Power & Industry 2017/1

ISSN: 2084-7165

1/2017 (15) ZIMA

spis treści 4

Poprawa jakości powietrza jest jednym z najważniejszych priorytetów do realizacji Ministerstwa Środowiska w najbliższym czasie

7

EURACOAL – gromadzenie informacji, analiza, ekspertyza, rada i ustalenie stanowiska – tak działaliśmy i tak działać będziemy w przyszłości

10 NFOŚ …stabilne, skuteczne i efektywne wspieranie przedsięwzięć i inicjatyw służących środowisku 12 Podsumowanie roku w Grupie Energa 14 Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla – podsumowanie roku 2016 17 Projekt ustawy o rynku mocy a prawo unii europejskiej 25 2016: wielki powrót węgla oraz państwowego sterowania enegetyką 26 Polska przygotowując się do wdrożenia mechanizmów mocowych powinna skorzystać z doświadczeń Francji 32 Rok 2016 w Fortum znaczące inwestycje i akwizycja DUONu 34 Nowoczesne technologie odazotowania spalin dla przemysłu i energetyki a zmieniające się regulacje środowiskowe 40 Charakterystyka współczesnych urządzeń chłodniczych 45 Metan kopalniany. Szanse i zagrożenia 46 Kopalnie węgla kamiennego... i metanu?

50 Emisja gazów cieplarnianych z nieczynnego szybu – uwarunkowania, ocena i profilaktyka 53 Energetyczne wykorzystanie metanu wentylacyjnego 56 Termiczne spalanie metanu z powietrza wentylacyjnego kopalń węgla kamiennego z możliwością odzysku energii

REDAKCJA ul. Stalowa 4, 47-400 Racibórz tel. 32 726 79 47, fax 32 720 26 60 redakcja@powerindustry.com.pl RADA PROGRAMOWA Przewodniczący: prof. Włodzimierz Błasiak prof. Stanisław Nawrat REDAKTOR NACZELNY Janusz Zakręta tel. 608 664 129 STUDIO GRAFICZNE www.PROGRAFIKA.com.pl DRUK Drukarnia Wydawnictwa NOWINY ul. Olimpijska 20, 41-100 Siemianowice Śl.

WYDAWCA AGENCJA PROMOCJI BIZNESU JANUSZ ZAKRĘTA ul. Stalowa 4, 47-400 Racibórz tel. 32 726 79 47, fax 32 720 26 60 www.powerindustry.com.pl

Redakcja nie odpowiada za treść ogłoszeń oraz za treść i poprawność artykułów przygotowanych przez niezależnych autorów. Redakcja nie zwraca materiałów niezamówionych. Kwartalnik.

Nakład: do 2 000 egzemplarzy

Jest zima, więc musi być zimno i ciemno…

Czy na pewno?

Janusz Zakręta Redaktor naczelny janusz.zakreta@powerindustry.com.pl

O

statnio przeczytałem na branżowym forum dyskusyjnym, że jedynym rozwiązaniem problemu smogu duszącego mieszkańców wielu polskich miast i miasteczek jest energia z wiatru.

Można by się z tą teorią zgodzić, bo jak wiadomo wiatrak, czy nawet setka wiatraków, dymu zawierającego sadzę, szkodliwe pyły i inne paskudztwa nie emituje. Problem jednak w tym, że ze smogiem największy problem jest wówczas, gdy nie ma wiatru i smog, który się nagromadził nad naszymi głowami sam odlecieć nie chce. Ten sam wiatr, którego nie ma, jest niezbędny by wiatraki produkowały „czystą” energię, która przegoni smog na dobre.

Mówiąc jednak całkiem poważnie – problem jest i to poważny.

Osobiście uważam, że główną przyczyną takiego stanu rzeczy jest niski poziom zamożności dużej części społeczeństwa okraszony dodatkowo sporą porcją niefrasobliwości i niewiedzy.

Palenie „czym popadnie” w bardzo kiepskich piecach i kotłach jest spowodowane najczęściej brakiem pieniędzy na wymianę źródła ciepła i opał należytej jakości. Trudno sobie jednak wyobrazić, że osoba w podeszłym wieku, która do tej pory paliła miałem pomieszanym ze śmieciam, nagle będzie obsługiwać nowoczesny , sterowany elektronicznie kocioł na ekogroszek spełniający restrykcyjne normy lub dwufunkcyjny kocioł gazowy.

Wydaje się więc, że należy rozbudować systemy ciepłownicze tam, gdzie jest to tylko możliwe z technicznego punktu widzenia.

Czynnik ekonomiczny nie powinien być rozstrzygający. Wsparcia z budżetu państwowego i tak się nie uniknie przy rozwiązywaniu tego kłopotu. Oczywiście, pozostaje kwestia czym podgrzejemy wodę dostarczaną do sieci ciepłowniczej.

Moim zdaniem to powinien być metan – tam gdzie jest dostępny (kopalnie, biogazownie, składowiska odpadów, oczyszczalnie), czysto i efektywnie spalony węgiel, gaz ziemny, biomasa – tam gdzie jest łatwa i tania do pozyskania i geotermia, która nadal jest słabo rozwinięta. Bardzo ważne jest również maksymalne wykorzystanie potencjału ciepłowniczego, który jest dostępny w pracujących elektrowniach zawodowych.

Osoby zamożne, mające indywidualne źródła ciepła albo już mają urządzenia dobrej jakości często doposażone w pompy ciepła i kolektory słoneczne albo zrobią to szybko pod wpływem odpowiednio egzekwowanych przepisów. A może podłączą budynek do sieci, jeśli ona powstanie.

To chyba jest przepis na ciepłowniczy MIX, który pokona smoka… przepraszam smoga.

Zapraszam do lektury Power&Industry w nowej szacie i nowym formacie.

Power & Industry

1/2017

4

rozmowa

energetyka i przemysł

Poprawa jakości powietrza jest jednym z najważniejszych priorytetów do realizacji Ministerstwa Środowiska w najbliższym czasie Rozmowa z Pawłem Sałkiem SEKRETARZEM STANU W MINISTERSTWIE ŚRODOWISKA I PEŁNOMOCNIKIEM RZĄDU DS. POLITYKI KLIMATYCZNEJ

Pawł Sałek

power y r t s u ind

Sekretarz stanu, pełnomocnik rządu ds. polityki klimatycznej

• Co Polska zyska organizując kolejny szczyt klimatyczny i jakie efekty przyniósł ostatni szczyt?

Cieszy nas fakt, że Polska po raz trzeci będzie gospodarzem tak ważnego wydarzenia. Podczas konferencji COP24 w 2018 r. będziemy chcieli pokazać innym państwom, jak doprowadzić do neutralności klimatycznej. Naszym pomysłem na ochronę klimatu jest m.in. bilansowanie emisji gazów cieplarnianych poprzez pochłanianie, przede wszystkim przez lasy.

