kubików drewna, to pozyskanie nawet 50 mln m3 rocznie byłoby bez straty dla trwałości lasów w Polsce. Zwiększenie pozyskania oznacza: 4 niższą cenę surowca, 4 zwiększenie jego podaży, 4 wzrost konkurencyjności polskich przedsiębiorstw, 4 większy dostęp do pozostałości pozrębowych dla energetyki,

zdj. Archiwum prywatne

Dziś drewno, ktore można by uznać za energetyczne kosztuje w LP 160-200 zł/m3

To daleko poza granicą jakiejkolwiek opłacalności

dla dostawców biomasy

4 niższe ceny biomasy pochodzącej z leśnictwa, 4 pobudzenie rynku pracy w sektorze produkcji i dostaw biomasy, przetwórstwa drewna, transportu, produkcji maszyn, i wiele innych,

4 obniżenie temperatury sporu pomiędzy energetyką a przemysłem bazującym na drewnie okrągłym i pozostałościach produkcyjnych pochodzących z przerobu drewna,

4 większe pozyskanie oznacza większą produkcję drzewną, co przekłada się na spadek cen wyrobów, zwiększenie podaży drewna poużytkowego, spadek cen takiego drewna i zwiększenie jego udziału w produkcji przemysłu płytowego,

4 pobudzenie handlu, sprzedaży mebli, wyrobów drewnianych, drewnopochodnych, 4 pobudzenie budownictwa, 4 redukcję odległości transportowych.

Czy nie o to właśnie chodzi? Poprzez jeden prosty zabieg można pogodzić wszystkie strony sporu, dbając jednocześnie o ograniczenie eksportu drewna nieprzetworzonego, ale również zrębków drzewnych. Oznacza to oczywiście spór z lobby organizacji pozarządowych walczących zaciekle z pozyskaniem drewna, lobby dbającym o energetykę wiatrową, solarną, etc., choć w mojej ocenie – niekoniecznie. Kwestie gospodarowania zasobami środowiska naturalnego są moim zdaniem wykorzystywane do tworzenia podziałów – duża część społeczeństwa bardzo łatwo poddaje się narracji, która nie odzwierciedla realnej sytuacji, a służy jedynie pseudoekologom i budowaniu ich pozycji. Emocje towarzyszą kwestiom pozyskania drewna, a w tym kontekście produkcji energii w Polsce. Tym sposobem popadamy w konflikt, gdyż z jednej strony chcemy taniej energii, z drugiej nie akceptujemy faktu, że biomasa

to w Polsce zasób dający nam do niej dostęp. Wolimy słuchać głosu organizacji pozarządowych, które najchętniej zredukowałyby pozyskanie drewna do absolutnego minimum.

Oczywiście niepokój przemysłu związany z niedoborem surowca jest zrozumiały. Każdy chce kupić tyle, by móc spokojnie produkować, i po tyle, by budżet się zgadzał. Dziś drewno, które można by uznać za energetyczne kosztuje w LP 160200 zł/m3. To daleko poza granicą jakiejkolwiek opłacalności dla dostawców biomasy, zważywszy na ceny jakie oferuje energetyka za GJ wytworzony z tego surowca. Inną kwestią pozostają ceny energii. Skoro dostawcy są w stanie sprostać oczekiwaniom energetyki i mogą dostarczać biomasę, nazwijmy to „drzewną”, po 30 zł/GJ, to wyobraźmy sobie, o ile mniej moglibyśmy płacić za prąd przy stworzeniu warunków szerokiego wykorzystania biomasy, w tym pochodzenia rolnego w produkcji energii. To jest coś, na czym powinno się skupić właściwe ministerstwo, zamiast uruchamiać szeroką dyskusję, która w zasadzie sprowadza się do wskazania bezcelowości nic nie dającego, proponowanego rozwiązania.

Należałoby zatem zadać pytanie: Ile powinien kosztować 1 GJ dostarczonej biomasy, by nie opłacało się jej produkować ze zrębki wytworzonej z drewna pełnowartościowego oraz ile powinien kosztować 1 m3 drewna EXW (ex works) by nie opłacało się go zrębkować na potrzeby energetyki? Rolą regulatora jest zatem niedopuszczenie do sytuacji takiej, jak w 2022 r., kiedy ceny paliwa (drewna, węgla, pelletu) zostały w absolutnie sztuczny sposób wywindowane do absurdalnego poziomu, pozwalającego energetyce na szaleństwo zakupowe.

Dziś w sytuacji, kiedy mamy nadpodaż zrębki leśnej na rynku i pewien niedobór zrębki tartacznej, jest dobry moment by wyciągnąć właściwe wnioski na podstawie obserwacji rynku.

Lasy Państwowe poprzez Dyrektora Generalnego odświeżyły ostatnio podnoszony od lat postulat, by drewno zostało uznane za surowiec strategiczny. Może w końcu ktoś pochyli się nad tym pomysłem i porządnie doprowadzi do szczęśliwego końca. Nie jesteśmy słoneczną Kalifornią, Norwegią ani Islandią. Biomasa jest naszym zasobem. Czas potraktować ją poważnie.

Zapewniamy klientom elastyczne podejście i stabilność

Polska ma bardzo ambitne cele zwiększenia udziału źródeł odnawialnych i jesteśmy przekonani, że biomasa będzie miała w tym bardzo istotną rolę. Spodziewamy się, że zapotrzebowanie na nią w ciągu kilkunastu miesięcy znacząco wzrośnie i już się do tego przygotowujemy – zdradza Tomasz Śmilgiewicz, dyrektor sprzedaży w CM Biomass, w rozmowie z Beatą Szczepaniak z Magazynu Biomasa.

Gdak

zdj. Łukasz

CM Biomass to jeden z największych na świecie traderów, ale zarazem znaczący producent biomasy.

W swojej działalności w Polsce, firma skupiała się dotychczas przede wszystkim na imporcie biomasy. Czy udało wam się zrealizować założone cele na tym rynku? W jaki sposób chcecie budować tutaj swoją dalszą obecność?

W tym roku obchodzimy 15-lecie naszej działalności. Przez ten czas wiele się zmieniło. Obecnie produkujemy 1,2 mln t pelletu drzewnego w 11 fabrykach, a łączna sprzedaż biomasy wynosi około 4 mln t. Mamy oddziały w ponad 10 krajach, a w praktyce działamy na wszystkich kontynentach.

W Polsce jesteśmy od blisko 10 lat, importując biomasę. Od kilku lat, w związku ze wzrostem zapotrzebowania, rozpoczęliśmy też import biomasy, głównie pochodzenia rolniczego. Słuchamy naszych odbiorców, analizujemy ich potrzeby i reagujemy na nie. Obserwujemy i wspieramy kilkanaście nowych projektów energetycznych opartych na biomasie, z których część jest bliska wdrożenia. Spodziewamy się, że zapotrzebowanie na biomasę w ciągu kilkunastu miesięcy znacząco wzrośnie i przygotowujemy się do tego.

Jednym z kluczowych elementów jest tu logistyka portowa i lądowa. Planujemy wykorzystać potencjał naszych terminali oraz naszej logistyki, aby zbudować solidne zaplecze.

Importujecie biomasę ze Stanów Zjednoczonych do Europy, ale do waszych terminali w Gdańsku i Szczecinie trafia głównie zboże. Kiedy to może się zmienić?

Importujemy biomasę z Europy, Ameryki, Azji i Afryki, choć największy wolumen pochodzi rzeczywiście z USA. Obydwa terminale grupy CM, w Gdańsku i Szczecinie, specjalizują się obecnie w przeładunku zboża, co wynika z dużego zapotrzebowania rynkowego. Jednak biorąc pod uwagę, że są to bardzo nowoczesne terminale, nie wymagają dużych modyfikacji, aby być gotowymi na zwiększenie potrzeb rynku biomasy. Ponadto ok. 3-4 lata temu eksportowaliśmy pellet drzewny z terminala w Gdańsku.

Polska to duży producent biomasy, jednakże patrząc na planowane inwestycje biomasowe – zarówno w przemyśle, jak i wśród odbiorców indywidualnych (rosnące zainteresowanie kotłami na biomasę) – wydaje się, że bez podmiotów, które będą ją dostarczały z zewnątrz może się nie udać zaspokoić rosnącego popytu. Dla takich firm jak CM Biomass to chyba dobra wiadomość?

To dobra wiadomość dla całego rynku biomasy, ale też dla mieszkańców Polski, bo oznacza to

zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych. W kraju jest bardzo dużo indywidualnych kotłów na pellet i na biomasę. Ta liczba cały czas rośnie. Produkowana w Polsce biomasa ma w większości wysokie parametry jakościowe i spodziewamy się, że docelowo będzie ona dedykowana rynkowi odbiorców indywidualnych. Natomiast energetyka zawodowa potrzebuje biomasy o mniejszych wymaganiach w zakresie niektórych parametrów i tu pojawi się bardzo duży potencjał dla importu.

Krajowi producenci biomasy i pelletu narzekają na sytuację na rynku oraz na ceny i nie patrzą na rynek tak optymistycznie. Z czego może to wynikać?

To nie jest zaskoczeniem, te same problemy mają producenci w innych krajach. Rozchwianie rynku, jakie miało miejsce w 2022 r. tylko początkowo przyniosło korzyści producentom z powodu bardzo wysokich cen. Długofalowo rynek potrzebuje stabilizacji, bo to wpływa korzystnie na koszty i ceny.

Branża w napięciu obserwuje planowane zmiany w prawie, np. dotyczące nowej definicji drewna energetycznego. Czy, i w jaki sposób pana zdaniem,

/ Gdański Terminal Masowy – Gdansk Bulk Terminal

otoczenie prawne może w najbliższym czasie wpłynąć na polski rynek?

Rozumiemy troskę Ministerstwa Klimatu i Środowiska o racjonalne wykorzystanie drewna w Polsce. Z całą pewnością musimy uniknąć sytuacji spalania pełnowartościowego drewna. Razem z całą branżą biomasową i energetyczną wnieśliśmy uwagi do projektu i mamy nadzieję, że zostaną one wnikliwie przeanalizowane. Polska ma bardzo ambitne cele zwiększenia udziału źródeł odnawialnych i jesteśmy przekonani, że biomasa będzie miała w tym bardzo istotną rolę.

Porozmawiajmy o rynkach zagranicznych – jak ogłoszona wiosną upadłość największego na świecie producenta pelletu, firmy Enviva, wpływa na rynek globalny i europejski? Czy ma to jakieś znaczenie także dla Polski?

Obecnie nie wywołało to większych zmian, ponieważ wszystkie fabryki firmy Enviva nadal produkują.

Jest bardzo prawdopodobne, że te fabryki nadal będą działały w nowych strukturach właścicielskich, gdy – i jeżeli – postępowanie upadłościowe zostanie

zakończone. Jesteśmy przekonani, że na sytuację na rynku miałoby wpływ wstrzymanie produkcji przez wiele fabryk, co jednak nie wydaje się prawdopodobnym scenariuszem.

Gdyby porównać rynek biomasy w Polsce z innymi krajami Europy i świata, w których CM Biomass prowadzi działalność – jakie można by wskazać różnice?

Występują różnice, ale trudno je jednoznacznie oceniać na plus czy na minus. Polski rynek jest bardzo rozproszony, istnieje bardzo wielu producentów i dostawców biomasy, co z jednej strony zwiększa konkurencyjność a z drugiej utrudnia zakupy bardzo dużym odbiorcom. Krajowe zapotrzebowanie na biomasę jest w Polsce na tyle duże, że przestajemy być tak bardzo wrażliwi na rynkowe zmiany na świecie, jeśli chodzi o rynek pelletu drzewnego. Niewątpliwie dużą różnicą jest krótkoterminowe kontraktowanie zarówno biomasy, jak i surowca do produkcji. W naszym przypadku mamy możliwość zawarcia umowy nawet na kilka lat, dając naszym klientom stabilność i umożliwiając długofalowe planowanie.

CM BIOMAS S

CM BIOMAS S

Sundkrogsgade 11 • 2100 Copenhagen • www.cmbiomass.com

Sundkrogsgade

Tomasz Śmilgiewicz, Dyrektor Sprzedaży, Polska • tomasz.smilgiewicz@cmbiomass.com Mads Thomsen, Dyrektor Zarządzający Globalnym Portfolio Produktów • mads.thomsen@cmbiomass.com

REKLAMA

Polski rynek biomasy ma szansę wyjść z szarej strefy

Czy ciepłownie w Polsce dokonujące zakupów biomasy o wartościach setek tysięcy lub nawet milionów euro, mogą ocenić czy cena odzwierciedla rzeczywistą sytuację na rynku?

Według Ramunasa Waszkiewicza, kierownika ds. rozwoju rynku w „Baltpool” – niestety nie jest to możliwe.

Ramunas

Waszkiewicz wskazuje problem, który nie pozwala polskim nabywcom biomasy w postaci zrębki lub pelletu, ocenić czy płacona cena jest właściwa. Finalnie cierpią na tym portfele mieszkańców.

– W Polsce istnieją referencyjne ceny gazu, węgla, energii elektrycznej, ale biomasy – nie. W ten sposób tworzy się szara strefa, miejsce do spekulacji, korupcji i podejrzanych relacji – wskazuje kierownik ds. rozwoju rynku biomasy w „Baltpool”. Ustalenie ceny referencyjnej biomasy jest kluczowym elementem transparentności i efektywności rynku. W obliczu spadku cen rynek doświadcza samozadowolenia, opierając się na nieaktualnych informacjach z poprzedniego roku. To „uśpione” środowisko rynkowe uniemożliwia kupującym ocenę aktualnych warunków i szybką reakcję. Cena referencyjna to punkt odniesienia w czasie rzeczywistym, pomagający uczestnikom podejmować świadome decyzje. Bez tego punktu kupujący nie są w stanie dostrzec zmian w dynamice rynku, ryzykując błędne inwestycje i utratę okazji. Wprowadzenie ceny referencyjnej usprawnia proces podejmowania decyzji, zmniejsza niepewność,i sprawia, że ceny stają się bardziej konkurencyjne i racjonalne.

– Polska może wykorzystać swoje bogate zasoby biomasy stosując odpowiednią politykę i zwiększając

Dzięki wejściu „Baltpool” na rynki krajów nadbałtyckich, firmy nie tylko wyeliminowały ryzyko nieotrzymania wymaganej ilości biomasy na czas, lecz również robią to niższym kosztem

konkurencyjność. Może stać się silnym graczem i znacząco przyczynić się do zrównoważonego rozwoju gospodarki. Jednak pomimo dużego potencjału, większość mocy produkcyjnych biomasy w kraju pozostaje niewykorzystana, a uczestnicy rynku znajdują się w tytułowej szarej strefie – mówi R. Waszkiewicz.

Brak transparentności Według eksperta, głównym wyzwaniem polskiego rynku jest transparentność. Kraje bałtyckie przed przystąpieniem do handlu biomasą na giełdzie „Baltpool” również borykały się z tym problemem. – Dziś kupujący w krajach bałtyckich dobrze znają rynek. W Polsce zaś można go zrozumieć jedynie retrospektywnie – podkreśla R. Waszkieiwcz.

Zdaniem specjalisty, sprzedający, opierając się na cenie referencyjnej, może określić czy na rynku występuje niedobór, czy też nadmiar produktu.

– W ten sposób podejmowana jest świadoma decyzja o inwestycji lub jej wstrzymaniu. Podobnie kupujący może ocenić czy teraz opłaca mu się kupować, czy może warto poczekać na większą podaż i niższe ceny.

Dzięki temu, cała branża działa w bezpieczniejszym środowisku, a wraz ze spadkiem ryzyka zmniejszają się koszty. Nacisk kładziony jest na zwiększanie efektywności, a nie zarządzanie ryzykiem. Stroną podażową kierują nie spekulacje i budowanie relacji z nabywcami, ale efektywność – tłumaczy R. Waszkiewicz.

Drzwi otwarte dla drobnych graczy

Pojawienie się takiej giełdy zachęca małe i średnie firmy do większej aktywności – muszą pokonać stawiane przed nimi znaczne bariery w procesie wejścia na rynek. – Mała firma może przekształcić się w średnią, a średnia – w dużą. Ze zmniejszenia koncentracji rynku nie są zadowolone największe firmy, dla których ta sytuacja może być bolesna. Jednak tylko w ten sposób można zapewnić warunki wszystkim, nie tylko czołowym dostawcom, a w ostatecznym rozrachunku zyską na tym cała branża i społeczeństwo – dodaje. Druga strona medalu – nabywcy biomasy na Łotwie i w Estonii płacili dodatkowo, aby zapewnić objętości dostaw. Dzięki wejściu „Baltpool” na te rynki, firmy nie tylko wyeliminowały ryzyko nieotrzymania wymaganej ilości biomasy na czas, lecz również robią to niższym kosztem. – Dziś, celem w Polsce jest przekonanie dużych nabywców do handlu na giełdzie, ponieważ to oni najbardziej doceniają transparentność. Tacy nabywcy mają kluczowe znaczenie dla całego łańcucha dostaw, dlatego biorą odpowiedzialność za rynek. Obecnie na polskim rynku dominują dostawcy, a my chcemy, by to nabywcy nawigowali rynek – zostali gospodarzami własnego łańcucha dostaw. Obecnie takie pole do manipulacji na pewno istnieje – sugeruje R. Waszkiewicz. Zdaniem przedstawiciela „Baltpool” krok ten ostatecznie przełoży się na niższą cenę również dla końcowych odbiorców ciepła i energii elektrycznej – mieszkańców, gdyż pojawienie się giełdy zaostrzy konkurencję na rynku.