Organizacja po raz kolejny szczytu klimatycznego ONZ to głównie wynik zaanga‑ żowania polskiego rządu w realizację global‑ nej polityki klimatycznej. Warto zauważyć, że Polska jest liderem w zakresie redukcji emisji CO2, bowiem nasze zobowiązania wy‑ nikające z Protokołu z Kioto wykonaliśmy z dużą nawiązką. Zredukowaliśmy emisję CO2 o 32 proc. względem wymaganych 6 proc., i to przy jednoczesnym, dwukrotnym wzro‑ ście gospodarczym.

Oczywiście, organizacja światowej konferencji ONZ to ogromne wyróżnienie dla kraju – promocja na arenie mięPower & Industry

1/2017

dzynarodowej, korzyści wizerunkowe, ale także korzyści dla gospodarki. Nie można zapominać, o bezsprzecznym fakcie, że dziś polityka klimatyczna to polityka międzynarodowa, dlatego tak ważne są wspólne ustalenia w tej kwestii. Na szczyt przyjedzie kilkadziesiąt tysięcy ludzi, którzy będą tutaj debatować przez dwa tygodnie. To także doskonały moment na promocję polskiego biznesu i nauki oraz dokonań w dziedzinie redukcji gazów cieplarnianych.

• Pojawiają się głosy żeby COP24 zorganizować na Śląsku. To by mogło poprawić wizerunek górnictwa i przemysłu Jest jeszcze za wcześnie, by mówić o takich szczegółach. Na dzisiaj oficjalne zgłoszonymi kandydatami do roli gospodarza COP24 są dwa miasta: Gdańsk i Katowice. Szczyt to ogromne przedsięwzięcie logistyczne, organizacyjne i oczywiście merytoryczne. Musimy rozpatrzyć propozycje różnych lokalizacji,

biorąc pod uwagę takie elementy, jak baza hotelowa i konferencyjna oraz możliwość połączeń komunikacyjnych, w tym lotniczych. Ostateczna decyzja będzie należała do Sekretariatu Konwencji Klimatycznej przy współudziale Ministerstwa Środowiska.

Organizacja szczytu COP to zaszczyt dla miasta, które będzie jego gospodarzem. Miasto takie zostaje na lata zapisane w międzynarodowych dokumentach polityki klimatycznej; przykładem jest Protokół z Kioto, Warszawski Międzynarodowy Mechanizm Strat i Szkód czy przyjęte rok temu Porozumienie paryskie. Te nazwy latami funkcjonują w polityce międzynarodowej.

• Widzi Pan możliwość budowania gospodarki niskoemisyjnej w oparciu o energetykę opartą na węglu?

Strategicznym polskim surowcem jest węgiel kamienny i brunatny. Stanowi on filar naszego bezpieczeństwa energetycznego oraz bezpieczeństwa dostaw

5

rozmowa

energetyka i przemysł

energii cieplnej i elektrycznej. Porozumienie paryskie gwarantuje nam dobrowolność w zakresie metod i sposobów ograniczenia CO2. Dlatego Polska będzie redukowała emisje poprzez stosowanie i rozwój najnowszych, niskoemisyjnych technologii. Naszym kolejnym działaniem będzie pochłanianie emisji CO2 przez lasy i glebę, także po to, by przy pomocy wychwyconego CO2 regenerować układy przyrodnicze. Porozumienie paryskie gwarantuje nam możliwość stosowania takich działań.

Oczywiście gospodarkę niskoemisyjną będziemy także budować poprzez rozwój odnawialnych źródeł energii, gdyż trzeba inwestować w zieloną energię Dużą szansę na ograniczenie emisji widzimy także w rozwoju geotermii.

• Proszę powiedzieć coś więcej ad. koncepcji bezodpadowej energetyki węglowej.

Koncepcję bezodpadowej energetyki węglowej pokazaliśmy wspólnie z Politechniką Warszawską podczas Konferencji COP22 w Marrakeszu.

Dotyczy ona popiołów, czyli ubocznych produktów spalania węgla, które mogą być wykorzystywane do współprodukcji cementu lub betonu. Takie rozwiązanie to liczne korzyści dla energetyki i górnictwa, ponieważ to, co obecnie jest kosztem, mogłoby się stać mniejszym kosztem albo wręcz źródłem przychodu.

Popioły można wykorzystywać np. jako substytuty materiałów budowlanych.

Polski rząd wspiera tego typu działania.

Z problemu chcemy zrobić naszą szansę.

• Jak będzie w praktyce realizowany plan budowania leśnych gospodarstw węglowych?

Zapis o zmniejszaniu koncentracji CO2 w atmosferze poprzez bilansowanie tych emisji przez lasy został uwzględniony w Porozumieniu paryskim. Stało się tak dzięki staraniom polskiej delegacji pod przewodnictwem prof. Jana Szyszko, ministra środowiska. Polska chciałaby także zaproponować badania nad ekonomicznymi uwarunkowaniami redukcji

dwutlenku węgla poprzez wychwytanie go przez lasy i glebę dla zrównoważonego rozwoju świata. Trzeba się zastanowić, czy dla zrównoważonego rozwoju ważniejsza jest redukcja emisji, czy pochłanianie. Nasze działania w tym zakresie powinny być oparte na ekonomicznych podstawach. Badania naukowe pokazują, że m.in. poprzez inżynierię ekologiczną można zwiększyć zdolność lasów do pochłania dwutlenku węgla.

• Okres jesienno-zimowy to czas, kiedy bardzo mocno odczuwamy problem niskiej emisji. Jak resort środowiska zamierza rozwiązać tą sytuację?

Poprawa jakości powietrza jest jednym z najważniejszych priorytetów do realizacji Ministerstwa Środowiska w najbliższym czasie. Na aktualny stan jakości powietrza w Polsce ma wpływ przede wszystkim sektor bytowo–komunalny.

Istotne jest więc to, co spalamy w domowych kotłach. Zdajemy sobie sprawę, Power & Industry

1/2017

6

rozmowa

energetyka i przemysł że często kotły te oraz to, co jest w nich spalane, nie jest dobrej jakości, dlatego inicjujemy liczne działania legislacyjne, techniczne, finansowe czy edukacyjne.

Aby zintensyfikować podejmowane działania, wynikające z programów ochrony powietrza, w dniu 27.10.2016 r. utworzony został Komitet Sterujący ds. Krajowego Programu Ochrony Powietrza. Ponadto, działania na rzecz poprawy jakości powietrza zostały także uwzględnione w Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju.

Obecnie, jedne z kluczowych przepisów dotyczące poprawy jakości powietrza, czyli projekt rozporządzenia Ministra Rozwoju w sprawie wymagań dla kotłów na paliwo stałe o mocy nie większej niż 500 kW jest po konsultacjach międzyresortowych i jest skierowany do Komisji Wspólnej Rządu i Samorządu Terytorialnego (KWRiST). Następnym krokiem będzie praca nad ustanowieniem przez Ministra Energii wymagań jakościowych dla paliw stałych, wykorzystywanych w sektorze bytowo-komunalnym.

Funkcjonuje także aplikacja na urządzenia mobilne – „Jakość powietrza w Polsce”, która przedstawia rzetelne i aktualne informacje na temat jakości powietrza w Polsce.

Są w niej dostępne bieżące dane z automatycznych stacji pomiarowych Państwowego Monitoringu Środowiska rozmieszczonych na terenie całego kraju. Aplikacja sama wybiera stację, która znajduje się najbliżej użytkownika, ale dzięki niej można też sprawdzić dane z pozostałych punktów pomiarowych.

To wygodne, bezpłatne i nowoczesne rozwiązanie zostało przygotowane z myślą o osobach, które chcą uzyskać aktualną informację na temat zanieczyszczenia powietrza w swojej okolicy.

• Czy uważa Pan, że OZE rozwija się właściwie i jego udział w polskim systemie energetycznym jest wystarczający?

Za kształt polskiego miksu energetycznego odpowiada Minister Energii.

Niemniej, ze strony Ministerstwa Środowiska, będziemy dalej wspierać rozwój Odnawialnych Źródeł Energii. Polska ma na przykład bardzo bogate zasoby geotermalne, które mogą być podstawowym odnawialnym źródłem energii w dużych aglomeracjach. Z kolei na terenach wiejskich, w takim przypadku, doskonale Power & Industry

1/2017

sprawdzi się biomasa. Nie zmienia to jednak faktu, że polskie bezpieczeństwo energetyczne zależy od węgla, który pozostaje naszym podstawowym surowcem.

• Jakie źródła energii odnawialnej wg Pana powinny w naszych warunkach podlegać szczególnemu wsparciu?

Jak już wspomniałem, Ministerstwo Środowiska będzie wspierało rozwój odnawialnych źródeł energii, szczególnie geotermii, ale oczywiście tam gdzie będzie to możliwe, czyli na terenach o takim potencjale. Odpowiednie programy wsparcia w tym obszarze są prowadzone przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

• Jaką widzi Pan rolę ciepłownictwa w systemie energii?

Sektor ciepłownictwa odgrywa ważną rolę w systemie energii Polski. Dlatego wspólnie z tą branżą, jak i energetyką pracujemy nad wzmocnieniem polskiego stanowiska na forum Unii Europejskiej, między innymi, w zakresie reformy unijnego systemu handlu uprawieniami do emisji EU ETS. Dotychczas uzgodnione w konkluzjach Rady Europejskiej z 24 października 2014 roku cele i instrumenty wdrażania unijnej polityki klimatycznej powodują konieczność podjęcia przez Polskę ogromnego wysiłku inwestycyjnego, zwłaszcza w zakresie modernizacji polskiego sektora wytwarzania energii elektrycznej i ciepła.

Dlatego wspólnie z organizacjami branżowymi podkreślamy, że w pracach nad zmianą dyrektywy EU ETS bardzo istotną rolę powinny odegrać ustalenia Porozumienia paryskiego, które dąży zarówno do redukcji emisji dwutlenku węgla, jak i wzrostu jego pochłaniania przez lasy i gleby. Tym samym nie narzuca ono konkretnych rozwiązań wpływających na suwerenne decyzje państw-Stron Porozumienia.

zauważyć, że elektrownia systemowa ze względu na swe gabaryty i rodzaj funkcjonowania z reguły położona jest poza terenami zurbanizowanymi, gdzie nie występują sieci ciepłownicze. Tak więc dostawa ciepła do miasta nie zawsze jest opłacalna.

Nie mniej jednak mamy w kraju elektrownie, które mogłyby oddawać ciepło na cele bytowo – komunalne lub ilość tą zwiększyć. Często w takim układzie pojawia się brak synergii pomiędzy istniejącymi już na danym terenie systemem ciepłowniczym, wyposażonym we własne źródła wytwarzania, a elektrownią posiadająca bardzo duży potencjał tzw. „ciepła odpadowego”.

Ministerstwo Środowiska stawia na zrównoważony rozwój, zatem każde inicjatywy, które pozwolą zwiększyć wykorzystanie ciepła z elektrowni celem ogrzania np. mieszkań, są oczekiwane.

• Czego powinniśmy się obawiać patrząc na działania Komisji Europejskiej w odniesieniu do naszej energetyki?

• Czy w sposób wystarczający systemy ciepłownicze wykorzystują energię cieplną powstającą w dużych elektrowniach systemowych?

Jednym z najważniejszych wyzwań przed nami jest reforma unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji EU ETS. Nie zgodzimy się na pewno na obecną propozycję Komisji Europejskiej, która zakłada, między innymi, interwencję na rynku w celu podniesienia cen uprawień. Konsekwencje takiego działania powinny być poprzedzone poszerzoną debatą i analizą skutków, w szczególności budżetowych i gospodarczych. Ponadto, kształt systemu EU ETS powinien uwzględniać w dużym stopniu specyfikę poszczególnych państw członkowskich, w tym ich miks paliwowy, wewnętrzne okoliczności ekonomiczne i własne surowce. Nie możemy doprowadzić do sytuacji, w wyniku której polskie przedsiębiorstwa, w tym sektor energetyczny będą nadmiernie obciążone kosztami unijnej polityki klimatycznej.

Nieakceptowalne dla nas jest także wywieranie wpływu przez Unię Europejską na kształt miksu energetycznego poszczególnych państw członkowskich i wymaganie dekarbonizacji, bez uwzględnienia specyfiki, potencjału oraz dotychczasowych wysiłków redukcyjnych poszczególnych państw członkowskich.

Sprawa jest złożona i nie ma tu prostej odpowiedzi. Przede wszystkim należy

Rozmawiał Janusz ZAKRĘTA

7

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

EURACOAL

– gromadzenie informacji, analiza, ekspertyza, rada i ustalenie stanowiska – tak działaliśmy i tak działać będziemy w przyszłości

power y r t s u d in

Brian Ricketts

EURACOAL – Europejskie Stowarzyszenie Węgla Kamiennego i Brunatnego

Magdalena Chawuła-Kosuri

EURACOAL – Europejskie Stowarzyszenie Węgla Kamiennego i Brunatnego

Europejskie Stowarzyszenie Węgla Kamiennego i Brunatnego istnieje w takiej czy innej formie od 1953 roku mając swoje korzenie w Europejskiej Wspólnocie Węgla i Stali. Niewiele stowarzyszeń może poszczycić się tak bliskimi więzami z instytucjami integrującymi Europę. Niestety, w dzisiejszych czasach jest to jedno z najbardziej znienawidzonych stowarzyszeń, gdyż radykalne ruchy środowiskowe dzień w dzień starają się przekonać świat, że węgiel to wróg publiczny nr.1 ludzkości. Kiedy się jest “przeciw” czemuś, życie jest znacznie łatwiejsze niż kiedy szuka się sensownych rozwiązań.