Ramunas Waszkiewicz

Międzynarodowa giełda biomasy BALTPOOL

Zrównoważona biomasa w ciepłownictwie i energetyce

Ciepłownictwo systemowe jest jednym z tych sektorów, które pilnie potrzebują zmiany struktury paliwowej oraz działań poprawiających efektywność energetyczną systemów wytwarzania i dystrybucji ciepła. Najnowsze opracowania sektorowe dotyczące osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 r. wskazują na istotną zmianę w postrzeganiu biomasy stosowanej na cele energetyczne.

Biomasa wykorzystywana do celów energetycznych jest określona w dyrektywie RED. W Polsce w ubiegłym roku zaimplementowano dyrektywę RED II, której rygorystyczne wymagania w zakresie biomasy prowadzą do uzyskania bardzo czystego paliwa.

Biomasa bez definicji W raportach dotyczących dekarbonizacji coraz częściej można spotkać pojęcia „sustainable biomass” oraz „modern solid biomass”. Z tym drugim nie mamy problemu, bo zrównoważona biomasa wg słownika Komisji Europejskiej (EU Energy Policy) oznacza tę, która jest produkowana w sposób minimalizujący negatywny wpływ na środowisko naturalne i wspiera lokalne społeczności. Modern solid biomass, to nowoczesna bioenergia uzyskana z biomasy stałej, wykluczając tradycyjne, niskoefektywne spalanie w prymitywnych paleniskach. Nowoczesna bioenergia obejmuje zaawansowane technologie przetwarzania biomasy, takie jak pelletyzacja, brykietowanie oraz stosowanie zaawansowanych pieców i kotłów na biopaliwa stałe, charakteryzujących się wysoką wydajnością energetyczną i niską emisją zanieczyszczeń. Technologie te pozwalają na efektywniejsze wykorzystanie dostępnych zasobów, zwiększając

wydajność energetyczną i minimalizując negatywny wpływ na środowisko. W przeciwieństwie do tradycyjnych metod spalania biomasy, nowoczesna bioenergia z biomasy stałej przyczynia się do redukcji emisji CO2 oraz innych szkodliwych substancji, wspierając cele zrównoważonego rozwoju i ochrony klimatu.

Biomasa liderem OZE

Warto przyjrzeć się w jakim stopniu biomasa jest wykorzystywana w sektorze ciepłownictwa systemowego, w przemyśle, sektorze bytowo-komunalnym oraz gospodarstwach domowych, czyli w ogrzewnictwie indywidualnym. W 2022 r. zużycie energii pochodzącej z biomasy stałej wynosiło 566,1 PJ, co stanowi ponad 64% energii z OZE oraz ponad 8% ogółem w polskim miksie energetycznym (rys. 1). Biomasa stała jest obecnie nadal najważniejszym źródłem odnawialnej energii do produkcji ciepła zarówno w Polsce, jak i w Unii Europejskiej, znacząco przyczyniając się do redukcji emisji gazów cieplarnianych i wspierając krajowe cele zrównoważonego rozwoju. Pomimo rosnącej roli innych OZE, takich jak energia wiatrowa i słoneczna, biomasa stała nadal pozostaje kluczowym elementem polskiego miksu energetycznego,

/ Elektrociepłownia w Rotterdamie współspalająca biomasę z węglem

przyczyniając się do stabilności i bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Obecnie większość biomasy w rolnictwie i przemyśle przetwórczym jest wykorzystywana w sposób nieefektywny, przewożona na duże odległości, które wynikają z kontraktów, gdzie liczy się jedynie cena i parametry jakościowe.

Polska jest jednym z wiodących producentów pelletu w Unii Europejskiej. Nasze produkty zasilają urządzenia grzewcze w Niemczech, Włoszech i Danii. Coraz bardziej rygorystyczne regulacje prawne wymusiły na producentach doskonalenie technologii, co poskutkowało powstaniem wysokiej jakości urządzeń grzewczych, w stosunkowo niskich cenach. Emisja z urządzeń klasy 5 z ekoprojektem spadła nawet 100-krotnie, w porównaniu do urządzeń pozaklasowych. Pellet podlega certyfikacji i badaniom jakości, które potwierdzają jego bezpieczeństwo dla środowiska oraz dobre właściwości spalania. W analizie IEA (International Energy Agency) przewiduje się, że do 2050 r. ponad 60% globalnej podaży bioenergii, wynoszącej 100 EJ, będzie pochodzić ze zrównoważonych strumieni odpadów, które nie

Pomimo rosnącej roli innych

OZE, biomasa stała nadal pozostaje kluczowym elementem polskiego miksu energetycznego

wymagają specjalnego użytkowania gruntów. Obejmuje to odpady rolnicze, organiczne odpady komunalne i pozostałości z przemysłu leśnego. Wśród tych strumieni leśne pozostałości z przetwórstwa drewna i wycinki zapewnią 20 EJ bioenergii w 2050, co stanowi mniej niż połowę obecnego szacowanego potencjału technicznego. Inwestycje w zbiórkę i sortowanie odpadów odblokują dodatkowe 45 EJ bioenergii z innych zrównoważonych źródeł, głównie wykorzystywanej do produkcji biogazu i zaawansowanych biopaliw. Pozostałe 40 EJ bioenergii w 2050 r. będzie wymagać użytkowania gruntów, w porównaniu do 25 EJ pochodzących z obecnych upraw i plantacji na obszarach

Rys.

n Biopaliwa stałe n Energia wiatru n Energia wody n Energia słoneczna n Pompy ciepła

n Biogaz n Biopaliwa ciekłe n Odpady komunalne n Energia geotermalna

leśnych. Nacisk zostanie położony na bioenergię z drzewiastych roślin o krótkiej rotacji, uprawianych na gruntach uprawnych, pastwiskach lub gruntach marginalnych, dostarczających 25 EJ bioenergii w 2050 r. Te uprawy mogą generować dwukrotnie więcej bioenergii na hektar niż konwencjonalne uprawy,

n Biopaliwa stałe n Energia wiatru n Energia wody n Energia słoneczna n Pompy ciepła

n Biogaz n Biopaliwa ciekłe n Odpady komunalne n Energia geotermalna

z których obecnie pozyskuje się biomasę. Kolejne źródło to zrównoważone plantacje leśne i nasadzenia drzew w systemach rolno-leśnych, które nie kolidują z produkcją żywności ani bioróżnorodnością. Zrównoważone plantacje zakładane poza istniejącymi lasami mogą zwiększać zasoby węgla organicznego

Rys. 2. Światowa podaż na bioenergię w latach 2010–2050 (na podstawie „Net Zero by 2050” IEA)

n Konwencjonalne uprawy bioenergetyczne

n Tradycyjne wykorzystanie biomasy n Strumienie odpadów organicznych

n Pozostałości lasów i drewna

n Rośliny drzewiaste o krótkiej rotacji n Nasadzenia leśne

Energia (EJ).

i dostarczać nieco ponad 10 EJ bioenergii w 2050 r. Całkowita powierzchnia gruntów przeznaczonych na bioenergię wzrośnie o 80 mln ha, w tym 30 mln ha nowych lasów, co zwiększy globalną powierzchnię lasów o 1%. Krótkoterminowe uprawy drzewne zajmą 50 mln ha, co da łącznie 140 mln ha gruntów przeznaczonych na bioenergię do 2050 r., z czego połowa to grunty marginalne lub pastwiska, a połowa to pola uprawne, na podobnym poziomie jak obecnie. Kluczowe znaczenie będzie miała certyfikacja produktów związanych z bioenergią oraz ścisła kontrola użytkowania gruntów, aby uniknąć konfliktów związanych z ich przekształcaniem na potrzeby bioenergii.

Polityka wyhamowuje

W tym miejscu warto wspomnieć o strategii rozwoju wykorzystania bioenergii i roli nowoczesnej biomasy w osiągnięciu celów polityki klimatyczno-energetycznej w Polsce, lecz lata zaniedbań i braku zainteresowania rozwojem tego sektora gospodarki spowodowały, że trudno zacytować choćby jeden optymistyczny fragment. PEP2040 została opracowana przez pryzmat rozwoju mocy wytwórczych energii elektrycznej, gdzie trudno doszukać się konkurencyjności cenowej technologii biomasowych wobec innych OZE. Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu z grudnia 2019 r. zasygnalizował cele ramowe dla biomasy do 2030 r., które w mojej opinii nie miały przełożenia na realizację, bo nie było takiego departamentu w ministerstwie, który miałby się zająć ich wdrażaniem. Czekamy na strategię. Biomasa ma potencjał, aby stać się fundamentem zrównoważonej i niskoemisyjnej gospodarki energetycznej w sektorach ciepłownictwa niesystemowego, ogrzewnictwa, przemysłowych układach kogeneracyjnych i trigeneracyjnych w okresie transformacji. Modernizacja sektora wykorzystującego biomasę do celów energetycznych, inwestycje w nowoczesne technologie spalania i zgazowania oraz zrównoważone zarządzanie zasobami to cele, które powinny znaleźć się we wspomnianej strategii, na którą czeka branża producentów biopaliw, dostawców surowców do ich produkcji, sektor B+R oraz konsumenci.

Tomasz Mirowski IGSMIE PAN Pracownia Technologii Przetwarzania Bioenergii

Więcej na www.magazynbiomasa.pl

CIEPŁO Z NATURY

EKOMAT MR

PALIWO: rozdrobnione odpady biomasy

FRAKCJA: <100 mm (G50, G100), WILGOTNOŚĆ: <50% ZAKRES MOCY: 1000–5000 kW

Zespół Energetyczny EKOMAT MR przeznaczony jest do spalania biomasy w postaci zrębek drewna iglastego, liściastego, kory itd. o wilgotności do 50%. Ceramiczna komora spalania wyposażona jest w ruchomy ruszt z napędem hydraulicznym i szufladowym podawaniem paliwa. Wodny kocioł przepływowy o czterociągowym biegu spalin wyposażony jest w płomieniówkowy wymiennik ciepła.

EKOMAT RTPO

PALIWO: odpady drzewne, płyty meblowe i drewnopochodne (MDF, HDF), FRAKCJA: <30 mm

WILGOTNOŚĆ: <25%, ZAKRES MOCY: 520–3000 kW

Zespół Energetyczny EKOMAT RTPO przeznaczony jest do spalania odpadów drzewnych zakwalifikowanych jako „inne niż niebezpieczne”. Ceramiczna komora spalania wyposażona jest w palenisko retortowe oraz ruchomy ruszt z napędem mechanicznym. Dodatkowe komory dopalania zapewniają czas przebywania gazów spalinowych w środowisku wysokich temperatur (powyżej 850°C) na poziomie minimum 2 sekund.

KOTŁY WYSOKOTEMPERATUROWE

Oferowane w wersji EKOMAT MR Możliwość doboru parametrów wyjściowych, w zależności od potrzeb klienta

ZAKRES MOCY: 1000–5000 kW

Kotły wodne wysokotemperaturowe są oferowane w wersji Ekomat MR. Dobór paleniska zależy od potrzeb klienta, a parametry wyjściowe czynnika grzewczego są ustalane na etapie sporządzania oferty. W gamie oferowanych produktów znajdują się także kotły parowe.

Grzewcze Sp. z o.o. S.K.A. Nowina 35, 82-300 Elbląg intermet@intermet.biz tel. +55 232 66 64 tel. +48 502 530 364 www.intermet.biz

REKLAMA

Biomasa ogrzeje jeszcze więcej polskich miast

Umożliwia osiągnięcie i utrzymanie statusu efektywnej sieci ciepłowniczej, zmniejsza ryzyko większych opłat za uprawnienia do emisji CO2, pozwala wykorzystać lokalne zasoby, ogranicza koszty, na dodatek można na nią otrzymać dofinansowanie –inwestycja w kotły na biomasę to kierunek, który wybiera coraz więcej zakładów ciepłowniczych w Polsce.

Wkwietniowym wydaniu Magazynu Biomasa prezentowaliśmy inwestycje biomasowe

w Hajnówce, Sanoku, Brzegu, czy Ostródzie Śląskiej, a do listy przedsiębiorstw, które stawiają na to paliwo, dołączają już kolejne. Nie bez przyczyny – za przejściem z węgla na OZE przemawiają już nie tylko względy ekologiczne, ale przede wszystkim ekonomiczne, jak i konieczność spełnienia kryteriów dyrektywy EED (ang. Energy Efficiency Directive) o efektywności energetycznej. W całej Polsce działa już ponad 100 instalacji biomasowych o mocy ponad 5 MW.

PGE stawia na biomasę w Gdyni

PGE Energia Ciepła podpisała umowę na budowę w Elektrociepłowni Gdynia instalacji do spalania biomasy bazującej na kotle wodnym o mocy 30 MWt. Nowy kocioł, który stanie do wiosny 2027 r., posiadać będzie odrębną instalację oczyszczania i wyprowadzenia spalin, a jednocześnie zostanie wpięty do systemu ciepłowniczego równolegle z pozostałymi źródłami ciepła. Instalacja będzie więc mogła pracować samodzielnie, jak i wspólnie z pozostałymi urządzeniami. W ramach inwestycji o wartości 150 mln zł wybudowany zostanie także zamknięty plac na magazynowanie biomasy. Podstawowym paliwem biomasowym spalanym w EC Gdynia będą certyfikowane zrębki drzewne, trociny i kora w stanie naturalnym niepoddanym

Grzegorz Krystek

Prezes Zarządu

PGE Energia Ciepła S.A.

Budowa instalacji biomasowej w Gdyni rozpoczyna kolejny etap transformacji elektrociepłowni w kierunku niskoemisyjnego wytwarzania ciepła dla miejskiego systemu ciepłowniczego, obejmującego Gdynię, Rumię, Redę i Gminę Kosakowo. Od 2028 r. w miksie energetycznym systemu ciepłowniczego udział OZE powinien wynosić 5%, przy jednoczesnej produkcji energii elektrycznej i ciepła w technologii kogeneracji w co najmniej 80%. W wyniku wykorzystania przez gdyńską elektrociepłownię biomasy jako odnawialnego źródła energii, system ciepłowniczy w Gdyni uzyska status efektywnego energetycznie już rok wcześniej. Pozwoli to dalej rozwijać sieć ciepłowniczą i przyłączać do niej nowych odbiorców.

obróbce chemicznej (w ilości 80-100%), a uzupełniającym – certyfikowane zrębki z wierzby energetycznej oraz certyfikowana biomasa agro w postaci zrębek drzewnych z upraw z sadów owocowych (do 20%).

/ Elektrociepłownia w Ciechanowie konsekwentnie stawia na biomasę

Dzięki wykorzystaniu takiego biopaliwa gdyński system ciepłowniczy spełni warunek dyrektywy EED wytwarzania ciepła co najmniej w 80% w technologii wysokosprawnej kogeneracji i udziału energii odnawialnej w systemie w ilości co najmniej 5%.

Kocioł na biomasę to kolejny etap realizacji Planu Dekarbonizacji w Elektrociepłowni Gdyńskiej.

Wcześniej zlikwidowano tam największy ciepłowniczy kocioł węglowy, który zastąpiono trzema kotłami o mocy 90 MW zasilanymi olejem lekkim, a docelowo gazem. Trwa także realizacja umowy na budowę instalacji kogeneracyjnej opartej na silnikach gazowych. Łącznie na inwestycje w ramach transformacji w EC Gdynia, PGE Energia Ciepła w ciągu

zdj. Elektrociepłownia Ciechanów

REKLAMA

/ Kocioł na biomasę w miejskiej ciepłowni w Sieradzu

najbliższych 5 lat przeznaczy około 630 mln zł. Ma to pozwolić na zredukowanie do 2027 r. emisji CO2 o prawie 200 tys. ton – to ilość, jaką przez 200 dni emituje cały transport drogowy w Gdyni.

Efektywny Ciechanów

Na laurach nie spoczywa także Ciechanów. Tamtejsza elektrociepłownia rocznie dostarcza mieszkańcom miasta ponad 430 tys. GJ ciepła oraz wytwarza około 24 tys. MWh energii elektrycznej. W 2023 r. spółka Elektrociepłownia Ciechanów w ramach strategii dekarbonizacji zakończyła pierwszy etap wymiany konwencjonalnych źródeł węglowych na jednostki wytwarzające ciepło i energię elektryczną w kogeneracji. Uruchomiono elektrociepłownię na biomasę o mocy 13 MWt z turbiną parową (1,1 MWe) oraz dwa systemy kogeneracji gazowej o sumarycznej mocy cieplnej 3,5 MWt oraz 3 MWe. I choć nowe jednostki pozwoliły spółce osiągnąć status efektywnego systemu ciepłowniczego, to w maju tego roku podpisano umowę na kolejne nowe źródło ciepła OZE o mocy 8 MWt. Kocioł parowy opalany węglem zostanie zastąpiony kotłem na biomasę (zrębki). Wartość inwestycji to ponad 44 mln zł brutto, z czego 16 mln zł stanowi pozyskane dofinansowanie dotacją z programu NFOŚiGW Ciepłownictwo Powiatowe. Nowe źródło OZE pozwoli wytworzyć ok. 104 tys. GJ energii cieplnej rocznie (w 2023 r. spółka dostarczyła 422 tys. GJ).

W sumie z nowymi źródłami kogeneracyjnymi oddanymi do eksploatacji w ub. roku, inwestycja umożliwi wytwarzanie aż 80% ciepła z OZE i kogeneracji gazowej zamiast z węgla. W efekcie elektrociepłownia wyemituje rocznie o blisko 13 tys. ton CO2 mniej. Dlaczego Elektrociepłownia Ciechanów stawia właśnie na biomasę?