L

udzkość polegała na ogniu by gotować i ogrzać się przez być może pół miliona lat. Dziś jesteśmy w trakcie transformacji energetycznej, kierowanej przez kombinację impetu politycznego i zmiany technologicznej. Zakończenie stosowania paliw kopalnianych, takich jak węgiel, ropa czy gaz, zarówno jak i drewna opałowego i innych biopaliw potrwa, ale jest

konieczne jeśli emisje antropogenicznych gazów cieplarnianych (Green House Gases – GHG) mają być zerowe. Transformacja o charakterze ewolucyjnym, biorąca pod uwagę wszystkie źródła energii dostępne dzisiaj, pozwoliłaby społeczeństwu na bezpieczną adaptację. Zielona rewolucja kierowana zapalczywością naraziłaby bazową strukturę naszego

przemysłowego społeczeństwa na ryzyko: po czystej wodzie, elektryczność jest najbardziej cywilizującym dobrem. Około 80% światowej elektryczności pochodzi z elektrociepłowni, udział który niewiele się zmienił przez ostatnie 40 lat.

Europejskim Systemem Handlu Emisjami (EU ETS) obejmuje 42% wszystkich emisi gazów cieplarnianych (GHG) w Unii Power & Industry

1/2017

8

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł tryczności, węgiel odgrywa ważną rolę w portfoliach generacji energii dziesięciu krajów członkowskich, włączając w to niektóre największe. Miks energetyczny różni się w Unii Europejskiej ze względu na nierównomierną dystrybucję naturalnych zasobów, unikatowe decyzje polityczne i inwestycje podjęte w przeszłości, niektóre dekady wstecz. Energia atomowa była wykorzystywana z dobrych powodów przez niektóre państwa członkowskie. Zgodnie z Traktatem Lizbońskim, wybór miksu energetycznego leży po stronie państw członkowskich, które niemniej jednak muszą funkcjonować zgodnie z zasadami jednolitego rynku i podążać za unijnymi celami środowiskowo-klimatycznymi.

(1 882 MtCO2-eq z 4 477 MtCO2-eq) zgodnie z danymi za 2013 rok opublikowanymi przez Europejską Agencję Środowiska (European Environmental Agency – EEA). Spalanie węgla, gazu i ropy w celu wytwarzania energii reprezentuje 1 109 MtCO2-eq, więc 59% EU ETS co daje około 25% emisji gazów cieplarnianych, generując 42% unijnej elektryczności. Unia Europejska emituje około 10% antropogenicznych gazów cieplarnianych w skali globalnej, a co za tym idzie produkcja energii na bazie paliw kopalnianych w UE generuje około 2,5% antropogenicznych gazów cieplarnianych w skali globalnej. Polityka unijna powinna skupić się na modernizacji elektrowni, by uniknąć tzw. carbon leakage (ucieczki emisji CO2 do innych krajów) i zamiany paliwa. Ani zamiana paliwa, ani utrata bazy przemysłowej, nie są wykonalnymi, długoterminowymi rozwiązaniami służącymi osiągnięciu celów klimatycznych i dobrobytu Unii Europejskiej.

W Unii Europejskiej, wytwarzanie energii na bazie węgla nie cieszy się poparciem, by określić to delikatnie, a mimo to niezawodnie, zapewnia 26% elektryczności z paliwa, które jest bezpieczne, dostępne cenowo i elastyczne. Solidne kształtowanie polityk poszukiwałoby zwiększania korzyści z kontrybucji węgla do transformacji energetycznej, raczej niż przesuwania generacji energii cieplnej na bazie atomu, węgla, ropy czy gazu

Power & Industry

1/2017

do kronik historii z powodów ideologicznych, niezależnie od kosztów.

Dane Eurostatu dotyczące produkcji elektryczności pokazują, iż atom, węgiel, gaz i tradycyjna hydro-energia sumują się w 2014 roku do 83% całkowitej produkcji elektryczności. Między 2002 a 2014 miało miejsce wielkie przesunięcie ku energii wiatrowej i słonecznej w kontekście produkcji energii elektrycznej, choć odbyło się to wysokim kosztem konsumentów.

Ten przegląd pokazuje zrównoważony miks paliwowy I technologiczny w Europie. Gdy mowa o produkcji elek-

A comparison of the electricity generation mix for EU-28 Member States in 2002 and 2014

Dane Eurostatu dotyczące produkcji elektryczności

Na konferencji klimatycznej ONZ w Paryżu w 2015, Unia Europejska zaoferowała najwyższy stopień ambicji i wpisała swoje zobowiązania jako prawnie wiążące – teraz przekładane one są do legislacji unijnej, jak i państw członkowskich. Do 2058 roku, emisje CO2 z sektora energetycznego objętego Europejskim Systemem Handlu Emisjami (EU ETS) muszą zostać całkowicie zredukowane, co oznacza koniec Rewolucji Przemysłowej, która rozpoczęła się 250 lat temu w dolinach Europy i zasiliła rozwój Zachodu.

Patrząc realnie na zagadnienia energetyczne, węgiel nie zniknie dziś ani jutro z miksu energetycznego, dlatego też EURACOAL nadal działa i jest bardziej ob-

reklama

ciążony pracą niż kiedykolwiek. Rok 2017 zapowiada się na bardzo zajęty. Ciągłe ataki na przemysł generują nieustanną pracę.

Tym razem jednak nie mówimy o raportach zielonych NGO (organizacji pozarządowych) czy też ich protestach przed naszymi spotkaniami, ale o pracy legislacyjnej. Zieloni mają ogromy posłuch u polityków unijnych, ich argumenty przekonują wielu, że to co robią uratuje planetę – kto się temu sprzeciwi? Przemysł węglowy też ceni planetę i wszelkie jej dobrodziejstwa, ale nie możemy się zgodzić na robienie z nas ofiarnej owieczki. Jeśli Unia raz zdecyduje zaingerować w miks energetyczny państw członkowskich i raz wyreguluje prawnie jedno źródło energii (straci zasadę neutralności technologicznej), nikt nie ma gwarancji, że nie stanie się tak ponownie. A przecież nie jest tajemnicą, że po węglu przyjdzie czas na inne paliwa kopalne, łącznie z „naturalnym gazem”, który określany jest jako paliwo przejściowe (czytaj: tymczasowe).

Dlatego też EURACOAL w nadchodzącym roku będzie prowadził dyskusję nad proponowanymi rozwiązaniami w ramach Europejskiego Systemu Handlu Emisjami, w którym posłowie Parlamentu Europejskiego zaproponowali szkodliwe zmiany. Komisja Europejska publikując pod koniec listopada 2016 tzw. Pakiet zimowy – Czysta energia dla wszystkich Europejczyków zadbała, by cały sektor energetyczny i nie tylko miał nad czym pracować. Pakiet zawiera około tysiąca stron i ma ambicję uregulowania wszystkiego co do tej pory nie było oraz dostosowania legislacji europejskiej w pełni do ambicji klimatycznych zapisanych z Porozumieniu Paryskim. Tutaj też nie obyło się bez prób wprowadzenia zapisów, które ograniczają prawo państw członkowskich do wyboru własnego miksu energetycznego jak i zapisów ingerujących w zasadę neutralności technologicznej.