– Niestety, nasze miasto leży poza strefą wysokotemperaturowych źródeł geotermalnych oraz ma zbyt mały potencjał strumienia odpadów dla spalarni czy biogazowni o istotnej dla systemu mocy. Natomiast bliskość regionu mazursko-kujawskiego oferuje zasoby odpadów zrębki leśnej z przetwórstwa drewna dla przemysłu meblarskiego i pokrewnego. To m.in. potwierdzenie dostępności wystarczających zasobów zrębki drzewnej w promieniu do 100 kilometrów zadecydowało o wyborze kierunku wymiany węgla na biomasę – wyjaśnia Małgorzata Niestępska, prezes zarządu Elektrociepłowni Ciechanów.

Nie bez znaczenia jest również fakt, że Elektrociepłownia Ciechanów jest objęta systemem handlu uprawnieniami do emisji EU ETS. Nowe źródła OZE pozwolą ograniczyć ryzyko wzrostu cen uprawnień do emisji, a tym samym zapewnić bezpieczeństwo dostaw ciepła w cenie stabilnej długoterminowo.

Geotermalno-biomasowy Sieradz

Ciekawy miks źródeł ciepła zastosuje w nadchodzącym sezonie grzewczym Sieradz.

Małgorzata Niestępska Prezes Zarządu

Elektrociepłownia

Ciechanów Sp. z o.o.

Nowa jednostka budowana w bezpośrednim sąsiedztwie elektrociepłowni na biomasę będzie stanowić logiczny ciąg technologiczny na nowe paliwo mające status OZE. Więcej mocy w OZE utrwali nasz status efektywnej sieci ciepłowniczej zgodnie z nowymi definicjami. Aktualnie Spółka dysponuje mocami wytwórczymi OZE, kogeneracjami gazowymi oraz ciepłem odpadowym, co pozwoli utrzymać status efektywnego systemu ciepłowniczego po 2035 r., a więc umożliwi nieograniczony rozwój i przyłączanie nowych obiektów i budynków jako priorytetowe rozwiązanie dostaw ciepła. Spółka może także liczyć na dostęp do wsparcia finansowego ze środków unijnych i krajowych na modernizację i rozwój.

– Projekt budowy nowej ciepłowni miejskiej w oparciu o odnawialne źródła energii zrodził się w 2018 r., kiedy to miasto Sieradz w ramach programu wiercenia geotermalnych otworów badawczych realizowanego praktycznie w 100% ze środków NFOŚiGW, wykonało i udokumentowało otwór Sieradz GT-1. Na bazie tej dokumentacji została opracowana koncepcja budowlano-techniczna wykorzystania ciepła geotermalnego na potrzeby ciepła systemowego –opowiada Witold Stefaniak, prezes PEC w Sieradzu. Wybudowana „od zera” nowa ciepłownia wyposażona została w pompy ciepła (o mocy 2×10 MW) zasilane solanką, kotły do spalania gazu (2×7,09 MW z ekonomizerami), jak również w kocioł biomasowy (8,80 MW z ekonomizerem). Łączna moc cieplna instalacji wynosi 31,5 MW (różnica pomiędzy sumą mocy nominalnych zainstalowanych urządzeń a mocą określoną w koncesji, wynika z wykorzystania części energii na potrzeby własne – red.).

– Wykorzystanie pomp ciepła i kotłów zasilanych dwoma rodzajami paliwa ma zabezpieczyć jak największą elastyczność instalacji i możliwość wykorzystania tych źródeł, które w danym momencie będą najbardziej efektywne ekonomicznie. Dodatkowo,

kogeneracja gazowa zapewnia samowystarczalność w zakresie zapotrzebowania na energię elektryczną –wyjaśnia prezes W. Stefaniak. Nowa ciepłownia kosztowała 137,6 mln zł netto (w tym 73,5 mln zł dofinansowanie NFOŚiGW). Na razie działa „na pół gwizdka”. – W okresie letnim nie mamy możliwości uruchomienia jednocześnie wszystkich urządzeń wytwórczych ze względu na zbyt niskie zapotrzebowania miasta na ciepło (produkcja wyłącznie na potrzeby ciepłej wody użytkowej). Aktualnie pracuje część geotermalna ciepłowni wspomagana jednym kotłem gazowym oraz kogeneracja gazowa. Pozostałe urządzenia, w tym kocioł biomasowy, zostaną przywrócone do ruchu w okresie jesiennym – tłumaczy W. Stefaniak. Wtedy też do ciepłowni zaczną trafiać pierwsze dostawy biomasy w postaci zrębków drzewnych, pochodzących z terenów w promieniu

100-120 km od Sieradza. Geotermia i biomasa zabezpieczą zapotrzebowanie miasta na ciepło przez

8-9 miesięcy w roku. W pozostałych miesiącach, wspomagać je będą kotły węglowe.

Sieradzki PEC szacuje, że roczne zapotrzebowanie na miał węglowy spadnie o ok. 22 tys. ton. A to oznacza nie tylko korzyści ekologiczne, ale i wymierne oszczędności – jak szacują w Sieradzu, ograniczenie zużycia węgla tylko w tym roku pozwoli zredukować wydatki na zakup uprawnień do emisji CO2 aż o 3 mln zł!

Są dotacje na ciepło z biomasy Po biomasę do produkcji ciepła ustawiają się kolejne miasta, którym już udało się zdobyć dofinansowanie ze wspomnianego wcześniej programu Ciepłownictwo Powiatowe. W instalacje zasilane biomasą – budowę nowych lub w modernizację istniejących –zainwestują m.in. Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Bielsku Podlaskim, Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Morągu, Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Piszu, czy Przedsiębiorstwo Gospodarki Komunalnej w Radomsku. Na pozytywną decyzję o przyznaniu dofinansowania czeka również Zakład Energetyki Cieplnej Prudnik w Lubrzy. Realizacja zaplanowanej tam budowy kotła biomasowego, farmy fotowoltaicznej i pomp ciepła, zależy właśnie od tego, czy uda się pozyskać dofinansowanie z NFOŚiGW.

Lech Bojarski

Praktyczne zastosowanie biomasy w świetle aktualnych uwarunkowań

Spośród wykorzystywanych w energetyce i ciepłownictwie paliw, jedynie szeroko rozumiana biomasa ma praktyczny potencjał dla wytwórców energii elektrycznej i ciepła, pozwalający na spełnienie wymagań odnośnie neutralności klimatycznej oraz na osiągnięcie wymaganych poziomów efektywności energetycznej.

Podstawową zaletą biomasy jest możliwość jej czasowego, krótkookresowego składowania oraz peletyzowania. Jednak ograniczenia tych technologii skutkują rozwijaniem technologii termolizy, której produktami są toryfikat lub biowęgiel o parametrach fizykochemicznych pozwalających na ich bezpośrednie zastosowanie w kotłach energetycznych. Ponadto, przetworzona termiczne biomasa może być bezproblemowo składowana dowolnie długo, posiadając niską zawartość popiołu, chloru i alkaliów, dobrą podatność przemiałową oraz wartość opałową co najmniej porównywalną z miałem węglowym. Co istotne, zastosowanie toryfikatu lub biowęgla w kotłach nie wiąże się z koniecznością ich modernizacji dla nowego rodzaju paliwa. Autorzy artykułu dysponują szeregiem rozwiązań technicznych pozwalających na praktyczne implementacje tych technologii w skali przemysłowej. Innym sposobem wykorzystania biomasy jest jej współspalanie z węglem, w istniejących kotłach z rusztem mechanicznym klasy WR, OR itp. Ciepłownie są głównie oparte o stare kotły klasy WR. Z tego powodu współspalanie pozwala na wykorzystanie istniejącej infrastruktury przy niskich nakładach finansowych – skutkując ograniczeniem

emisji CO2 (koszty ETS) oraz wzrostem efektywności energetycznej zakładu. Istnieją trzy podstawowe sposoby współspalania biomasy w kotłach z rusztem mechanicznym:

1. Przygotowanie mieszanki biomasy i miału węglowego na placu – jest to sposób najtańszy i nie wymaga żadnych inwestycji, a przygotowana mieszanka podawana jest do bunkrów węglowych za pomocą istniejącej taśmy nawęglania. Jednak ze względu na różne właściwości fizyczne biomasy i miału zachodzi rozsegregowanie obu paliw w bunkrze węglowym, co sprawia, że mimo prawidłowego mieszania na placu, do kotła trafia paliwo rozdzielone i na ruszcie obserwuje się oddzielne strefy (obszary) spalania węgla i biomasy. Mając na uwadze opór powietrza obu warstw i różną ich szybkość spalania, biomasa spala się szybciej odsłaniając rusztowiny, a miał węglowy w znacznej części pozostaje niewypalony. Mimo praktycznej bezinwestycyjności metoda ta ogranicza wolumen spalanej biomasy do <5% (energetycznie) i może skutkować pogorszonymi parametrami żużla. 2. Spalanie warstwowe poprzez nakładanie biomasy na warstwę węgla (por. np. technologia oferowana przez ZUK Stąporków). W tym rozwiązaniu udział energetyczny spalanej biomasy sięga 5-10%, jednak

przy maksymalnych mocach kotła istnieje ryzyko znacznego unosu najdrobniejszych ziaren biomasy z powierzchni rusztu i zanieczyszczanie powierzchni ogrzewalnych kotła oraz wzrost ryzyka uszkodzenia układu odpylania.

3. Spalanie warstwowe, poprzez nakładanie warstwy miału węglowego na warstwę biomasy. Technologia ta została opracowana przez autorów artykułu i wdrożona na kilku kotłach z rusztem mechanicznym. Dzięki opracowaniu nowatorskiego sposobu nakładania warstw obu paliw na ruszt możliwe jest współspalanie biomasy nawet w ilości przekraczającej 50% (energetycznie). Metoda ta eliminuje wady pozostałych dwóch – pozwalając na proste dostosowanie istniejących kotłów do współspalania biomasy bez ingerencji w układ ciśnieniowy. Czas modernizacji to około 2-5 miesięcy – w zależności od możliwej do wykorzystania infrastruktury oraz zakresu przewidzianych prac. Co istotne, wdrożona technologia pozwala na elastyczne i płynne przechodzenie od procesu spalania tylko węgla do współspalania i prowadzi do przystosowania kotła z rusztem mechanicznym do spalania 100% biomasy (uzyskuje się więc efekt kotła multipaliwowego).

To jest właściwy kierunek modernizacji istniejących kotłów, pozwalający na szybkie przejście ciepłowni i elektrociepłowni na ograniczenie spalania węgla kopalnego i spełnienie wymagań odnośnie oczekiwanej efektywności energetycznej. Nakłady na modernizacje i przystosowanie kotła

Blok kogeneracyjny w EC Megatem

Blok kogeneracyjny w EC Megatem jest opalany zrębką. Zastosowano tu kocioł fluidalny z tzw. złożem bąbelkowym o mocy 50 MW w paliwie. Kocioł o parametrach 56t/h; 67 b, 490oC pozwala na wytworzenie 12 MWe na turbinie przeciwprężnej. Ponadto blok generuje 33 MWt ciepła na wymienniku ciepłowniczym zasilanym z turbiny i dodatkowo ok. 6 do 9 MWt ciepła na układzie odzysku ciepła ze spalin (układ kondensacji spalin).

Blok zbudowano na „zielonym polu” w formule EPC. Generalnym wykonawcą była spółka Energoserwis SA z Lublina w konsorcjum z litewską firmą AxisTech.

do współspalania według metody (3) szacowane są na poziomie od 0,4 do 1,2 mln zł za 1 MWt zainstalowany w biomasie i są konkurencyjne czasowo oraz kosztowo względem budowy nowego kotła biomasowego (co najmniej 3,5-4,5 mln zł/MWt). Należy przy tym pamiętać, że kocioł biomasowy może być zasilany jedynie dedykowanym paliwem, co jest dość ryzykowną inwestycją w przypadku zmian cen lub dostępności biomasy. Dlatego też proponowane wg metody (3) modernizacja istniejących jednostek z rusztem mechanicznym na urządzenia multipaliwowe wydaje się warta rozważenia,

Dariusz Talarowski

Dyrektor Działu

Ofertowania i Zakupów

Energoserwis SA –

Lublin

Zastosowanie biomasy jako paliwa zamiast węgla wiąże się z wieloma wyzwaniami. Część z nich wynika z własności tego paliwa. Jeśli cho dzi o transport – ciężar nasypowy biomasy jest o ponad połowę niższy w porównaniu z miałem węgla kamiennego. Wilgotność 30-55% sama w sobie nie stanowi większego proble mu oprócz tego, że obniża wartość opałową. Natomiast w połączeniu z frakcją podsitową, zanieczyszczeniami w formie ziemi i piasku, tworzy błoto i blokuje drożność instalacji poda wania paliwa. Natomiast w przypadku suchej biomasy mamy do czynienia z dużym zapyle niem i wzrostem zagrożenia wybuchowego. Zanieczyszczenia to kolejna ważna kwestia – co prawda w biomasie drzewnej jest tylko 0,5 do 1% popiołu, ale w praktyce zawartość części niepalnych sięga 4-5%, a czasem więcej. W pro cesie pozyskiwania drewna do biomasy trafiają ziemia, humus, torf, kompost, piasek, a zdarzają się także elementy metalowe (gwoździe, śruby, druty itd.). Nieodpowiednia jakość biomasy bywa przyczyną większości awaryjnych zatrzy mań instalacji. Należy więc zwrócić szczególną uwagę na wybór dostawców biomasy, ciągłą kontrolę jakości i nadzorowanie pracy instala cji, aż do systematycznego prowadzenia czyn ności obsługowych (czyszczenie, smarowanie) włącznie – tylko w ten sposób można uniknąć problemów w pracy instalacji.

pozwalając w niepewnych czasach zwiększyć efek tywność energetyczną systemu oraz łatwo i kosztowo ograniczyć emisję CO

W przypadku ciepłowni i elektrociepłowni posia dających kotły pyłowe możliwe jest bezpośrednie podawanie biomasy wraz z miałem węglowym do młynów węglowych. W tym przypadku jedynie biomasa w formie pelletu może być mielona w niejących młynach – zastosowanie tańszej zrębki

Generalny WykonawcaBloku w ECMegatem

Budowa obiektów kogeneracyjnych i ciepłowniczych

Wykorzystanie ciepła odpadowego i źródeł

niskotemperaturowych w ciepłownictwie

Odejście od paliw kopalnych jako jeden z celów transformacji energetycznej musi bardzo mocno uwzględniać lokalne uwarunkowania, także techniczne i finansowe, związane z możliwością wykorzystania ciepła odpadowego. Przykładem wsparcia implementacji dyrektywy RED w tym zakresie są dwa projekty dofinansowane z programu LIFE: Low2HighDH i REDI4HEAT.

Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (RED III) ustanawiając wiążący ogólny cel unijny dotyczący zapewnienia, aby udział energii ze źródeł odnawialnych w Unii w końcowym zużyciu energii brutto wynosił co najmniej 32% do 2030 r. i wskazując sposoby osiągnięcia go przez kraje członkowskie, odnosi się również do kwestii ciepła i chłodu odpadowego. RED III szczególnie podkreśla rolę pomp ciepła, które poza produkcją energii cieplnej i chłodniczej, pozwalają na wykorzystanie ciepła i chłodu odpadowego. Dyrektywa rekomenduje szybkie wprowadzenie tej technologii, co ma pozwolić na zastąpienie instalacjami OZE kotłów na gaz ziemny i inne paliwa kopalne w sieci ciepłowniczej, przy jednoczesnym zwiększeniu efektywności energetycznej systemów cieplnych.

Projekt Low2HighDH

Realizowany obecnie unijny projekt Low2HighDH ma na celu wsparcie konsultingowe w zakresie

transformacji ciepłowniczych systemów wysokotemperaturowych na systemy niskotemperaturowe w Polsce, Słowacji i na Litwie. Jedną z promowanych technologii są pompy ciepła, w tym wykorzystujące ciepło odpadowe. W ramach projektu grupa wybranych właścicieli systemów wysokotemperaturowych otrzyma bezpłatną pomoc konsorcjum projektowego (w tym ze strony inżynierów Krajowej Agencji Poszanowania Energii) w opracowaniu planów inwestycyjnych, umożliwiających modernizację ich systemu na niskotemperaturowy, spełniający warunki systemu efektywnego energetycznie. Rozpoczęcie procesu kwalifikacji zainteresowanych przedsiębiorstw planowane jest na wrzesień. W ramach projektu opracowywane jest również portfolio rozwiązań technicznych i finansowych, pasujących do realiów beneficjentów z Polski, Słowacji i Litwy. W efekcie zaprezentowanych zostanie dziesięć technologii, opartych w większości o pompy ciepła – z wykorzystaniem ciepła odpadowego i źródeł niskotemperaturowych. Ponadto na tej bazie

konsorcjum projektowe stworzy i rozpowszechni materiały, które zostaną wykorzystane przez inne przedsiębiorstwa ciepłownicze o podobnych uwarunkowaniach techniczno-ekonomicznych.

Projekt REDI4HEAT

Drugi aktualnie realizowany projekt, czyli REDI4HEAT, wspiera działaniami analitycznymi i upowszechniającymi wdrażanie przepisów dyrektywy RED, asystując krajowym władzom centralnym i lokalnym w procesie formułowania i weryfikacji polityk i programów wsparcia w obszarze ogrzewania i chłodzenia. Jednym z zagadnień jest przyspieszenie transformacji istniejących systemów na efektywne energetycznie sieci ciepłownicze i chłodnicze.

Wydajna dystrybucja energii cieplnej ze scentralizowanych źródeł do wielu obiektów jest konkretną opcją znacznego zwiększenia wykorzystania energii odnawialnej i ciepła odpadowego. Odpowiednie ramy regulacyjne i właściwe polityki są jednak warunkiem wstępnym – i koniecznym – dla tworzenia wykonalnych projektów dekarbonizacji ogrzewania i chłodzenia. Kluczowe jest skoordynowane opracowanie i wdrażanie wspierających polityk, przepisów i zachęt na szczeblu lokalnym, regionalnym i krajowym.

Poważnym wyzwaniem jest zapewnienie spójności wszystkich środków tak, aby wzmacniały się wzajemnie, a nie wykluczały. Programy finansujące powinny umożliwiać elastyczne łączenie ich w projektach, umożliwiając również współfinansowanie prywatne. Dlatego jednym z realizowanych

obecnie zadań projektu REDI4HEAT jest identyfikacja tzw. Kluczowych Czynników Sukcesu (KSF), stanowiących podstawę tworzenia i weryfikacji efektywnych polityk i programów w obszarze systemów ciepła i chłodu.

Kolejnym opracowywanym dokumentem są wytyczne do oceny przydatności aktualnych i planowanych polityk i programów (takich jak np. Krajowy plan na rzecz energii i klimatu czy programy dotacyjne) w odniesieniu do wymagań dyrektywy RED. Taka ocena umożliwi zainteresowanym instytucjom uzupełnienie lub ulepszenie krajowego pakietu rozwiązań, dotyczących efektywnych energetycznie systemów ciepła i chłodu.

Warto zauważyć, że wykorzystanie ciepła odpadowego w przemyśle i ciepłownictwie jest szczególnie złożonym tematem ze względu na specyficzne parametry i często jedynie okresową dostępność. Z tego powodu wymaga wyjątkowo dopracowanych rozwiązań wspierających. W takich przypadkach wykorzystanie narzędzi opracowanych w ramach projektu REDI4HEAT będzie szczególnie przydatne.

Wdrażanie dyrektywy RED jest wspierane przez wiele projektów dofinansowanych z programu LIFE. Opisane tu dwa z nich – REDI4HEAT i Low2HighDH – dotyczą szczególnie istotnego w Polsce obszaru ciepłownictwa. Wszystkie informacje oraz dokumenty, stanowiące rezultat pracy konsorcjów są udostępniane na stronach: https://low2highdh.eu/ oraz https://redi4heat.ehpa.org/.

Marek Tobiacelii

Krajowa Agencja Poszanowania Energii S.A.

Jest potencjał, brakuje zainteresowania

Mimo ważnej roli jaką odgrywa biomasa w energetyce w krajach UE i jaką może odgrywać w naszym kraju, mimo zaleceń RED II, Polska nie ma jak dotąd klarownego obrazu w zakresie potencjału tego OZE. Dane dotyczące biomasy tylko częściowo pochodzą z potwierdzonych źródeł, natomiast ogólna ocena wymaga wielu analiz z różnych dziedzin gospodarki i w dużej części opiera się na szacunkach.

Stała

biomasa w energetyce to biomasa leśna i biomasa pochodzenia rolniczego (agro). W przypadku biomasy leśnej można opierać się na oficjalnych danych Lasów Państwowych. W ostatnich latach wielkość wyrębu wynosiła ok. 40 mln m3 rocznie. Z tego na cele energetyczne, zgodnie z gospodarką kaskadową, można uzyskać ok. 15-20%, czyli 6-8 mln m3, co oznacza ok. 3,5-5 mln t s.m. Wielkość ta odpowiada ilości spalanej dziś w energetyce i rozliczanej jako OZE. Potencjał biomasy agro można szacować na podstawie tego co jest i tego, co można dodatkowo uzyskać poprzez wprowadzenie upraw roślin energetycznych. Podstawowym stałym biomasowym źródłem energii są: słoma, drewno z ogrodnictwa, pielęgnacji dróg itp. Ilość tej biomasy jest oceniana przez różne źródła, w zależności od roku – od 6 do 10 mln t s.m. [1].

Potencjał upraw energetycznych był przedmiotem kilku analiz, z których wynika, że Polska może osiągnąć z tego źródła 15-25 mln t s.m. rocznie z zachowaniem wymogów RED II. Tu należy dodać, że obecnie rośliny energetyczne przy dobrze prowadzonej uprawie na ziemiach V i VI klasy mogą dawać

Przy cenie 100 EUR/t CO2 Polska mogłaby zaoszczędzić rocznie ok. 3,7-5,2 mld EUR. A ceny w ramach systemu ETS mają wg szacunków rosnąć

plony nawet do 15-20 t s.m./ha rocznie (co kilkakrotnie przewyższa przyrost biomasy leśnej).

Nasz kraj do celów energetycznych może dysponować w sumie 25-35 mln t s.m. rocznie, co odpowiada ok. 375-525 PJ/r., czyli 17-24 mln t węgla kamiennego. Za energię z tej ilości węgla należałoby uiścić opłatę ETS za ok. 37-52 mln t CO2. Prognozy przewidują, że cena za ETS będzie stopniowo wzrastać –nawet do 200 EUR/t. Już przy cenie 100 EUR/t CO2 wykorzystanie potencjału biomasy pozwoliłoby na zaoszczędzenie 3,7-5,2 mld EUR rocznie (16-22 mld zł/r.). Za te środki można by sfinansować zakup ok. 1 mln pieców i kotłów klasy V na biomasę

BIOMASA AGRO

BIOMASA AGRO

leśną i agro o mocy kilkunastu kW spełniających wymogi norm PN-EN 303-5 albo 3-4 GW mocy w elektrociepłowniach opartych na biomasie w kogeneracji. Zatem w okresie kilku lat można wykonać znaczący postęp w transformacji i to nie przez wydatki z budżetu, ale tylko z oszczędności na ETS.

Czy energia z biomasy stałej może być tania?

Dziś z powodu braku regulacji prawnych w zakresie gospodarowania biomasą energetyczną na rynku panuje totalny chaos, a zużywana biomasa nadal w dużym stopniu pochodzi z importu, energetyka narzeka na jej wysokie ceny i brak bezpiecznych dostaw. Przetargi organizowane są na okres 1-3 lat. Podstawą solidnych i długoterminowych dostaw powinny być plantacje wieloletnich (15-20 lat) upraw roślin energetycznych, ale nikt rozsądny nie będzie ich zakładał przy braku gwarancji ceny i odbioru. Trudno się zatem dziwić np. dostawcom słomy, że żądają oni maksymalnych możliwych cen za swój towar przy jednorazowych transakcjach. Cena biomasy leśnej w postaci pelletu wynosi ok. 900-1000 zł/t, co odpowiada 55-60 zł/GJ.

Słoma w stanie surowym kosztuje obecnie ok. 200-250 zł/t (13-17 zł/GJ), a w postaci pelletu zawierającego dodatki uszlachetniające, które sprawiają, że spala się ona w sposób podobny do biomasy leśnej: 800-900 zł/t (53-60 zł/GJ). Jest to cena bardzo konkurencyjna w porównaniu z innymi OZE, gwarantujące przy wieloletnich kontraktach także stabilność cen ciepła i energii elektryczej, czego nie można powiedzieć o nośnikach energii czy też samej energii z importu. Biomasa w postaci pelletu jest paliwem dyspozycyjnym, możliwym do składowania zarówno na terenie przedsiębiorstw energetycznych, jak i u dostawców. Może ona być stosowana zarówno w energetyce zawodowej, jak i w gospodarstwach indywidulanych. Jej zaletą jest równomierne występowanie na terenie całego kraju, co wpływa na obniżenie kosztów transportu.

Czy pellet agro to bezpieczne i stabilne źródło energii?

Plony roślin energetycznych zależą od dobrego prowadzenia plantacji, w tym od nawożenia, do którego z powodzeniem można stosować popiół z biomasy

Obiektywna miara efektywności energetycznej źródeł energii

Wypracowana została zobiektywizowana miara porównywalności efektywności energetycznej dla różnych źródeł pochodzenia energii użytecznej dla odbiorców. Tę miarę reprezentuje wskaźnik EROI (Energy Return on Investment), który jest definiowany jako współczynnik opisujący ilość energii efektywnej (użytkowej) dostarczonej ze źródła energii, w porównaniu z ilością energii zużytej do uzyskania tego zasobu energetycznego. EROI = Eef/Ezuż.

Rys. 1 Względny wskaźnik efektywności energetycznej EROI (Energy Return of Investment) dla różnych źródeł energii wg [2]

Wskaźnik ten jest miarą względną, zatem nie ma znaczenia w jakich jednostkach jest liczony. Odpowiednie dane dla kilku źródeł energii pokazano na rys. 1 [2]. Wskaźnik ma istotne znaczenie zwłaszcza w przypadkach kiedy jedna forma energii jest magazynowana w innej postaci, z której uzyskuje się energię w końcowej postaci (np. energia elektryczna – wodór – ogniwo paliwowe). Inwestor musi mieć świadomość, że energia pozyskiwana z atomu jest 150 razy efektywniejsza od energii z wodoru (EROI = 0,5). Źródła objęte systemem ETS (zanikające) uznawane za kopalne (węgiel kamienny, gaz ziemny) mają poziom zwrotu energetycznego relatywnie wysoki, ale są i będą obarczone wysokimi opłatami emisyjnymi. Tu widać, że jedynie rodzima biomasa stała ma ten wskaźnik na poziomie EROI = 24,5 i nie jest obciążona parapodatkiem ETS, zatem musi stanowić dużą konkurencję np. dla morskich i lądowych farm wiatrowych.

i osady ściekowe. Jednym z podstawowych składników tych nawozów jest potas, zatem biomasa zawiera ok. 0,5 do 2,3% tego pierwiastka, który jest przyczyną szlakowania i zanieczyszczania powierzchni ogrzewalnych kotłów i korozji wysokotemperaturowej. Biomasa ta może zawierać także pewne ilości chloru, który także jest przyczyną tych negatywnych zjawisk. Badania naukowców z Politechniki Śląskiej prowadzone na kotłach wszystkich typów (retortowe, rusztowe, fluidalne, pyłowe) o mocy od kilku kW do 200 MW doprowadziły do opracowania nowatorskich i opatentowanych rozwiązań technologicznych, które sprawiają, że biomasa agro z odpowiednio dobranym dodatkiem mineralnym, spełniającym warunki norm PN-EN 17225-6 i PN-EN 303-5, spala się w sposób podobny do biomasy leśnej. Obecnie w kraju są już firmy, które taki pellet agro produkują.

Argumenty za biomasą agro Polska ma wszelkie warunki, aby biomasa agro w kilka lat stała się jednym z filarów transformacji energetycznej i spowodowała szybkie wypełnienie przez

nasz kraj wymogów dotyczących redukcji emisji CO2 z korzyścią dla ekologii i całej gospodarki. Za takim rozwiązaniem przemawiają następujące argumenty: 4 potencjał pozyskania biomasy w ilości 30-40% energii pierwotnej w okresie 3-5 lat, 4 potencjał krajowego przemysłu w zakresie produkcji maszyn do upraw roślin energetycznych i ich przetwarzania na pellet i brykiety spełniające wymogi norm PN-EN 17225-6 i PN-EN 303-5, 4 potencjał krajowego przemysłu w zakresie produkcji kotłów o mocy od kilkunastu kW do kilkudziesięciu MW przystosowanych do spalania biomasy agro, 4 istniejąca infrastruktura techniczna w elektrociepłowniach, gdzie można wprowadzić zmianę polegającą tylko na modernizacji lub zastąpieniu istniejących kotłów, 4 niska cena wyprodukowanej w kogeneracji energii elektrycznej i ciepła w porównaniu z innymi źródłami OZE, wymagającymi dużych nakładów inwestycyjnych, magazynów energii i ciepła, nowych sieci przesyłowych,

BIOMASA AGRO

4 oparcie znaczącej części transformacji na biomasie agro (krajowej), podczas gdy inne OZE w przeważającej części opierają się na dostawach inwestycyjnych z zagranicy i właścicielach dużych farm wiatrowych i PV, w przeważającej części są podmioty zagraniczne i to do nich przez kilkanaście lat będą należeć gwarantowane przez państwo zyski,

4 wysoki stopień dyspozycyjności dostaw energii elektrycznej oraz ciepła i redukcja zależności od importu energii opartego na nieprzewidywalnych (niegwarantowanych) dostawach spotowych z nieprzewidywalnymi cenami.

Wykorzystanie opisanych zalet transformacji opartej na krajowej biomasie agro wymaga jednak podjęcia pilnych kroków organizacyjnych polegających na następujących działaniach:

4 zbilansowanie terenów upraw roślin energetycznych zgodnie z RED II i RED III (w ostatnich pięciu latach nie zrobiono w tym kierunku niczego, mimo że organy administracyjne państwa posiadają pełną wiedzę!),

4 wsparcie zakładania upraw plantacji energetycznych podobnie, jak to obecnie istnieje w zakresie gospodarki leśnej,

4 wprowadzenie 15-letnich umów na dostawy biomasy energetycznej dla energetyki ze stabilnymi warunkami odbioru i ceny (w tym przypadku należałoby powiązać dostawy biomasy z gwarantowanymi dostawami energii elektrycznej i ciepła, podobnie, jak to teraz mają farmy PV i FW),

4 uproszczenie procedur rozliczania biomasy w energetyce (np. likwidacja obowiązku rozliczania wagowego biomasy agro i jej rozliczania w zależności od wartości opałowej),

4 wprowadzenie przepisów umożliwiających zastosowanie popiołu z biomasy do celów nawozowych (w tym także plantacji energetycznych), podobnie jak to obecnie ma miejsce z pofermentem z biogazowni.

Wszystkie te działania wymagają przede wszystkim prac legislacyjnych, w których powinny wziąć udział odpowiednie ministerstwa, agendy i organizacje rządowe. Ich opracowanie i wdrożenie to kwestia kilku miesięcy i dobrej woli rządzących. Niestety, tej ostatniej, jak pokazuje doświadczenie ostatnich lat, wyraźnie brakuje. Liczne organizacje i wielu specjalistów w zakresie rolnictwa i energetyki od lat

Wykorzystywanie potencjału biomasy agro wymaga odpowiednich prac legislacyjnych i zaangażowania właściwych ministerstw, agend i organizacji rządowych

w publikacjach i listach otwartych wskazywały na zalety oparcia się w energetyce i ciepłownictwie o krajowe zasoby biomasy jako OZE. Nie można tu mówić nawet o milczeniu, ale trzeba wskazać na wrogie działania organów administracyjnych w stosunku do biomasy agro. Do takich działań należy m.in. odmowa Ministerstwa Klimatu i Środowiska wpisania na listę ZUM (Lista zielonych urządzeń i materiałów – uprawniająca do dofinasowania wymiany kotłów) kotłów na biomasę agro spełniających z nawiązką wymagania dla klasy V.

Nie ma żadnego uzasadnienia także brak wsparcia dla zakładania plantacji energetycznych, podczas gdy wsparcie dla PV, FW i pomp ciepła sięgać może nawet 100%. Bez reakcji pozostają także liczne apele i listy otwarte kierowane do organów państwowych (w tym także list otwarty wielu instytucji i firm do premiera Donalda Tuska – publikowany na łamach Magazynu Biomasa w maju br.).

Obecna chaotyczna polityka dotycząca kierunków transformacji doprowadzić może w krótkim czasie do wysokich cen energii elektrycznej i ciepła oraz pogorszenia konkurencyjności całej gospodarki. Na tym tle na podkreślenie zasługuje rozsądna polityka wielu samorządów, które nie zważając na liczne trudności modernizują swoje ciepłownie przestawiając je na lokalną biomasę. Koszt tych inwestycji wynosi 3,5-5 mln zł/MW, a efekty są takie jak np. w Ostródzie, gdzie zainstalowanie kotła biomasowego z ekonomizerem o mocy 4 MW spowodowało redukcję opłat za CO i CCW o 13,5%, kiedy ceny tych mediów wszędzie rosną. Takich zakładów jest już kilkadziesiąt w kraju. Opierają się one jednak głównie na lokalnej biomasie leśnej, ponieważ brakuje zarówno odpowiednich aktów legislacyjnych, jak i programów rozwojowych dla szerokiego wdrożenia

biomasy agro do celów energetycznych, podobnych jakie istnieją w przypadku wszystkich pozostałych OZE. Na koniec należy spojrzeć na dotychczasową transformację z punktu widzenia twardych realiów. Otóż w ciągu ostatnich 10 lat budżet państwa uzyskał z tytułu sprzedaży puli uprawień do emisji CO2 sprzedawanych na giełdach ponad 107 mld zł dochodów, z czego tylko w 2023 r. 24,4 mld zł. Niestety, większość tych środków nie została użyta na potrzeby transformacji energetycznej.

Dzieje się tak w sytuacji, kiedy nasz kraj ma deficyt w handlu emisjami, bo polskie firmy więcej wydają na zakup pozwoleń niż Polska uzyskuje z ich sprzedaży. Po prostu opłaty ETS są i będą wielkim obciążeniem dla gospodarki i obywateli.

Wartość deficytu uprawnień tylko w tym roku wynosi 14,5 mld zł. Drogą do obniżenia tego deficytu jest zwiększenie produkcji energii ze źródeł odnawialnych, w tym także z biomasy.

Tymczasem Ministerstwo Klimatu i Środowiska opublikowało projekt rozporządzenia ustalającego poziom tzw. obowiązku OZE na poziomie 12,5% w 2025 r., a następnie jego spadek o 0,5 pkt proc. w 2026 i potem w 2027 r. Oznacza to dalsze pogłębianie deficytu w handlu emisjami i wzrost obciążenia dla gospodarki. W świetle przytoczonych w artykule faktów, takie podejście nie ma żadnego uzasadnienia ekonomicznego i ekologicznego.