2017 będzie rokiem ciekawym, gdyż wydarzenia roku poprzedniego wymuszą pewne działania na politykach i określenie w którą stronę Europa idzie. Zarówno Brexit jak i wybory w Stanach Zjednoczonych Ameryki nie pozostaną bez istotnego wpływu na to jak Europa będzie funkcjonować dalej, a co za tym idzie europejski przemysł i gospodarka jako całość. Społeczeństwo chce nowoczesności, ale dawkowanej, rewolucje zawsze mają skutki uboczne. Dodatkowo nowoczesność generuje często wzrost zapotrzebowania na energię a dane cytowane w pierwszej części artykułu są dowodem na to, iż system oparty na samych źródłach odnawialnych nie jest jeszcze gotowy na samowystarczalność w dniu dzisiejszym i nie będzie jeszcze przez jakiś czas – szczególnie dopóki nie wyeliminowana zostanie jego niestałość.

Dlatego przemysł węglowy proponuje dla siebie na najbliższe lata rolę stabilizatora systemu energetycznego, rezerwy w ciemne, bezwietrzne noce, rezerwy wolnej od politycznych uwarunkowań, którym brakuje stabilności, niezależnej od krajów OPEC i GECF. Przemysł węglowy będzie szukał nadal rozwiązań technologicznych, które pozwolą mu na bycie częścią transformacji, a może nawet po tym jak ona się dokona. Do tej pory tak dużo zostało osiągnięte w projektach przemysłowych jeśli chodzi o zwiększenie wydajności czy zmniejszenie emisji zanieczyszczeń, dlatego też należy dalej szukać rozwiązań, bo samo mówienie, że coś jest złe i należy się tego pozbyć, jeśli nie ma realnej bezpiecznej alternatywy, jest mało konstruktywne.

10

rozmowa

energetyka i przemysł

NFOŚ

… stabilne, skuteczne i efektywne wspieranie przedsięwzięć i inicjatyw służących środowisku

Z Arturem Szymonem Michalskim – Zastępcą Prezesa Zarządu Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej rozmawia Janusz Zakręta

• Proszę o przedstawienie najważniejszych założeń Wspólnej Strategii Działania Narodowego Funduszu i wojewódzkich funduszy ochrony środowiska i gospodarki wodnej na lata 2017-2020 Narodowy Fundusz wraz z wojewódzkimi funduszami oraz Bankiem Ochrony Środowiska stanowią znakomity system finansowania szeroko pojętej ochrony środowiska w Polsce, istniejący ponad ćwierć wieku. Celem generalnym tego systemu jest poprawa stanu środowiska i zrównoważone gospodarowanie jego zasobami poprzez stabilne, skuteczne i efektywne wspieranie przedsięwzięć i inicjatyw służących środowisku zgodnie z zasadami zrównoważonego rozwoju.

Dalsze wspólne działania NFOŚIGW oraz wfośigw mają m.in. na celu zapewnić: –– pełne wykorzystanie dostępnej alokacji środków unijnych, –– dostarczenie ze środków krajowych niezbędnego finansowania uzupełniającego i komplementarnego, –– wsparcie lokalnego potencjału OZE i wykorzystanie lokalnych uwarunkowań (m.in. biomasa, MEW, geotermia, biogaz rolniczy), –– wsparcie i rozwój koncepcji gmin samowystarczalnych energetycznie oraz koncepcji klastrów energetycznych, –– wsparcie rozwoju transportu niskoemisyjnego (zwłaszcza elektromobilności), –– wsparcie polskich przedsiębiorców celem dostosowywania się do narzuconych norm środowiskowych.

• Nadzoruje Pan pracę Departamentu Energii i Innowacji. Czy mógłby Pan przybliżyć jaki obszar Power & Industry

1/2017

energetyki leży w Państwa zainteresowaniu? Czy to jest tylko OZE, czy również energetyka konwencjonalna?

Departament Energii i Innowacji w sposób kompleksowy realizuje zadania z zakresu wspierania rozwoju gospodarki niskoemisyjnej, a w szczególności finansowania obszaru: a) odnawialnych źródeł energii, b) efektywnego wykorzystania energii, w tym wysokosprawnej kogeneracji (opartej na różnych źródłach) i likwidacji niskiej emisji, c) niskoemisyjnego, a zwłaszcza bezemisyjnego transportu miejskiego, d) wsparcia innowacyjnych technologii proekologicznych, e) zapobiegania i ograniczania emisji zanieczyszczeń oraz oszczędzania surowców i energii, f) inwestycji energooszczędnych w przedsiębiorstwach, g) inwestycji energooszczędnych w budownictwie.

Ponadto jest odpowiedzialny za wdrażanie I osi priorytetowej PO IiŚ 2014-2020 „Zmniejszenie emisyjności gospodarki”.

• Organizujecie Państwo aktualnie cykl konferencji „Efektywność energetyczna i OZE – oferta finansowa i wsparcie doradcze”.

Proszę powiedzieć co się za tym kryje i do kogo skierowany jest program?

Te konferencje mają związek z Ogólnopolskim system wsparcia doradczego dla sektora publicznego, mieszkaniowego oraz przedsiębiorstw w zakresie efektywności energetycznej oraz OZE Celem projektu jest promocja gospodarki niskoemisyjnej w Polsce. Wsparcie

r e w o p y r t s u ind

Artur Szymon Michalski

Zastępca Prezesa Zarządu Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej

doradcze dotyczy zagadnień efektywności energetycznej oraz OZE, i obejmuje prowadzenie działań szkoleniowo-doradczych oraz zwiększających świadomość społeczeństwa (w tym grup, którym jest dedykowane wsparcie w ramach POIiŚ oraz RPO), w obszarze efektywności energetycznej i OZE. Wsparcie doradcze skierowane będzie do instytucji publicznych, przedsiębiorców oraz osób prywatnych.

Projekt polega na wyszkoleniu doradców energetycznych, którzy następnie nieodpłatnie z poziomu wfośigw (na poziomie lokalnym) dostarczają niezbędną wiedzę i wsparcie m.in. w zakresie weryfikacji dokumentacji, identyfikacji projektów oraz możliwych źródeł finansowania.

• Jakie fundusz posiada instrumenty finansowe, które wspierają optymalizację energochłonnych przemysłowych procesów produkcyjnych?