Tylko 10 mln t biomasy, która obecnie marnuje się na polach całego kraju zagospodarowane w energetyce spowodowałoby redukcję opłat ETS o ponad 6,5 mld zł rocznie, a przecież ten potencjał może być nawet trzy razy większy, co radykalnie zmieniłoby bilans ETS, a tym samym rachunki za prąd i ciepło. W świetle totalnego chaosu panującego w zakresie transformacji energetycznej nie dziwi ogłoszony ostatni o apel Izby Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii o redukcję tzw. obowiązku OZE do 2%. Polityka władz zamiast prowadzić do realnej obniżki kosztów wytwarzania energii z OZE i wzrostu jej ilości, co zwiększyłoby konkurencyjność całej gospodarki, podejmuje sztuczne i nieprzemyślane działania administracyjne, mające na celu rzekome i pozorne obniżenie kosztów energii dla jej dużych i małych odbiorców. W rzeczywistości doprowadzi to do ukrytego ale bardzo realnego wzrostu kosztów energii wynikającego

nie tylko ze zwiększonych opłat ETS ale i nieuzasadnionej blokady produkcji taniej energii z biomasy. W rzeczywistości te ukryte wysokie koszty, możliwe przecież do uniknięcia, a sięgające rocznie dziesiątek miliardów zł i tak poniesie całe społeczeństwo, a gospodarka znów pogorszy swoją konkurencyjność. Do rządzących powinno w końcu dotrzeć, że koszt produkcji, biorąc pod uwagę bilansowanie, rynek mocy, wakacje kredytowe, saldo ujemne i rozwój sieci na potrzeby OZE, to w przypadku elektrowni wiatrowych lądowych ten koszt sięga 750 zł/MWh, a jeżeli chodzi o panele fotowoltaiczne, to jest ponad 800 zł/MWh. To oznacza, że źródła odnawialne są dla społeczeństwa nawet ponad dwukrotnie droższe od cen aukcyjnych tych OZE i energii ze źródeł kopalnych, jeśli zsumujemy wszystkie subsydia [3]. Na tym tle należy podkreślić, że aktualne ceny produkcji energii elektrycznej z obecnie relatywnie drogiej i niesubsydiowanej biomasy wynoszą 350-400 zł MWh. Jak pokazuje historia, sztuczne zaniżanie kosztów produkcji, niezależnie od jej rodzaju, zawsze nieuchronnie prowadzi do kryzysu. Oparte na faktach analizy wskazują, że w podstawie polskiej energetyki powinno być ok. 10 GW z atomu i tyle samo z biomasy. I tu rodzi się pytanie, dlaczego ten wariant się nie podoba i komu on przeszkadza? Przeciwnicy biomasy nie są w stanie wskazać żadnych racjonalnych argumentów na swoją obronę, a pozytywne w tym zakresie przykłady z zagranicy (np. z Danii) wskazują, że ich poglądy i decyzje powodują ogromne straty dla gospodarki i środowiska, które z czasem będą się pogłębiać.

Marek Pronobis, Sylwester Kalisz Politechnika Śląska Jerzy Majcher, MJ Doradztwo Energetyczne Ryszard Jelonek, Biomasa Partner Group Józef Sołtys, PTH Intermark

Więcej na www.magazynbiomasa.pl

PRZYPISY:

1. https://magazynbiomasa.pl/biomasa-agro-potencjalny-filar-polskiej-transformacji-energetycznej/

2. “Energy intensities (EROI) and Energy Payback Times of Electricity Generation Plants” ENERGY 52 (April 2020) 210-21 World Nuclear Association.

3. „Polska dokonuje samobójstwa energetycznego. Likwidacja górnictwa będzie powodować braki energii elektrycznej” (msn.com)

Trawy wieloletnie dla energetyki i ciepłownictwa

W Polsce biomasa przeznaczona na cele energetyczne pochodzi głównie z upraw leśnych oraz dedykowanych upraw energetycznych roślin drzewiastych (wierzba, topola). Wobec zaleceń UE dotyczących ograniczenia wycinki lasów do celów energetycznych należy poszukiwać innych rozwiązań, takich jak trawy wieloletnie o dużej zawartości włókna, które są względnie tanie w uprawie.

Obok

ciepłowni przemysłowych i elektrociepłowni w Polsce działa około 400 lokalnych ciepłowni, które wytwarzają prawie 50% ciepła systemowego. Dla nich i innych producentów energii rolnictwo staje się kluczowym partnerem w transformacji, w której koniecznością jest wyeliminowanie węgla i gazu ziemnego. Jest to nie tylko możliwe, ale i korzystne dla wszystkich uczestników rynku biomasy. Tak postępują już inne kraje, np. Dania ma dobrze rozbudowane lokalne zakłady energetyczne wykorzystujące biomasę nawet w 90% (wiatraki czy fotowoltaika pozwalają uzyskać 20-30% energii).

Stabilnym i najbardziej przewidywalnym paliwem dla lokalnej energetyki może być biomasa agro z roślin wieloletnich pozyskiwana z pola. Według badań

IUNG-PIB w Polsce pod uprawy roślin energetycznych można wykorzystać około 0,5 mln ha gruntów o niskiej wartości i nieużytków rolnych. Przełoży się to na roczny plon biomasy w wysokości ok. 8-9 mln t.

Rośliny wieloletnie nie wymagają corocznej uprawy, co wpływa pozytywnie na glebę (np. wzbogacenie w materię organiczną), sekwestrację węgla oraz bioróżnorodność mikroorganizmów w glebie. Rośliny wieloletnie są efektywne w wykorzystaniu wody dzięki głębokiemu systemowi korzeniowemu, co sprzyja

pobieraniu wody i składników z głębszych warstw gleby. Są też odporne na stresy środowiskowe i mogą rosnąć na terenach marginalnych. Koszty produkcji biomasy roślin wieloletnich są niskie, a ich głównymi składowymi są nakłady na założenie plantacji, pielęgnację i zbiór.

Jakie gatunki roślin wieloletnich rosną w Polsce?

4 Trawy strefy gorącej (C4)

1. Proso rózgowe. Nadaje się do celów energetycznych, wytworzona z niego biomasa znajduje zastosowanie w produkcji bioetanolu, jest spalana w kotłach grzewczych przy produkcji cieplnej i elektrycznej. Ponadto biomasa wegetatywna stanowi pełnowartościową paszę dla zwierząt w formie zielonki czy siana. Proso rózgowe jest rośliną wieloletnią, dostarcza dużego plonu biomasy od 12 do 25 t z ha. Biomasa tego gatunku charakteryzuje się, w stosunku do innych roślin energetycznych, stosunkowo wysoką wartością opałową. Z powodzeniem można ją uprawiać we wszystkich regionach kraju, zwłaszcza na glebach piaszczystych, ubogich i skażonych.

Uzyskana corocznie biomasa prosa rózgowego o wilgotności około 15-20% nadaje się do prasownia i brykietowania. Badania wykazały, że ciepło

/ Proso rózgowe na glebie słabej, piaszczystej kl. IV (woj. świętokrzyskie)

spalania wynosi około 17-18 MJ/kg i jest wyższe niż innych polowych roślin energetycznych, a zbliżone do wierzby i miskantusa. Proso rózgowe jest rośliną mało wymagającą, stosunkowo łatwą w uprawie, a przede wszystkim tańszą od pozostałych np. wierzby, miskantusa.

2. Miskant olbrzymi. Nie ma zbyt dużych wymagań glebowych, plantacje mogą być zakładane na glebach IV i V klasy. Rośliny wykształcają silnie rozwijający się system korzeniowy, co wpływa na ich odporność na okresowe niedobory wody. Plonowanie miskanta wzrasta w ciągu pierwszych lat od posadzenia, potem stabilizuje się na określonym poziomie. Szacunkowe plony wahają się od 8-18 t suchej masy z ha. Zbiory tego gatunku, jak i innych traw wieloletnich szlaku C4 prowadzi się pod koniec zimy (luty-marzec).

3. Spartina preriowa. Bardzo dobrze zimuje w naszych warunkach klimatycznych i może rosnąć

Plantacja prosa rózgowego odmiana „Mardan” – najlepsza faza zbioru biomasy (do produkcji pelletu, brykietów – do spalania)

Zbiór biomasy

zgniotu, Radzików

Tab. 1. Wartość opałowa oraz skład chemiczny spalania wybranych biopaliw na tle węgla kamiennego

/

/

miskanta przy pomocy prasy wysokiego

Rodzaj paliwa Wartość

zdj. dr hab. inż. Danuta Martyniak(3)

/ Perz wydłużony w fazie generatywnej

/ Rozbudowany system korzeniowy wybitnie kępowy perzu wydłużonego

/ Zbiór biomasy podsuszonej z pokosu perzu wydłużonego, Radzików

zdj. dr hab. inż. Danuta Martyniak(3)

na glebach ubogich, piaszczystych np. wydmach, nieużytkach, toleruje duże niedobory w glebie. W naszych warunkach nie wytwarza nasion. Plantacje można zakładać w oparciu o sadzonki wytworzone z kultur tkankowych lub podział starych kęp. Zbiór biomasy należy przeprowadzić wczesną wiosną, w mroźne suche dni. Plon biomasy podsuszonej spartiny z 1 ha waha się około od 15 do 26 t. Wartość opałowa wynosi około 15-16 MJ/kg.

4 Trawy strefy umiarkowanej (C3)

Inne gatunki traw wieloletnich na cele energetyczne, które można z powodzeniem uprawiać na glebach uboższych to:

1. Perz wydłużony. Można go uprawiać we wszystkich rejonach kraju, zwłaszcza na glebach skażonych, piaszczystych. Jest odporny na zasolenie gleby. Atuty tej rośliny: małe potrzeby wodne, nie wymarza nawet w temp. -20oC. Koszty założenia plantacji są stosunkowo niewielkie (ok. 2500 zł/ha w porównaniu z miskantem – ok. 20 tys. zł). Powietrznie sucha biomasa o wilgotności około 20% dobrze się sprasowuje i nadaje do belowania. Plony biomasy z 1 ha wynoszą od 10-15 t i stanowi to około 150-220 GJ z ha.

2. Kostrzewa trzcinowata. Gatunek ten nabiera coraz większego znaczenia gospodarczego i jest uważany za przyszłościowy. Dobrze toleruje długotrwałą suszę i jest uważany za gatunek najbardziej odporny. Biomasę do spalania (w postaci pelletu czy brykietu) należy kosić już w sierpniu kombajnem lub kosiarką na pokos. Uzyskiwany plon biomasy 6-12 t suchej masy z ha. Wartość opałowa od 14-15,5 MJ/kg.

3. Stokłosa bezostna. Rośnie na stanowiskach suchych, preferuje gleby o nieco słabszej wartości rolniczej, próchniczne. Uprawa (zasiew, pielęgnacja) tego gatunku jest stosunkowo prosta, podobna do uprawy pozostałych traw. Biomasę z przeznaczeniem do spalania można kosić już w końcu lipca i sierpnia, w fazie brunatnienia dokłosia

źdźbeł kwiatostanów kombajnem lub kosiarką na pokos. Możliwe do uzyskania plon suchej biomasy to 8-15 t z ha. Ciepło spalania słomy waha się od 15-17 MJ/kg.

dr hab. inż. Danuta Martyniak Instytut Hodowli i Aklimatyzacji Roślin Państwowy Instytut Badawczy w Radzikowie

Więcej na www.magazynbiomasa.pl

Eggersmann S 60 – gwiazda przesiewaczy

Mobilny przesiewacz gwiaździsty Eggersmann Star Select S 60  to idealne rozwiązanie do przesiewania i oczyszczania biomasy oraz innych rodzajów materiałów. To maszyna, która sprawdzi się wszędzie tam, gdzie wymagana jest duża wydajność.

Przesiewacz mobilny S 60 znajduje zastosowanie w rozdzielaniu takich materiałów jak biomasa, kora, stare drewno, czy kompost. Jego konstrukcja i system szybkiego demontażu pojedynczych wałów z gwiazdami umożliwiają łatwe serwisowanie i utrzymanie nawet przy trudnym materiale. Maszyna posiada dwa pokłady sit gwiaździstych o powierzchni 8,3 m2 dla frakcji drobnej oraz 4,6 m2 dla frakcji grubej, co pozwala osiągnąć wydajność przesiewania na poziomie do 300 m³/h. Zasobnik o pojemności ponad 7 m³ gwarantuje płynną pracę z każdym surowcem. Dzięki dopracowanej konstrukcji, przesiewany ciężki materiał jest równomiernie podawany na sita gwiaździste. Duża powierzchnia przesiewania oraz innowacyjna konstrukcja pozwalają na przesiewanie wilgotnych materiałów, takich jak kompost z dodatkiem osadów ściekowych. Wysoka skuteczność

przesiewania tego typu materiału to zasługa specjalnego systemu Eggersmann Duramax, który na bieżąco oczyszcza gwiazdki z lepkich materiałów.

W przesiewaczu S 60 zastosowano system napędu łańcuchowego wałów z gwiazdami, którego konstrukcja zapewnia dwukrotnie dłuższą żywotność w porównaniu z napędami stosownymi w konkurencyjnych przesiewaczach gwiaździstych. W rezultacie pozwala to obniżyć koszty eksploatacji.

AGREX-ECO Maszyny, Serwis i Części info@agrex-eco.pl, tel. 22 643 03 05 agrex-eco.pl

Od celów do działań: II Kongres Carbon Capture

Wprowadzenie

technologii wychwytywania, składowania i utylizacji dwutlenku węgla (CCUS) staje się kluczowym zagadnieniem w kontekście walki ze zmianami klimatu. W obliczu zagrożeń, jakie niesie ze sobą globalne ocieplenie, problemu nie można dłużej ignorować. Czy przemysł ciężki w Polsce podoła wyzwaniom transformacji energetycznej, której jednym z elementów jest ograniczenie emisji CO2? Przedstawiciele różnych sektorów – od biznesu, przez agendy rządowe, po

organizacje pozarządowe – podejmują dyskusję na temat wyzwań i możliwości w obszarze CCUS. Na rynku są dostępne sprawdzone technologie, a eksperci chętnie dzielą się doświadczeniem i wiedzą, wspierając identyfikowanie problemów i wprowadzanie efektywnych rozwiązań. Pozostaje tylko znaleźć wspólny język i opracować strategię, która pomoże we wdrożeniu CCUS w Polsce.

Miejscem jej prezentacji będzie II Kongres Carbon Capture, który odbędzie się w kwietniu 2025 w Poznaniu.

Natalia Konieczna

Project Manager

Magazyn Biomasa

Podczas pierwszego w Polsce Kongresu Carbon Capture 2024, który zgromadził w Poznaniu ponad 130 uczestników, znaczenia nabrała dyskusja na temat konieczności przyspieszenia prac nad redukcją emisji dwutlenku węgla, zwiększenia odporności systemów energetycznych oraz stworzenia nowych możliwości biznesowych. Mieliśmy okazję wysłuchać wielu ciekawych prelekcji, wymienić doświadczenia oraz nawiązać relacje. Wydarzenie przyciągnęło przedstawicieli branż cementowej, stalowej, petrochemicznej, energetycznej, ciepłowniczej i węglowej, a także dostawców technologii, przedstawicieli spółek Skarbu Państwa oraz sektora finansowego. Uczestnicy Kongresu omawiali najważniejsze kwestie dotyczące gotowości Polski do wdrożenia technologii CCUS, organizacji łańcucha dostaw, możliwości osiągnięcia zerowej emisji netto oraz sektorowej współpracy w procesie dekarbonizacji. Już teraz wiemy, że pierwsza instalacja sekwestracji dwutlenku węgla powstanie w cementowni Kujawy zarządzanej przez grupę kapitałową Holcim. Obiekt rozpocznie pracę w 2028 r. i docelowo umożliwi transport dwutlenku węgla na Morze Północne. Musimy zastanowić się nad wykorzystaniem ogromnego potencjału kraju do wielkoskalowego składowania CO2 w górotworach. Czy w perspektywie najbliższych lat możliwe będzie w Polsce pełnowymiarowe sekwestrowanie dwutlenku węgla na skalę przemysłową? Zgodnie z zapowiedziami pojawią się projekty demonstracyjne, jednak ich skalowanie nie będzie możliwe bez odpowiednich rozwiązań prawnych. W trakcie Kongresu eksperci wskazali konkretne braki regulacyjne – teraz jest czas na wykorzystanie tej wiedzy przez przedstawicieli agend rządowych. Strategia Polski dla technologii CCUS zostanie przedstawiona podczas przyszłorocznego Kongresu Carbon Capture w Poznaniu. Wszystkich zainteresowanych włączeniem się w tworzenie programu wydarzenia już dziś zapraszam do współpracy i kontaktu. Więcej informacji: https://magazynbiomasa.pl/kongres-carbon-capture/

PIERWSZA NA RYNKU ekspercka publikacja

Jak się robi paliwa z odpadów?

Ograniczona liczba odbiorców to nadal największy problem zakładów, które produkują paliwa z odpadów. Ale pomimo nadpodaży na rynku, przedsiębiorstwa z branży odpadowej nie tylko nie rezygnują z produkcji RDF, ale także inwestują w nowe linie. Jak funkcjonują dziś instalacje wytwarzające paliwa alternatywne – co poprawia, a co obniża ich wydajność?