Tego typu przedsięwzięcia dofinansowywane są w Programie Operacyjnym Infrastruktura i Środowisko w działaniu

11

rozmowa

energetyka i przemysł b)

do 30% dofinansowania dla instalacji do produkcji energii elektrycznej,

Docelowo Program Prosument stanie się częścią kompleksowego instrumentu wsparcia dedykowanego dla poziomu regionalnego czyli Programu REGION, który będzie wdrażany przy współpracy z funduszami wojewódzkimi, aby przybliżyć finansowanie beneficjentom.

• Jakie są owoce współpracy NFOŚiGW z NCBiR? 1.2 – Promowanie efektywności energetycznej i korzystania z odnawialnych źródeł energii w przedsiębiorstwach.

Pierwszy nabór do działania został zakończony w dniu 31 października 2016 r., natomiast ogłoszenie kolejnego naboru planowane jest w I kwartale 2017r.

Dodatkowo w ofercie NFOŚiGW jest również krajowy program priorytetowy pn. „Wsparcie przedsięwzięć w zakresie niskoemisyjnej i zasobooszczędnej gospodarki - Część 1) E-KUMULATOR Ekologiczny Akumulator dla Przemysłu”.

Przedmiotem wsparcia w ramach programu są przedsięwzięcia prowadzące do zmniejszenia zużycia surowców pierwotnych w procesach produkcyjnych oraz prowadzące do zmniejszenia emisyjności ze źródeł spalania o mocy od 1-50 MW, powyżej 50 MW oraz zmniejszenia emisji nie związanej ze źródłami spalania, a będącymi efektem prowadzenia działalności przemysłowej.

• Czy jako fundusz interesujecie się Państwo wykorzystaniem metanu z pracujących i nieczynnych kopalń na cele energetyczne?

Wykorzystanie metanu z pracujących czy nieczynnych kopalń to bardzo ważna kwestia, którą interesują się nie tylko kopalnie ale też Minister Środowiska. Analizujemy obecnie po wizycie w takim obiekcie możliwości udzielenia dofinansowania na tego typu przedsięwzięcia. Jakkolwiek wstępne wyniki analizy wskazały, iż przedsięwzięcia te wymagają stosunkowo wysokiego wsparcia, niemniej podejmujemy działania nad uruchomieniem określonych instrumentów finansowych na te cele. Trudno ostatecznie stwierdzić, jaki kształt miałyby proponowane dofinansowanie ale dostrzegamy potrzebę włączenia środków pomocowych w tym zakresie.

NFOŚiGW wspólnie z NCBR realizuje Program Gekon tj. Generator Koncepcji Ekologicznych Celem Programu jest przeprowadzenie badań naukowych, prac rozwojowych oraz wdrożenie powstałych w ich wyniku innowacyjnych technologii proekologicznych. Wsparciem zostały objęte obszary: 1. Środowiskowe aspekty pozyskiwania gazu niekonwencjonalnego.

2. Efektywność energetyczna i magazynowanie energii.

3. Ochrona i racjonalizacja wykorzystania wód.

4. Pozyskiwanie energii z czystych źródeł.

5. Nowatorskie metody otrzymywania paliw, energii i materiałów z odpadów oraz recyklingu odpadów.

• Czy macie możliwości w zakresie finansowania nowoczesnych technologii węglowych tj. np. zgazowywanie, wytwarzanie na bazie węgla wydajnych paliw?

• W ramach programu Prosument promującego mikroźródła energii na jakie wsparcie mogą liczyć potencjalni inwestorzy? Jakich źródeł energii dotyczy program?

→ W fazie B+R zrealizowano 2 Konkursy: W wyniku obu Konkursów wpłynęło 668 wniosków na kwotę dofinansowania 2,3 mld zł Zawarto 66 umów na kwotę dofinansowania: 230,6 mln zł, w tym: 47 umów trójstronnych (Beneficjent- NFOŚiGW-NCBR) na kwotę dofinansowania ze środków NFOŚiGW: 34,4 mln zł Tym samym zawarto wszystkie umowy w fazie B+R.

Aktualnie nie ma w ofercie NFOŚiGW instrumentu wsparcia dedykowanego wprost tym zagadnieniom, aczkolwiek obszar mógłby wejść w zakres Programu Sokół.

Niemniej tego typy innowacyjne projekty są finansowane w ramach programu Gekon – czego przykładem może być projekt Blue Coal tj. nowa technologia wytwarzania węglowego paliwa niskoemisyjnego, realizowany m.in. przez Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla.

Obecnie program Prosument wdrażany jest przez Bank Ochrony Środowiska. W najbliższym czasie planowane jest przez BOŚ ogłoszenie szczegółów w tej sprawie. W „ścieżce bankowej” wnioskodawcy będą mogli uzyskać dofinansowanie w formie pożyczki wraz z dotacją łącznie do 100% kosztów kwalifikowanych instalacji wchodzących w skład przedsięwzięcia, w tym w formie dotacji: a) do 15% dofinansowania dla instalacji do produkcji ciepła, ,

→ W fazie W trwa nabór ciągły od 01.08.2015 r. Nabór dotyczy tylko Wnioskodawców, którzy zakończyli fazę B+R, zrealizowaną w ramach I lub II Konkursów Programu Gekon oraz uzyskali pozytywną ocenę realności wdrożenia projektu.

Obecnie proekologiczne działania innowacyjne są dofinansowywane w programie Sokół. Szczegóły znajdują się na naszej stronie internetowej www.nfosigw.gov.pl.

Power & Industry

1/2017

12

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

Podsumowanie roku

w Grupie Energa

Jacek Kościelniak

r e w o p y r t s u d in

prezes zarządu ENERGA SA

R

Power & Industry

ok 2016 to kolejny rok potwierdzający wysoką aktywność Grupy Energa w obszarze inwestycji. Tradycyjnie, pod względem wysokości nakładów, dominował segment dystrybucji energii elektrycznej. Realizowane prace obejmowały rozbudowę sieci w celu przyłączania nowych odbiorców i wytwórców, a także modernizację sieci, ukierunkowaną na poprawę niezawodności dostaw. Energa inwestowała w innowacyjne technologie i rozwiązania sieciowe, m.in. inteligentne sieci oraz opomiarowanie AMI, a we wrześniu 2016 r. w okolicach Pucka na Pomorzu uruchomiła pierwszy w Polsce magazyn energii o mocy 0,75 MW i 1,5 MWh pojemności. W połączeniu ze źródłami wytwórczymi, odbiorcami oraz wyodrębnionym obszarem sieci, utworzył on tzw. lokalny obszar bilansowania (LOB), w ramach którego testowana będzie m.in. możliwość świadczenia usług systemowych i regulacyjnych.

a kolejne ponad 2 tys. km linii zostało zmodernizowanych.

Do końca listopada 2016 r. na inwestycje segmentu dystrybucji Energa przeznaczyła ponad 1 mld zł. W tym okresie wybudowała i rozbudowała ok.