Paliwo alternatywne (RDF) wytwarzane jest z odpadów komunalnych i przemysłowych, które nie nadają się do recyklingu, a jednocześnie nie mogą być składowane z uwagi na wysoką kaloryczność (powyżej 6Mj/kg). Są to np. tworzywa sztuczne, papier, tekstylia, odpady wielkogabarytowe, czy drewno (np. stare meble). Dzięki specjalnemu procesowi przetwarzania odpady te zyskują drugie życie jako źródło energii.

W Polsce wykorzystywane są głównie w cementowniach, ale mogą trafiać także do instalacji termicznego przetwarzania odpadów komunalnych (ITPOK-ów). Aktualnie na rynku mamy do czynienia z dużą nadpodażą – istniejące instalacje, które wykorzystują paliwa z odpadów mają o kilka razy za małe moce w stosunku do potrzeb wynikających z konieczności zagospodarowania tzw. frakcji kalorycznej. W efekcie producent RDF musi płacić coraz więcej za odbiór wytworzonego paliwa. – Sytuacja, która obecnie panuje na rynku paliw alternatywnych prowadzi do tego, że jako producent nie tylko ponosimy koszty związane z dostarczeniem i bieżącym utrzymaniem instalacji, wyszkoleniem i utrzymaniem odpowiednio wykwalifikowanego personelu, utrzymaniem budynków oraz sprzętu pracującego przy instalacji, czy pokryciem kosztów energii, paliwa oraz innych mediów, ale także płacimy kilkaset złotych za każdą tonę paliwa, która zostaje od nas odebrana – mówi Marek Mazur z Zakładu Gospodarowania Odpadami Gać k. Oławy, w którym linia do produkcji RDF działa od 2015 r.

Rozdrabniają, separują, wzbogacają

Mimo to przedsiębiorstwa z branży odpadowej nie tylko nie rezygnują z produkcji RDF, lecz stale udoskonalają swoje instalacje, a niektóre nawet zwiększają moce przerobowe. Decyzję o inwestycjach poprzedzają zawsze badania rynku w kontekście nie tylko jakości i ilości dostępnego surowca, ale także faktycznego zapotrzebowania i warunków przyjęcia takiego paliwa. Ważny jest również dobór odpowiednich urządzeń.

Początkowo linię technologiczną w ZGO Gać tworzyły dwa rozdrabniacze, nadawa, separator metali żelaznych oraz ciąg przenośników, ale już po czterech latach okazało się, że trzeba zwiększyć jej moce przetwórcze, stąd doposażono ją w separator powietrzny. Ale i to nie był koniec inwestycji – w ub. roku instalację wzbogacono o nowy rozdrabniacz końcowy, co pozwoliło zwiększyć możliwości produkcyjne do min. 8 t/godz. oraz zredukować liczbę przestojów związanych z serwisowaniem i naprawami.

W ZGO Gać do produkcji paliwa RDF trafiają m.in. tzw. pre-RDF, wyselekcjonowane w procesie sortowania z odpadów zmieszanych, tworzyw sztucznych i papieru, odpady przemysłowe czy odpowiednio przygotowane odpady wielkogabarytowe. Cały proces rozpoczyna się od rozdrobnienia materiału wsadowego do frakcji ok. 300 mm. Następnie strumień wstępnie rozdrobnionego wsadu trafia na ciąg przenośników, którymi kierowany jest pod separator

/ Nowy rozdrabniacz VEZ 2500 w Zakładzie Gospodarowania Odpadami Gać

metali żelaznych i dalej do separatora powietrznego. Materiał trafia na przenośnik rewersyjny, który – zależnie od trybu pracy – kieruje wstępnie rozdrobniony odpad do jednego z dwóch rozdrabniaczy końcowych, gdzie uzyskiwana jest docelowa wielkość płatków paliwa, tj. ok 35 mm. Kaloryczność tak przygotowanego paliwa wynosi min. 18 GJ/Mg.

– W 2022 r. wyprodukowaliśmy i przekazaliśmy do dalszego zagospodarowania ponad 9 tys. t, a w 2023

było to już prawie 12 tys. t gotowego paliwa przy zawartości wody ok. 20% – informuje Marek Mazur. Niemalże dwa razy więcej RDF wytwarza firma Eneris w Zakładzie Gospodarki Odpadami Komunalnymi (ZGOK) w Balinie k. Jaworzna. Tamtejsza instalacja każdego roku przetwarza ok. 78-80 tys. t odpadów komunalnych, wydzielając z tego strumienia ok. 20 tys. t gotowego paliwa alternatywnego, które trafia do cementowni i elektrociepłowni.

Producent noży maszynowych do przerobu drewna i biomasy

-noże do rębaków stacjonarnych i mobilnych

-noże do rozdrabniaczy -bijaki do młynów bijakowych -przeciwnoże

-noże do korowarek -noże do obtaczarek -sita

Robert Burdecki Regionalny Dyrektor

Sprzedaży

Fire Service Systems s.c.

Recykling odpadów i produkcja paliw alternatywnych, oprócz wymiernych korzyści, wiążą się z pewnymi zagrożeniami. Jednym z nich jest zagrożenie pożarowe związane z koncentracją materiałów wysokokalorycznych (często o bardzo małej wilgotności) oraz różnego rodzaju zanieczyszczeń. Ponadto sposób przetwarzania odpadów w separatorach, rębakach i młynach również stwarza zwiększone ryzyko pożarów i wybuchów.

Jednym z systemów ochrony ppoż., który wykrywa potencjalne źródła pożarów (iskry, zarzewia, gorące cząstki) i nie dopuszcza do rozprzestrzeniania się ognia oraz ewentualnych eksplozji, jest system wykrywania i gaszenia iskier. Dla pełnego bezpieczeństwa zalecamy stosowanie kilku systemów zabezpieczających proces technologiczny, takich jak kamery termowizyjne i detektory płomienia połączone z instalacją tryskaczową.

Certyfikowane systemy wykrywania i gaszenia iskier montowane są we wszelkich przesypach, wyciągach i transportach pneumatycznych, eliminując powstałe w trakcie obróbki mechanicznej recyklingu iskry i gorące cząstki. Natomiast otwarte przenośniki taśmowe, łańcuchowe, czy ślimakowe oraz miejsca składowania zarówno surowca jaki i wyrobu gotowego zabezpieczamy instalacją tryskaczową uruchamianą detektorami płomienia lub kamerami termowizyjnymi. Oczywiście każdy dobór systemów ppoż. powinien być poprzedzony oceną specjalisty i zgodny z jego zaleceniami.

– Aby zwizualizować efekt ekologiczny wynikający z wykorzystania naszego produktu można śmiało stwierdzić, że pozwala on rocznie uniknąć konieczności spalenia ok. 15 tys. t węgla energetycznego – mówi Paweł Drobnik, członek zarządu Eneris Alternative Fuels.

Z uwagi na rosnące wymagania cementowni zakład w Balinie przetwarza również odpady pochodzenia przemysłowego i wielkogabarytowe, które w zależności od potrzeb konkretnego odbiorcy są dodawane do paliwa z odpadów komunalnych, aby podnieść jego kaloryczność.

Linia do produkcji paliw alternatywnych w Balinie składa się z rozdrabniacza wstępnego, sita trójsekcyjnego, które rozdziela odpady na trzy frakcje (frakcja między 80 a 300 mm jest kierowana do produkcji RDF), separatorów optycznych, separatora wiroprądowego (usuwa metale nieżelazne, np. aluminium, które są następnie kierowane do recyklingu), separatorów magnetycznych i rozdrabniaczy końcowych. Ostatecznym produktem jest paliwo alternatywne zgranulowane do wielkości poniżej 40 mm. Paliwo alternatywne od kilkunastu lat produkuje w Zakładzie Odzysku i Unieszkodliwiania Odpadów także Miejskie Przedsiębiorstwo Gospodarki Komunalnej w katowicach. Kiedy w 2010 r. zapadała decyzja, by zbudować instalację do sortowania odpadów wraz z modułem do wytwarzania RDF, pod uwagę brano doświadczenia rynku niemieckiego, rosnące zainteresowanie paliwami alternatywnymi cementowni oraz wizję wprowadzenia w dalszej perspektywie zakazu składowania frakcji palnych. Po kilku latach oddano do użytku drugą linię, dzięki czemu zakład wytwarza ok. 30 tys. t paliwa.

– RDF wytwarzamy z balastu, czyli pozostałości z doczyszczania odpadów selektywnie zebranych na potrzeby cementowni oraz z frakcji powyżej 80 mm wydzielonej z odpadów zmieszanych dla przemysłu elektroenergetycznego – informuje Malwina Kaczor, PR manager w MPGK Katowice.

Serwisować i chronić przed ogniem

Produkcja paliw z odpadów to pozornie prosty, mechaniczny proces rozdrabniania odpowiedniej frakcji, jednak w praktyce wymaga spełnienia co najmniej kilku istotnych warunków. Jak podkreślają operatorzy, najważniejszym wyzwaniem eksploatacyjnym linii do produkcji paliwa RDF jest bieżąca obsługa całej instalacji.

– Kluczowe znaczenie mają regularne serwisy oraz konserwacja urządzeń. Pozwala to na zapewnienie długotrwałej i bezusterkowej pracy. Zaniedbanie tych aspektów może prowadzić do awarii, co skutkuje

przestojami i dodatkowymi kosztami – mówi Marek Mazur z ZGO Gać.

– Zaawansowane technologicznie urządzenia zainstalowane w Balinie oraz innych zakładach należących do Grupy Eneris wymagają bieżącego serwisowania, które wykonywane jest w uprzednio zaplanowanych interwałach. Z uwagi na przetwarzanie odpadów komunalnych podczas przestojów serwisowych mających miejsce każdej doby, zespół techniczny pracujący w Balinie dokonuje nie tylko niezbędnych napraw i wymiany elementów instalacji, ale również czyści poszczególne elementy linii, aby zapewnić im optymalne warunki pracy gwarantujące maksymalną żywotność – podkreśla Paweł

Drobnik z Eneris Alternative Fuels. Operatorzy linii do produkcji RDF zwracają również uwagę na konieczność monitorowania materiału wsadowego pod kątem zawartości kamieni oraz innych tego typu zanieczyszczeń. – Istotnym wyzwaniem, któremu stawiamy czoła jako producenci paliw RDF, jest zmienna jakość wykorzystywanego surowca. Bywa on bardzo zróżnicowany pod względem składu chemicznego,

Najważniejszym wyzwaniem eksploatacyjnym linii do produkcji paliwa RDF jest bieżąca obsługa całej instalacji

zanieczyszczeń i kluczowych parametrów, takich jak ciepło spalania czy wartość opałowa. Ponadto wśród odpadów komunalnych można spotkać wiele potencjalnie niebezpiecznych materiałów – od substancji łatwopalnych po baterie czy powerbanki, które mogą być źródłem zapłonu czy nawet wybuchu na instalacji – mówi Jolanta Słowińska, koordynator ds. komunikacji w PreZero.

I to właśnie zapewnienie bezpieczeństwa i ochrony przeciwpożarowej jest głównym wyzwaniem, przed jakim stoją zakłady zagospodarowania odpadów produkujące RDF. – Biorąc pod uwagę, że aktualnie jest duża nadpodaż paliwa i jego odbiory są często

REKLAMA

Piotr Mielczarek

Regionalny kierownik

sprzedaży

Firefly Poland Sp. z o.o.

Jednym z najpoważniejszych problemów, z którymi muszą się borykać zakłady produkcji paliwa z odpadów, są zagrożenia pożarowe. Są one nie tylko groźne dla pracowników, ale przede wszystkim generują duże straty materialne. Ważne jest, aby właściciele tych firm zdawali sobie sprawę z potencjalnych zagrożeń oraz podejmowali odpowiednie środki zaradcze. Dlatego tak istotne jest stosowanie skutecznych i nowoczesnych systemów zabezpieczeń przeciwpożarowych, które minimalizują ryzyko wystąpienia pożaru lub umożliwiają szybkie i skuteczne jego gaszenie. Ochrona życia i zdrowia powinna być zawsze najwyższym priorytetem, a inwestycja w odpowiednie systemy gaśnicze może zapewnić odpowiedni poziom bezpieczeństwa. Pożary, szczególnie w rozdrabniaczu, zdarzają się dość często i mogą wynikać z różnych czynników, takich jak tarcie, awaria łożysk lub obecność ciał obcych w procesie. Przy pomocy systemów wykrywania i gaszenia iskier, można skutecznie zminimalizować to ryzyko. Systemy błyskawicznie zareagują na wykryte źródła zapłonu, rozpoczną proces gaszenia i powiadomią o niebezpieczeństwie. Istotną kwestią jest również właściwy proces technologiczny, dobry stan techniczny maszyn oraz o czystość dookoła nich. Wymienione elementy wpisują się w całokształt proaktywnego systemu zabezpieczenia przed pożarami.

wstrzymywane, bardzo ważne jest, aby przedmiotowe instalacje wyposażone były w stałe instalacje gaśnicze – zwraca uwagę Malwina Kaczor z MPGK Katowice. – Nasze linie w newralgicznych miejscach, czyli m.in. na rozdrabniaczach wstępnych oraz końcowych, wyposażone zostały w system detekcji i zraszania. A magazyny paliw wyposażone są zarówno w instalację tryskaczową, jak i zraszaczową – dodaje.

Witold Garlacz, dyrektor sprzedaży ds. kluczowych klientów w firmie Nederman Polska dodaje, że jednym z najważniejszych urządzeń jest również instalacja odpylająca poszczególne części linii produkcyjnej, jak rozdrabniarki, przesypy taśmociągów, separatory magnetyczne, magazyny materiałów gotowych. – Instalacja odpylająca musi być zabezpieczona przeciwwybuchowo zgodnie z dyrektywą ATEX. Filtry obsługujące instalacje odpylające muszą posiadać systemy pasywne lub aktywne odsprzęgania wybuchu. Rurociągi muszą być zabezpieczone klapami zwrotnymi zgodnymi z dyrektywą ATEX lub systemami aktywnymi. Bardzo ważne jest, aby cała instalacja odpylająca wraz z filtrami i wyposażeniem była uziemiona. Dodatkowym zabezpieczeniem instalacji odpylającej jest system gaszenia iskier w rurociągu odpylającym, który składa się z detektorów podczerwieni i systemów gaszenia wodą. Cały zestaw zabezpieczający jest montowany na rurociągu przed filtrem – wyjaśnia.

W ZGO Gać linię produkcyjną zabezpieczają cztery systemy: wykrywania i gaszenia iskier Firefly, sucha instalacja hydrantowa, wysokociśnieniowa mgła wodna Hi-Fog oraz instalacja wczesnej detekcji dymu STRATOS. W lipcu całkowicie zmodernizowaną linię do produkcji RDF oddał do PreZero zakład zagospodarowania odpadów w Krzyżanówku. – Najważniejszym wyzwaniem eksploatacyjnym dla każdej instalacji produkującej paliwa alternatywne jest zachowanie bezpieczeństwa osób pracujących przy linii, a także jej otoczenia. Przy produkcji paliwa powstają bowiem znaczne ilości łatwopalnych pyłów. Dlatego olbrzymie znaczenie ma wyposażenie instalacji w wydajny i sprawny system odpylania oraz stosowne systemy przeciwpożarowe. Obecnie linia w Krzyżanówku zyskała dodatkowe zabezpieczenia przeciwpożarowe, takie jak system zraszania maszyn, kurtyny wodne, działka wodno-pianowe, urządzenia do wykrywania i gaszenia iskier, czy detektory wykorzystujące kamery termowizyjne – mówi Jolanta Słowińska, koordynator ds. komunikacji w PreZero.

Jaka przyszłość dla RDF?

– W tej chwili inwestowanie w nowe linie do RDF jest ryzykowne, albowiem na rynku istnieje duża nadpodaż paliwa – uważa Malwina Kaczor.

– Jednak w przyszłości, w wyniku dekarbonizacji przemysłu ciepłowniczego paliwa alternatywne mogłyby być szerzej wykorzystywane m.in. w przemyśle elektroenergetycznym, co jednak wymaga z jednej strony zmian w przepisach, a z drugiej modernizacji istniejących zakładów. Jednak bazowanie na coraz bardziej ekologicznych rozwiązaniach w różnych branżach pozwala przypuszczać, że jest to kierunek, który w przyszłości zyska na znaczeniu – dodaje.

Marek Mazur z ZGO Gać zwraca jednak uwagę, że pomimo, że paliwo RDF może być wykorzystywane w elektrowniach, elektrociepłowniach, przemyśle cementowym czy ITPOK, to liczba takich instalacji w Polsce nadal jest niewystarczająca.

– To w połączeniu z faktem, iż inwestycje związane z procesem budowy nowych instalacji są kosztowne i czasochłonne, sprawia, że możliwości zagospodarowania RDF są mocno ograniczone. Aby efektywnie wykorzystać potencjał paliwa RDF, ale także poprawić zarządzanie odpadami, konieczne są dalsze inwestycje w infrastrukturę – podkreśla. – Równie ważnym aspektem jest brak świadomości społecznej

– uważam, że jako branża odpadowa winniśmy położyć znacznie większy nacisk na edukację społeczeństwa w zakresie możliwości wykorzystania paliwa RDF jako alternatywy dla paliw kopalnych oraz korzyści płynących z takiego rozwiązania – dodaje. Kilka istotnych niekorzystnych okoliczności na rynku paliw alternatywnych dostrzega też Paweł Drobnik z firmy Eneris. Wskazuje na m.in. spowolnienie inwestycji w UE, co wpływa na poziom produkcji cementu i tym samym ograniczenie zapotrzebowania na paliwa alternatywne o blisko 30%, trwający konflikt zbrojny w Ukrainie (w wyniku rezygnacji przez UE z ceł na towary importowane zauważalny był rok do roku blisko dwukrotny wzrost importu cementu) oraz wzrost kosztów prowadzenia działalności wynikający ze wzrostu płacy minimalnej, cen nośników energii i inflacji.

– Powyższe czynniki oraz wiele innych sprawiają, że inwestycje w nowe instalacje produkujące paliwa alternatywne są obarczone szeregiem ryzyk, które muszą być właściwie oszacowane – podsumowuje Paweł Drobnik.

Lech Bojarski

REKLAMA

Jak zapewnić dobrą jakość RDF?

Aż 200 tys. ton paliw alternatywnych rocznie produkują należące do lubelskiej spółki KOM-EKO zakłady zagospodarowania odpadów. Jak przez prawie 20 lat udaje się jej funkcjonować na tym trudnym rynku – z Grzegorzem Czopem dyrektorem Zakładu Zagospodarowania Odpadów w Lublinie oraz Adamem Przystupą dyrektorem ds. środowiska i relacji zewnętrznych –rozmawia Lech Bojarski.

Spółka KOM-EKO wytwarza paliwo alternatywne z odpadów komunalnych już od blisko dwóch dekad, więc należy do najbardziej doświadczonych przedsiębiorstw w tym sektorze w kraju. Na dodatek stale rozwijacie tę gałąź swojej działalności, budując kolejne linie technologiczne do produkcji RDF. Jak udaje wam się funkcjonować z powodzeniem na tym wymagającym rynku przez tyle lat?

Adam Przystupa (A.P.): Rzeczywiście, już od 2005 r. wytwarzamy paliwo alternatywne z odpadów. Decyzja o zaangażowaniu się w tego typu przetwarzanie odpadów związana była z dążeniem do minimalizacji strumienia odpadów kierowanych do składowania. Zakład Zagospodarowania Odpadów w Lublinie powstawał etapami, planowo rozbudowywany był o kolejne instalacje pozwalające kompleksowo zagospodarowywać poszczególne frakcje odpadów. Niemal każda z nich zawiera w sobie moduł przeznaczony do wytworzenia paliwa alternatywnego. Koncepcja polegająca na funkcjonowaniu na terenie zakładu kilku instalacji, umożliwia nam płynne i planowe prowadzenie obsługi serwisowej urządzeń bez konieczności planowania przestojów oraz pozwala na sprawne zarządzanie strumieniem przyjmowanych odpadów. Kolejne rozbudowy wiązały się rzecz jasna z wykorzystaniem zdobywanych doświadczeń w zakresie produkcji RDF. Blisko 20-letnie doświadczenie w produkcji paliw alternatywnych to nasz mocny atut w kontaktach

z odbiorcami tego paliwa. Staramy się też na bieżąco wsłuchiwać w informacje płynące od naszych kontrahentów i odpowiednio szybko reagować, stale pracując nad jakością naszego paliwa alternatywnego oraz nad doborem i jakością wsadu do produkcji.

Wymagania jakościowe odbiorców RDF, którymi póki co, są głównie cementownie, stale rosną. Jak im sprostać?

Grzegorz Czop (G.C.): Główne wymagania jakościowe to: wilgotność do 20%, kaloryczność (min. 16-18 MJ tzw. paliwo kalcynatorowe, tzw. paliwo palnikowe – powyżej 20 MJ) oraz zawartość chloru poniżej 0,7 ppm. I takie parametry muszą być spełnione, aby nasze paliwo mogło być przyjęte do cementowni. Do tego nie bez znaczenia jest zawartość popiołu i biomasy. Oczywiście cały strumień dostaw musi być objęty systemem KZR.

Aby sprostać wszystkim wymaganiom należy odpowiednio dobierać dostawców wsadu na paliwa, nieustannie z nimi współpracować w kwestii utrzymania jakości dostarczanych odpadów. Ponadto duże znaczenie ma odpowiednie zaplecze magazynowe na gotowe paliwo RDF dla zapewnienia jego mieszania i homogenizacji przed wysłaniem do odbiorcy. W procesie produkcji do utrzymania wydajności instalacji konieczna jest ich obsługa w odpowiednim czasie i zakresie. Trzeba tu zachować odpowiedni

balans między zużyciem np. noży w rozdrabniaczach a ich możliwościami tnącymi, i co za tym idzie – wydajnością rozdrabniaczy. Ta zasada dotyczy wszystkich elementów instalacji.

Jakiego rodzaju odpady są przetwarzane na paliwo w państwa zakładzie?

G.C.: W naszych zakładach na paliwo RDF przetwarzane są odpady komunalne zmieszane, odpady wielkogabarytowe, odpady przemysłowe, część tworzywowa z odpadów pochodzenia budowlanego oraz odpady niebezpieczne stałe. Oczywiście wszystkie wymienione wymagają co najmniej wstępnej obróbki mechanicznej. Produkując paliwo z odpadów zmieszanych konieczne jest jego uszlachetnienie poprzez odpowiednie dodanie strumienia paliwa suchego i kalorycznego. Takie paliwo pozyskujemy z odpadów przemysłowych oraz pozostałości z przetwarzania odpadów suchych tzw. żółtego i niebieskiego worka. Aby przygotować wymagane partie transportowe konieczne jest mieszanie i homogenizacja strumieni paliw w magazynach. Wydajność produkcyjna naszych zakładów w Lublinie i Chełmie wynosi ok. 200 tys. t RDF na rok.

Linia do produkcji RDF to ciąg technologiczny złożony z wielu elementów. Na co zwracać największą uwagę, aby zapewnić jego wydajną i ciągłą pracę?

G.C.: Przy tego typu ciągach technologicznych należy zwracać uwagę na odpowiedni dobór

urządzeń i ich producentów. Tylko sprawdzeni dostawcy maszyn pozwalają zapewnić odpowiednią wydajność instalacji. Każdy element dobrze zaprojektowanego ciągu technologicznego do produkcji paliwa RDF ma znaczenie – ważna jest zarówno dobra rozdrabniarka wstępna jak i elektromagnesy, przenośniki, sita, przesiewacze, separatory i rozdrabniacze końcowe. Ogromne znaczenie ma też serwis i obsługa posprzedażowa.

W kwestii zapewnienia wydajności maszyn ważną rolę odgrywa dostępność materiałów i części zużywających się. Odpowiednio prowadzona gospodarka magazynowa części i podzespołów pozwala utrzymać ciągłość pracy instalacji. Ważne jest też, aby zakład nie opierał swojej produkcji tylko na jednej instalacji, jednym ciągu technologicznym. Takie działanie zapewnia ciągłość produkcji i tzw. flow odpadów w zakładzie.

A.P.: W ostatnich latach w miarę rozpowszechniania wszelkiego rodzaju urządzeń i sprzętów zasilanych bateriami wzrosło ryzyko pożarowe oraz zwiększyła się liczba mikro-pożarów na instalacjach. Stan ten spowodował konieczność doposażenia instalacji w systemy wykrywania iskier i systemy gaszenia.

Dodatkowo zamontowaliśmy w zakładach systemy wykrywania pożaru działające on-line z powiadamianiem załogi i jednostek straży pożarnej.

Ryzyka pożarowe ciągle rosną i według nas będą rosły, dopóki nie zmieni się mentalność i sposób segregacji odpadów u źródła.

/ W produkcji paliw RDF podstawowe znaczenie ma jakość surowca i bezawaryjność ciągów technologicznych

Biowęgiel – zeroemisyjny i perspektywiczny magazyn energii o szerokim zastosowaniu gospodarczym

Ostatnie kilkanaście lat to okres szczególnie szybkich zmian w szeroko rozumianym sektorze elektroenergetyki i ciepłownictwa. Z jednej strony ich siłą napędową są działania i polityka Unii Europejskiej ukierunkowana na istotne ograniczenie zużycia, bądź nawet odejście od wykorzystania paliw kopalnych, z drugiej zaś kwestie ekonomiczne, będące konsekwencją całej palety różnego rodzaju dopłat do tzw. technologii niskoemisyjnych.

Wymagana

obecnie konieczność wykorzystywania tzw. energii zielonej, mającej pierwszeństwo zakupu na rynku, jest oczywiście wzniosła ideowo, lecz niestety obarczona poważnym mankamentem – jest generowana głównie w dzień, podczas gdy gros konsumpcji przypada na okres wieczorny. Dodatkowo – zwłaszcza w miesiącach jesienno-zimowych – pamiętać należy o konieczności zapewnienia odpowiednich dostaw ciepła do ogrzewania. Tym samym, postulowana zmiana polskiego miksu energetycznego i szersza (wielkoskalowa) implementacja oraz wykorzystanie fotowoltaiki, pomp ciepła, siłowni wiatrowych oraz innych nowych technologii (np. hybrydowych, wykorzystujących paliwa syntetyczne, itp.) ma istotne ograniczenie praktyczne, związane z nieprzewidywalnością dostaw oraz trudnościami w stabilizacji systemu energetycznego (generacja głównie w ciągu dnia, podczas gdy konsumpcja przede wszystkim wieczorem). W obecnym układzie energia z OZE jest więc droga, a jej sprzedaż

na rynku nie byłaby opłacalna bez wdrożenia systemu dopłat oraz wymogu zakupu uprawnień do emisji CO2 – w przypadku wykorzystania paliw kopalnych.

Ekonomii w dłuższej perspektywie nie da się oszukać, a istniejący system różnego rodzaju subsydiów to w gruncie rzeczy drenowanie podatnika. Pytanie brzmi: czy tego chcemy jako konsumenci? I czy im więcej OZE w systemie, tym energia droższa?

Abstrahując od logiki związanej z emisjami CO2 i koniecznością utrzymywania dyspozycyjnych elektrowni systemowych oraz elektrociepłowni, logicznym działaniem powinno być uwzględnienie kosztów konieczności utrzymywania stabilizatora systemu energetycznego również w cenie energii oferowanej ze źródeł OZE, co jednak spowoduje wzrost cen. Innym sposobem poprawy funkcjonowania OZE i obniżenie cen energii mogą być magazyny energii, które w okresach jej nadpodaży będą produkować np. wodór lub też magazynować energię w formie innego jej nośnika. W perspektywie kilkuletniej, duże

magazyny bazujące na procesach elektrochemicznych wydają się nierealne ze względu na oferowaną gęstość energii oraz dostępne na świecie zasoby tzw. pierwiastków ziem rzadkich, których ograniczona ilość, siłą rzeczy, stanowi barierę technologiczną, dodatkowo hamowaną przez nieznane skutki środowiskowo-ekologiczne (utylizacja i recykling). Należy zatem dążyć do promowania takich technologii magazynów energii, które są realne do implementacji w dużej skali technicznej, a dodatkowo są sprawdzone, ekologiczne i względnie tanie.

Jednym z takich perspektywicznych rozwiązań technologicznych jest magazynowanie energii w postaci energii chemicznej zawartej w biowęglu, czyli produkcie termolizy (termiczne przetwarzanie – nie mylić z procesem pirolizy) różnego rodzaju biomasy (leśnej, rolnej, odpadowej). W efekcie termolizy biomasa przekształcana jest do postaci karbonizatu o morfologii i strukturze zbliżonej do węgla drzewnego (np. węgla do grilla). Wskutek termolizy

Przekształcanie biomasy do biowęgla zapewnia realny sposób na proste technologicznie, bezpieczne środowiskowo i długookresowe magazynowanie dużych ilości energii

następuje usunięcie z biomasy części lotnych, które są spalane, a wytworzone ciepło jest wykorzystywane do termolizy, a wsad przekształcany jest do sypkiej postaci stałej, zawierającej zwykle 60-95% pierwiastka C i znikomą ilość wilgoci oraz siarki. W zależności od warunków prowadzenia termolizy (czas, temperatura, szybkość nagrzewania) wytworzony biowęgiel może cechować się właściwościami higrofobowymi (istotnymi w przypadku długookresowego

Michal Kotarski Prezes Zarządu

Biochar Europe Sp. z o.o.

Miliony ton biomasy rocznie pozostałej po różnych procesach w rolnictwie oraz przetwórstwie warzyw i owoców, pozostałości kuchennych i tzw. ogrodowych, w hodowli drobiu, krów i świń, w produkcji olejów, piwa, wina czy w produkcji biogazu tworzą ogromny rezerwuar tanich zasobów do wytwarzania biowęgla w nowoczesnych procesach jego produkcji. Z jednej strony, wykorzystanie tej biomasy zapobiegnie emisji milionów ton gazów cieplarnianych, w tym emisji CO 2 (należy pamiętać, że 1 tona biomasy w czasie rozkładu emituje około 1,7 tony CO 2, natomiast 1 tona biowęgla wykorzystana do ogrzewania czy produkcji energii elektrycznej ma zerową emisję CO 2). Dodatkowo, 1 tona biowęgla zagospodarowana w rolnictwie czy budownictwie redukuje średnio 2,3 tony CO 2 w atmosferze, który to proces certyfikują instytucje, umożliwiając

następnie sprzedaż takich certyfikatów redukcji emisji dwutlenku węgla sektorowi przemysłowemu. Współczesne technologie produkcji biowęgla, takie jak firmy Biochar Europe, pozwalają zatem na przychód z trzech źródeł: sprzedaży biowęgla, zagospodarowania nadmiaru energii oraz sprzedaży certyfikatów redukcji CO 2.

magazynowania) lub higroskopijnymi (kluczowymi dla gospodarczego wykorzystania w rolnictwie bądź ogrodnictwie).

W odróżnieniu od biomasy, biowęgiel cechuje podatność przemiałowa zbliżona do węgla kopalnego, gęstość nasypowa 150-400 kg/m3 oraz wyższa gęstość energii (rzędu 4,5-5,5 GJ/m3) i wartość opałowa przekraczająca nawet 28 MJ/kg. Z punktu widzenia zastosowania jako magazyn energii, biowęgiel może być składowany nawet kilka lat bez istotnej zmiany swoich właściwości. Tym samym, biowęgiel może stanowić znakomity i pewny nośnik

(magazyn) energii odnawialnej, akumulowanej w formie stałej w okresie letnim (kiedy jest nadmiar biomasy na rynku i niskie zapotrzebowanie na ciepło), zaś zużywanej w okresie zimowym zamiast paliw kopalnych. Mając na uwadze dostępne potencjalne zasoby biomasy w Polsce, jej przekształcanie do biowęgla (magazynu energii) zapewnia realny sposób na proste technologicznie, bezpieczne środowiskowo i długookresowe oraz kontrolowalne magazynowanie dużych ilości energii, bez konieczności zagospodarowywania szkodliwych odpadów – jak ma to miejsce np. w przypadku technologii elektrochemicznych (akumulatory). Istotne jest z makroekonomicznego punktu widzenia, oprócz aspektów związanych z magazynowaniem energii, że biowęgla niesie ze sobą również cały szereg dodatkowych korzyści biznesowych, wynikających z możliwości zastosowania go m.in. w rolnictwie, ogrodnictwie, do bezpośredniego współspalania, jako składnik polepszaczy gleby, substytut węgla aktywnego, składnik emulsji paliwowych, w węglowych ogniwach paliwowych, jako sorbent, czy też jako nośnik energii chemicznej dla różnego rodzaju zastosowań zaawansowanych (w tym militarnych). Biowęgiel może być również stosowany w budownictwie, czy też jako składnik mieszanek i emulsji paliwowych, bądź istotny element w implementacji technologii wytwarzania wodoru z wykorzystaniem UPS (ubocznych produktów spalania).

Z punktu widzenia wielkoskalowego i praktycznego ograniczenia emisji CO2, interesujące rozwiązanie stanowi wytwarzanie i deponowanie biowęgla w glebie, skutkujące poprawą jej parametrów fizykochemicznych oraz prostym sposobem na usuwanie ditlenku węgla z atmosfery, prowadzące de facto do ujemnej emisji CO2 netto oraz profitów z tytułu zakupu uprawnień do emisji. Reasumując, z przedstawionej skrótowo problematyki wytwarzania i zastosowania biowęgla wynika, że jest to technologia warta zainteresowania, dająca nie tylko realne możliwości magazynowania energii odnawialnej, lecz także dodatkową wartość dodaną poprzez szerokie możliwości wykorzystania biowęgla w wielu działach zaawansowanej gospodarki.

Robert Zarzycki, Rafał Kobyłecki Politechnika Częstochowska Wydział Infrastruktury i Środowiska

Trendy na rynku biowęgla

Biowęgiel zaczyna mieć coraz większe znaczenie na rynku zarówno energetycznym, jak i nawozowym. Od ok. 2010 r. obserwuje się bardzo szybki rozwój i ewaluację technologii jego wytwarzania i aktywacji. Biowęgiel bowiem uznawany jest jako produkt przyczyniający się do zmniejszenia emisji CO2, co obecnie ma kluczowe znaczenie w kontekście zmniejszenia emisji GHG, założeń Europejskiego Zielonego Ładu, Gospodarki o Obiegu Zamkniętym oraz pakietu Fit for 55.

Biowęgiel to rodzaj węgla drzewnego wytwarzanego z materiałów organicznych, takich jak odpady rolnicze, zrębki drzewne lub biomasa, w tym również biomasa odpadowa, w procesie zwanym pirolizą. Rynek biowęgla jest podzielony na segmenty według technologii produkcji i zastosowań. Na podstawie technologii rynek dzieli się na pirolizę, systemy zgazowania, toryfikacji i inne technologie (np. karbonizacja hydrotermalna).