1,3 tys. km linii napowietrznych i kablowych niskiego i średniego napięcia,

Kierunki dalszych inwestycji określa przyjęta w listopadzie 2016 r. nowa Strategia Grupy ENERGA na lata 2016-2025 wraz z wieloletnim planem inwestycji strategicznych. Chcemy się skoncentrować na dwóch celach: rozwoju nowo-

1/2017

W segmencie wytwarzania w 2016 r.

Energa oddała do eksploatacji zlokalizowaną w woj. zachodniopomorskim farmę wiatrową Parsówek o mocy 26 MWe. Dzięki temu łączna moc źródeł wiatrowych Grupy Energa wzrosła do 211 MWe, na co składa się 5 farm wiatrowych ze 112 turbinami, o mocach od 1,5 do 3,0 MWe. Kontynuowano prace związane z modernizacją oraz dostosowaniem do norm środowiskowych uciepłownionej Elektrowni Ostrołęka B. Poprzez budowę instalacji redukcji emisji tlenków azotu oraz modernizację elektrofiltrów nastąpi dostosowanie obiektu do norm tzw. dyrektywy IED. Zakończone zostały prace na dwóch z trzech bloków elektrowni. W 2016 roku kontynuowane były prace modernizacyjne pozostałych obiektów wytwórczych.

czesnej infrastruktury w ramach biznesu regulowanego oraz nowej, rozszerzonej oferty dla klientów. Rozwój w tych dwóch obszarach - Klient i Infrastruktura - pozwoli Grupie uzyskiwać stabilne przychody i zwiększać wartość przedsiębiorstwa. Łączne nakłady planowane na lata 2016-2025 wynoszą ok. 20,6 mld zł (w tym ok. 9,5 mld zł w latach 20162020). Na segment dystrybucji przypada ok. 13 mld zł, zaś na segment wytwarzania ok. 6,1 mld zł. Priorytetem w planach Grupy jest dalsza modernizacja sieci elektroenergetycznych i ich pełna informatyzacja. Dlatego wdrażamy nowe technologie, takie jak smart grid.

Już ponad 800 tysięcy klientów Energi ma tzw. inteligentne liczniki, a do 2025 r. będą je mieć wszyscy odbiorcy.

Podstawową inwestycją w zakresie nowych mocy wytwórczych jest budowa nowoczesnego bloku węglowego w Elektrowni Ostrołęka o mocy ok. 1 000 MWe. Inwestycja będzie realizowana wspólnie z partnerem - Enea SA. W grudniu 2016 r. obie grupy ogłosiły postępowanie przetargowe na wyłonienie generalne-

13

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł go wykonawcy elektrowni Ostrołęka C. Realizacja inwestycji wpłynie korzystnie na bezpieczeństwo energetyczne Polski i wpisuje się w proces modernizacji krajowej energetyki z wykorzystaniem jako paliwa polskiego węgla. Firmy zainteresowane kompleksową realizacją „pod klucz” elektrowni z jednym blokiem energetycznym o sprawności co najmniej 45 proc. mają czas na składanie wniosków o dopuszczenie do postępowania do 20 lutego 2017 roku.

W celu optymalizacji kosztów eksploatacyjnych nowego bloku, Energa podpisała umowę z Polską Grupą Górniczą, co zapewni długoterminową, stabilną dostawę węgla po rynkowych cenach zarówno do obecnej, jak i nowej elektrowni w Ostrołęce.

W obszarze OZE główną, długoterminową inwestycją jest budowa elektrowni wodnej o mocy ok. 80 MWe w ramach drugiego stopnia na rzece Wiśle z założeniem uzyskania pozwolenia na realizację do 2020 roku. Zaplanowane nakłady dotyczą wyłącznie części energetycznej obiektu. Pozostałe projekty OZE mają przyczynić się do wzrostu mocy o 50 MWe w 2020 roku, przy czym dla ich realizacji kluczowe będą wyniki aukcji energii z OZE. Poza inwestycjami rzeczowymi Grupa Energa realizuje również te kapitałowe.

W 2016 r. zaangażowała się inwestycyjnie, na warunkach rynkowych, w Polską Grupę Górniczą. Realizacja celów strategicznych wyłącznie przez rozwój organiczny może nie być możliwa. W konsekwencji powodzenie realizacji Strategii będzie uzależnione od skutecznych działań w obszarze fuzji i przejęć. Energa prowadzi stały monitoring rynku pod kątem potencjalnych celów transakcyjnych.

Grupa Energa zamierza również kontynuować zastosowanie innowacyjnych technologii. Wspomniany już rozwój sieci inteligentnych umożliwia wdrażanie kolejnych pionierskich przedsięwzięć.

Wielu klientów posiadających inteligentne liczniki korzysta już z możliwości bieżącego monitorowania i lepszego kontrolowania zużycia, co czyni ze spółki lidera rozwiązań konsumenckich związanych z inteligentnym opomiarowaniem w Polsce. Równolegle spółka realizuje projek-

ty pilotażowe jak np. „Energa Living Lab”, w ramach którego 300 gospodarstw domowych w Gdyni testuje najnowsze pilotażowe rozwiązania do zarządzania i świadomego korzystania z energii elektrycznej przy użyciu najbardziej zaawansowanych technologii.

Dzięki inteligentnym licznikom AMI Energa potrafi dziś zarządzać popytem na energię elektryczną, a celem podejmowanych przez nią działań jest optymalne wykorzystanie dostępnych w systemie mocy. Klientom biznesowym, Energa – jako lider zarządzania popytem na energię elektryczną (DSR) – oferuje komercyjne redukcje poboru mocy, wynagradzając ich za ograniczenie zużycia energii na żądanie.

Kontynuujemy także projekt eMobility. Energa jest pierwszą polską spółką, która kompleksowo bada preferencje polskich użytkowników aut elektrycznych. W Trójmieście zbudowała sieć punktów ładowania samochodów elektrycznych i planuje dalszą jej rozbudowę.

Prace nad elektromobilnością Energa prowadzi też w ramach spółki ElekctroMobility Poland, którą tworzy wraz z innymi grupami energetycznymi.

Te wszystkie pionierskie działania pozwolą Grupie Energa nie tylko poprawić niezawodność dostaw energii oraz efektywność odnawialnych źródeł energii, ale również wdrażać innowacyjne usługi i produkty dla klientów. Energa jako pierwsza spółka energetyczna w kraju wprowadziła m.in. biuro obsługi klienta na smartfony, interaktywną mapę przerw w dostawach energii, czy system przyjmowania zgłoszeń o nich za pomocą SMS. Klientom biznesowym spółka umożliwiła zakup energii po cenach giełdowych w czasie rzeczywistym.

Zgodnie z nowa strategią, Energa zamierza budować bogatą, innowacyjną ofertę dla klientów. Około 100 nowych produktów i nowe kanały sprzedaży pozwolą Grupie na przejście od roli sprzedawcy energii elektrycznej do dostawcy mediów oraz zintegrowanych rozwiązań dla domu, biznesu i samorządów. Nowy model biznesowy zorientowany na klientów i rozwój nowych obszarów działalności, pozwoli spółce umocnić swoją obecność na rynku.