Z uwagi na swoje właściwości i możliwości wykorzystania, od dwóch dekad obserwuje się wyraźny wzrost zainteresowania biowęglami w sektorze rolniczym. Zastosowania w rolnictwie obejmują zarówno środki poprawiające właściwości gleby, dodatki do kompostowania i nośniki nawozów, jak również wykorzystanie do przetwarzania obornika i ściółki w stajniach oraz jako dodatki do kiszonki i pasz. Ponadto biowęgiel zwiększa żyzność gleb i poprawia retencję wody w glebach, co w konsekwencji wpływa na wzrost wydajności upraw. Biowęgle mają również szerokie zastosowanie w przemyśle, w tym w budownictwie np. jest dodatkiem do tynków jako substancja pochłaniająca zapachy czy inne substancje szkodliwe lub też jako składnik różnego rodzaju kompozytów, tworzyw sztucznych, w przemyśle papierniczym czy tekstylnym [1, 2].

Biowęgle to też produkty o właściwościach zbliżonych do powszechnie stosowanych węgli aktywnych, które posiadają zdolność sorbowania substancji toksycznych. Mogą więc z powodzeniem znaleźć zastosowanie w ochronie środowiska, w oczyszczaniu wód, powietrza, w systemach filtracyjnych i jako dodatek do kosmetyków czy żywności. Po odpowiednim wzbogaceniu mogą również stanowić nośnik substancji stosowanych np. w suplementacji. Od 2016 r. biowęgiel, jak również bioenergia, a także bioenergia z wychwytywaniem i składowaniem dwutlenku węgla (BECCS), zostały uznane za potencjalne rozwiązania, które mogą ograniczyć globalne ocieplenie. Raport specjalny Międzyrządowego Zespołu ds. Zmian Klimatu (IPCC) umieścił biowęgiel jako jedną z sześciu technologii o największym możliwym ujemnym potencjale emisji z rocznym potencjałem sekwestracji dwutlenku węgla wynoszącym około 0,7-1,8 Gt CO2-Ce [3, 4].

Rynek biowęgla Według danych, rynek biowęgli w USA w 2023 r. wynosił 0,43 mln t. Szacuje się, że w 2024 stanowić będzie około 0,57 mln t. Do końca 2029 roku może osiągnąć 1,73 mln t. Z tych samych danych sektora biowęgla w USA wynika, że pandemia COVID 19 wpłynęła negatywnie na jego rynek, ze względu na

zakłócenia w łańcuchach dostaw z powodu blokad wpływających na dostępność surowców i siły roboczej wymaganej do jego produkcji. Jednocześnie czas pandemii podkreślił znaczenie w zakresie zrównoważonego rozwoju w różnych sektorach, w tym w rolnictwie. W rezultacie wzrosło zainteresowanie zrównoważonymi praktykami rolniczymi, co doprowadziło do zwiększonego popytu na produkty biowęglowe [3, 5].

Ameryka Północna jest jednym z wiodących regionów pod względem produkcji i zużycia biowęgla.

Stany Zjednoczone i Kanada odnotowały wzrost zainteresowania biowęglem głównie z uwagi na wysoko rozwinięty sektor rolniczy, który w tym regionie jest głównym jego konsumentem. Zaawansowane praktyki rolnicze w tym regionie napędzają popyt na ten wartościowy produkt poprawiający właściwości gleb [3, 5]. Ponadto w Ameryce Północnej biowęgle wykorzystywane są również w ochronie środowiska oraz w celu sekwestracji dwutlenku węgla. Do liderów w zakresie stosowania biowęgla na cele rolnicze należą również Chiny, które odpowiadają za produkcję około 18% żywności na świecie [3, 5, 6].

Europa potrzebuje regulacji prawnych

Stosowanie biowęgli może być utrudnione w krajach UE przez luki w systemach prawnych, dotyczących produkcji i wykorzystania tego produktu. Obecnie stosowanie biowęgla jako środka nawozowego jest regulowane na szczeblu krajowym w niektórych państwach członkowskich Unii Europejskiej (UE-MS), jednak większość unijnych krajów nie ma sprecyzowanych przepisów dotyczących biowęgla [7]. Niemniej Komisja Europejska wprowadziła regulacje, które powinny ułatwić rozwój tego rynku. W Rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/1009 z 5 czerwca 2019 r. zapisano m.in.: „(19) Stwierdzono, że na rynku istnieje popyt na stosowanie jako produktów nawozowych niektórych odpadów z odzysku w rozumieniu dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2008/98/WE (8), takich jak struwit, biowęgiel i produkty na bazie popiołów. Ponadto niezbędne są pewne wymogi dla odpadów stosowanych jako wsad w procesie odzysku, wymogi dotyczące procesów i technik przetwarzania, a także wymogi dotyczące produktów nawozowych uzyskanych w procesie odzysku, by użytkowanie tych

Produkcja biowęgli z biomasy i ich wykorzystanie jako cennego produktu, może mieć bardzo wszechstronne zastosowanie: w energetyce, budownictwie, rolnictwie i innych branżach

produktów nawozowych nie prowadziło do ogólnych niepożądanych skutków dla środowiska lub zdrowia ludzkiego.”[8].

KE zaleca krajom członkowskim wprowadzenie przepisów ułatwiających dostęp do rynku wewnętrznego i swobodnego przepływu produktów nawozowych

UE, jeśli spełnią one wymogi dot. bezpieczeństwa i wykażą wydajność agronomiczną. Wspomniane wyżej Rozporządzenie weszło w życie 16 lipca 2022 r. Nakłada ono dodatkowo na KE obowiązek dokonania oceny struwitu, biowęgla i produktów na bazie popiołu (Ash) (zwanych dalej łącznie „STRUBIAS”) bez zbędnej zwłoki po dacie wejścia w życie oraz przyjęcia aktów delegowanych w celu włączenia tych materiałów do załącznika II, jeżeli spełnione są kryteria dotyczące dowodów naukowych. Aby zmniejszyć ryzyka związane z wykorzystaniem biowęgli, zgodnie z najlepszą dostępną wiedzą naukową, powołano European Biochar Certificate (EBC). W tym celu wydano dokument Guidelines of the European Biochar Certificate (zaktualizowany 5 kwietnia 2023) [1].

Ithaka Institute opracował z kolei w porozumieniu z EBC dokument Guidelines of the World Biochar Certificate (wrzesień 2023). Jest on powiązany z Europejskim Certyfikatem Biowęgla (EBC) i jest własnością Carbon Standards International [2].

Proces produkcji biowęgli

Biowęgle można wytwarzać z różnego rodzaju biomasy, głównie w procesach pirolizy w temperaturach 300-1000oC, pod ciśnieniem i bez dostępu tlenu [3, 7]. Temperaturę uważa się za najważniejszy parametr w kontrolowaniu mechanizmów reakcji karbonizacji, stąd też zaleca się stosowanie temperatury

powyżej 350oC. Ta właściwość wpływa na charakterystykę i wydajność biowęgla w większym stopniu w porównaniu z czasem przebywania, szybkością ogrzewania lub wielkością cząstek surowca [7, 9].

Na rynku dostępne są gotowe technologie, jednak proces zawsze należy zoptymalizować w kontekście przetwarzanej biomasy oraz jakości otrzymanego produktu końcowego i docelowego zastosowania biowęgla. Proces pirolizy nie może mieć negatywnego wpływu na środowisko, dlatego parametry technologiczne muszą być ściśle kontrolowane. Innymi parametrami bowiem powinien charakteryzować się biowęgiel wykorzystywany np. na cele energetyczne (głównie wysoka wartość opałowa), a innymi biowęgiel na cele rolnicze czy jako materiał filtracyjny (np. wielkość porów, powierzchnia właściwa).

Na jakość i późniejsze możliwości zastosowania biowęgli, oprócz samego procesu przetwarzania biomasy, decydujący wpływ ma również wsad do procesu, czyli sama biomasa i jej pochodzenie. W procesie pirolizy możemy zastosować czystą biomasę w postaci np. słomy, trocin, wytłoków, pestek, jak również surowce odpadowe, które w swoim składzie zawierają biomasę, w tym obornik, odchody zwierzęce np. kurzeniec, osady ściekowe, RDF, odpady z produkcji mebli, kompost niespełniający wymagań i wiele innych odpadów. Dla każdego z tych rodzajów odpadów należy ustalić warunki procesu tak by otrzymać odpowiedniej jakości produkt, w zależności od ostatecznej koncepcji jego przeznaczenia.

Spełnienie wymagań w zakresie obniżenia emisji GHG do atmosfery, w tym w szczególności CO2, jak również spełnienie wymagań w zakresie Fit for 55, Europejskiego Zielonego Ładu, czy Gospodarki o Obiegu Zamkniętym (GOZ) oraz troska o ochronę zasobów naturalnych, poprawę jakości gleb, rosnące zapotrzebowania w zakresie produkcji żywności, z uwagi na ogromny przyrost naturalny spowoduje wzrost zainteresowania wszelkimi metodami pozwalającymi na spełnienie rosnących wymagań, podniesienie jakości życia i ochronę środowiska naturalnego. Do takich metod z pewnością należy produkcja biowęgli z biomasy i ich wykorzystanie jako cennego produktu, który może mieć bardzo wszechstronne zastosowanie, począwszy od wykorzystania w celach energetycznych (energia odnawialna), poprzez produkcję materiałów budowlanych,

kompozytów, tworzyw, aż po zastosowanie do celów nawozowych, w ochronie środowiska oraz jako dodatek do kosmetyków, żywności, suplementów. Biowęgiel stosowany doglebowo stanowi doskonałą opcję zarówno do zarządzania uprawami, jak i do łagodzenia zmian klimatu. Jego wykorzystanie może pomóc zatrzymać wilgoć i zachować żyzność gleby, poprawiając w ten sposób wzrost upraw i plony. W kontekście sekwestracji stosowanie biowęgla daje długotrwałe efekty z uwagi na jego wysoką stabilność w glebie, stąd też może skutecznie sekwestrować węgiel przez setki, a nawet tysiące lat.

Joanna Poluszyńska Sieć Badawcza Łukasiewicz – Instytut Ceramiki i Materiałów Budowlanych

PRZYPISY:

1. Guidelines of the European Biochar Certificate – Version 10.3 (updated on 5th April 2023), (data dostępu 23.07.2024).

2. Guidelines of the World Biochar Certificate – Version 1.0B (from 15th September 2023), https://www.european-biochar.org/en/ct/2-EBC-and-WBC-guidelines-documents (data dostępu 23.07.2024). Sonal K. Thengane, Kevin Kung, Josiah Hunt, Haris R. Gilani, C. Jim Lim, Shahabaddine Sokhansanj, Daniel L. Sanchez, ,,Market prospects for biochar production and application in California”, Biofuels, Bioprod. Bioref. 15:1802–1819 (2021), DOI: 10.1002/bbb.2280.

3. Sonal K. Thengane, Kevin Kung, Josiah Hunt, Haris R. Gilani, C. Jim Lim, Shahabaddine Sokhansanj, Daniel L. Sanchez, ,,Market prospects for biochar production and application in California”, Biofuels, Bioprod. Bioref. 15:1802–1819 (2021), DOI: 10.1002/bbb.2280.

4. Smith P, ,,Soil carbon sequestration and biochar as negative emission technologies”, Global Change Biology (2016) 22, 1315-1324, doi: 10.1111/gcb.13178.

5. Biochar Market Size – Industry Report on Share, Growth Trends & Forecasts Analysis (2024-2029),https://www.mordorintelligence.com/industry-reports/biochar-market?network=g&source_ campaign=&utm_source=google&utm_medium=cpc&matchtype=p&device=c&gad_source=1&gclid=EAIaIQobChMIi7PiydO8hwMV_guiAx2dwwkuEAAYBCAAEgIYfPD_BwE, (data dostępu 23.07.2024).

6. Longlong Xia, Wenhao Chen, Bufan Lu, Shanshan Wang, Lishan Xiao, Beibei Liu, Hongqiang Yang , Chuong Huang , Hongtao Wang, Yang Yang, Litao Lin, Xiangdong Zhu, Wei-Qiang Chen, Xiaoyuan Yan, Minghao Zhuang, Chih-Chun Kung , Yong-Guan Zhu, Yi Yang, ,,Climate mitigation potential of sustainable biochar production in China”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 175, April 2023, 113145, https://doi.org/10.1016/j.rser.2023.113145.

7. Bruno Garcia 1, Octávio Alves 1, Bruna Rijo 1, Gonçalo Lourinho 1 and Catarina Nobre 2, Biochar: Production, Applications, and Market Prospects in Portugal, Environments 2022, 9(8), 95; https://doi.org/10.3390/environments9080095.

8. Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2021/2088 z dnia 7 lipca 2021 r. zmieniające załączniki II, III i IV do rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/1009 w celu dodania materiałów uzyskanych w wyniku pirolizy i zgazowania jako kategorii materiałów składowych w produktach nawozowych UE.

9. Zhang, Z.; Zhu, Z.; Shen, B.; Liu, L. Insights into Biochar and Hydrochar Production and Applications: A Review. Energy 2019, 171, 581–598.

MONTAŻ

MONTAŻ NA WSPÓLNYM MURKU

doświadczeniem Specjalizujemy się produkcyjny.

GARAŻ DLA

MAGAZYN WIÓRÓW DRZEWNYCH MONTAŻ

GARAŻ DLA SAMOCHODÓW CIĘŻAROWYCH

SAMOCHODÓW CIĘŻAROWYCH

GARAŻ DLA SAMOCHODÓW CIĘŻAROWYCH

Dysponujemy własną spawalnią, ślusarnią oraz zespołem fachowców.

Wykonujemy nowoczesne hale namiotowe kompleksowo, projektujemy, spawamy, transportujemy oraz montujemy we wskazanym miejscu.

MAGAZYN WIÓRÓW DRZEWNYCH

MAGAZYN WIÓRÓW DRZEWNYCH

GARAŻ DLA SAMOCHODÓW CIĘŻAROWYCH

GARAŻ DLA SAMOCHODÓW CIĘŻAROWYCH

SEGREGACJA ODPADÓW

SEGREGACJA ODPADÓW

Skavska Hale Sp. z o.o. to polska firma, z dużym doświadczeniem w branży metalurgicznej, działająca od 2015 roku. Specjalizujemy się w produkcji hal namiotowych. Posiadamy własny zakład produkcyjny.

Skavska Hale Sp. z o.o. to polska firma, z dużym doświadczeniem w branży metalurgicznej, działająca od 2015 roku. Specjalizujemy się w produkcji hal namiotowych. Posiadamy własny zakład produkcyjny.

MAGAZYN WIÓRÓW DRZEWNYCH

MAGAZYN WIÓRÓW DRZEWNYCH

SEGREGACJA ODPADÓW

Skavska Hale Sp. z o.o. to polska firma, z dużym doświadczeniem w branży metalurgicznej, działająca od 2015 roku. Specjalizujemy się w produkcji hal namiotowych. Posiadamy własny zakład produkcyjny.

Skavska Hale Sp. z o.o. to polska firma, z dużym doświadczeniem w branży metalurgicznej, działająca od 2015 roku. Specjalizujemy się w produkcji hal namiotowych. Posiadamy własny zakład produkcyjny.

SEGREGACJA ODPADÓW

Skavska Hale Sp. z o.o. to polska firma, z dużym doświadczeniem w branży metalurgicznej, działająca od 2015 roku. Specjalizujemy się w produkcji hal namiotowych. Posiadamy własny zakład produkcyjny. Dysponujemy własną spawalnią, ślusarnią oraz zespołem fachowców. Wykonujemy nowoczesne hale namiotowe kompleksowo, projektujemy, spawamy, transportujemy oraz montujemy we wskazanym miejscu.

Dariusz Witkowski tel. +48 733 430 320

Dysponujemy własną spawalnią, ślusarnią oraz zespołem fachowców. Wykonujemy nowoczesne hale namiotowe kompleksowo, projektujemy, spawamy, transportujemy oraz montujemy we wskazanym miejscu.

Dysponujemy własną spawalnią, ślusarnią oraz zespołem fachowców. Wykonujemy nowoczesne hale namiotowe kompleksowo, projektujemy, spawamy, transportujemy oraz montujemy we wskazanym miejscu.

Dysponujemy własną spawalnią, ślusarnią oraz zespołem fachowców. Wykonujemy nowoczesne hale namiotowe kompleksowo, projektujemy, spawamy, transportujemy oraz montujemy we wskazanym miejscu.

Mikołaj Matschay tel. +48 730 208 280

Skavska Hale Sp. z o.o. to polska firma, z dużym doświadczeniem w branży metalurgicznej, działająca od 2015 roku. Specjalizujemy się w produkcji hal namiotowych. Posiadamy własny zakład produkcyjny.

Dysponujemy własną spawalnią, ślusarnią oraz zespołem fachowców. Wykonujemy nowoczesne hale namiotowe kompleksowo, projektujemy, spawamy, transportujemy oraz montujemy we wskazanym miejscu.

Dysponujemy własną spawalnią, ślusarnią oraz zespołem fachowców. Wykonujemy nowoczesne hale namiotowe kompleksowo, projektujemy, spawamy, transportujemy oraz montujemy we wskazanym miejscu.

SKAVSKA HALE SP. Z O.O., 98-400 Wieruszów, ul. Nowa 25 tel: +48 733 290 550, e-mail: biuro@skavska.pl

SKAVSKA HALE SP. Z O.O., 98-400 Wieruszów, ul. Nowa 25 tel: +48 733 290 550, e-mail: biuro@skavska.pl

SKAVSKA HALE SP. Z O.O., 98-400 Wieruszów, ul. Nowa 25 tel: +48 733 290 550, e-mail: biuro@skavska.pl

Bartosz Wardęga tel. +48 733 263 580

Kamil Bochenek tel. +48 725602 725

Andrzej Czarnecki tel. +48 725 718 818

Maciej Jurek – hale dwuspadowe tel. +48 733 018 718

DWUSPADOWE

DWUSPADOWE