Fot. Grupa ENERGA

Grupa Energa jest jedną z czterech największych grup energetycznych w Polsce, Podstawowa działalność Grupy obejmuje wytwarzanie, dystrybucję oraz obrót energią elektryczną. ENERGA dostarcza i sprzedaje prąd ponad 2,9 mln klientów, zarówno gospodarstwom domowym, jak i przedsiębiorcom.

Grupa Energa jest trzecim największym zintegrowanym operatorem systemu dystrybucyjnego (OSD) w Polsce pod względem wolumenu dostarczanej energii. Sieć dystrybucyjna składa się z linii energetycznych o łącznej długości 184 tys. km i obejmuje swoim zasięgiem obszar blisko 77 tys. km2, co stanowi ok. 25 proc. powierzchni kraju.

Ponadto, Grupa Energa jest jednym z trzech największych sprzedawców energii elektrycznej w Polsce pod względem ilości energii sprzedawanej do odbiorców końcowych, z udziałem w rynku około 15 proc.

Całkowita moc elektryczna zainstalowana w elektrowniach Grupy wynosi 1,3 GW, z czego 585 MWe, czyli ponad 38 proc. stanowią odnawialne źródła energii (OZE). Na źródła wytwórcze Grupy składają się elektrownie systemowe, odnawialne źródła energii (OZE) i elektrociepłownie (kogeneracja – CHP). W 2015 roku Energa wyprodukowała 4,1 TWh energii elektryczne.

Energa posiada 60 obiektów wytwórczych, m.in w elektrownię systemową w Ostrołęce, 4 elektrociepłownie), 46 elektrowni wodnych, m.in. największą w Polsce hydroelektrownię przepływową we Włocławku, elektrownię szczytowo – pompową w Żydowie, 5 farm wiatrowych oraz 2 farmy fotowoltaiczne.

Energa od wielu lat angażuje się w inicjatywy prospołeczne. Czyni to w ramach programu Energa dla Ciebie, który obejmuje działania kształtujące postawy proekologiczne wśród najmłodszych, a także wspierające rozwój fizyczny i popularyzujące działalność kulturalną istotną dla społeczności lokalnych. Fundacja Energa niesie ponadto pomoc osobom poszkodowanym przez los oraz czynnie wspiera organizacje charytatywne. Elementem programu Energa dla Ciebie jest projekt Energa Edukacja.

Grupa Energa jest jednym z największych polskich pracodawców, zapewniając miejsce pracy i rozwoju dla 8,7 tys. osób.

Power & Industry

1/2017

14

rozmowa

energetyka i przemysł

Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla – podsumowanie roku 2016 Rozmowa z Aleksandrem Sobolewskim DYREKTOREM ICHPW w Zabrzu

power y r t s u d in

Aleksander Sobolewski

Dyrektor ICHPW w Zabrzu

• Jaki był dla Instytutu miniony rok? Jak Pan ocenia sytuację produkcyjno-finansową?

Czy i w jakim zakresie nastąpiła poprawa w stosunku do poprzedniego?

W roku 2015 r. zakończyliśmy realizację Strategicznego Programu „Zaawansowane Technologie Pozyskiwania Energii” współfinansowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju natomiast w obszarze koksownictwa ukończyliśmy współfinansowany z funduszy strukturalnych projekt pn. „Inteligentna koksownia spełniająca wymagania najlepszej dostępnej techniki”. Były to projekty o charakterze wieloletnim, których zwycięskie dla nas rozstrzygnięcia w latach 2008-2010 dały Instytutowi kilkuletni dobry „oddech finansowy”. Miniony rok był dla nas w pewnym sensie rokiem przełomowym, ponieważ po kilku latach stabilnego finansowania byliśmy zmuszeni powrócić systemowo do realizacji działań „rozproszonych”. Jak wiadomo, działania Power & Industry

1/2017

na rynkach rozproszonych wymagają większej aktywności od kadry Instytutu, niemniej osiągnęliśmy prawie wszystkie zakładane przez nas cele – również finansowe. Generalnie 2016 był dla nas rokiem trudnym, ale niezłym. Instytut się rozwija we wszystkich obszarach naszej aktywności rynkowej (paliwa stałe, energetyka, ogrzewnictwo, koksownictwo, odpady). Miniony rok utwierdził nas w przekonaniu, że bardzo dobrze odnajdujemy się zarówno na rynku małych i średnich przedsiębiorstw jak również we współpracy z dużymi firmami z naszego otoczenia.

• Z jakimi głównymi problemami przyszło się Wam zmierzyć i z jakim skutkiem?

Lata kończące wieloletnie programy naukowo – badawcze zawsze generują pytania – jakie finalnie efekty będzie miała z tego gospodarka? My jako twórcy dobrych rozwiązań, często o charakterze produktowym czy technologicznym

chcielibyśmy by były one wdrażane do praktyki gospodarczej jak najszybciej.

Z naszej strony, stworzyliśmy zarówno konkretne produkty (wyniki projektu „Inteligentna koksownia…” to zestaw produktów, procedur i rozwiązań, które mają pokazać jak w sposób bezpieczny dla środowisk i efektywny produkować z naszego, polskiego węgla, najwyższej jakości koks na eksport) jak również wykazaliśmy gotowość technologiczną m.in. technologii usuwania CO2 ze spalin w unikalnej w skali europejskiej przewoźnej instalacji pilotowej do usuwania CO2 ze spalin (którą sami zaprojektowaliśmy) czy zgazowania i oksyspalania paliw stałych w ciśnieniowym reaktorze z cyrkulującym złożem fluidalnym. Rozwiązania te zostały odpowiednio przedstawione i opisane potencjalnym odbiorcom, prowadzona była solidna akcja informacyjna i promocyjna. Jednak zauważyć należy, że chłonność sektora koksowniczego i energetycznego w zakresie wdrażania nowych rozwiązań czy technologii z zakresu wykorzystania węgla - wynikająca

15

rozmowa

energetyka i przemysł

jak się wydaje z bieżących możliwości finansowych – była w tym roku dość ograniczona.

• Co można uznać za osiągnięcie, a co za porażkę? Jaki będzie dla Instytutu nowy rok?

Ewidentnym osiągnięciem, które zresztą widać po prognozowanych na dzisiaj wynikach finansowych za rok 2016 jest fakt, że nie „zapomnieliśmy” jak się działa na rynkach rozproszonych i jak pozyskuje się środki z wielu źródeł, potrzebne do realizacji naszych działań.

W trakcie minionego roku udało nam się zintensyfikować współpracę badawczo wdrożeniową z wielkimi polskimi firmami sektorów chemii i energetyki. Mam tu na myśli m.in. spółki grupy Tauron, PGE GiEK S.A, Grupę Azoty S.A, JSW Koks S.A, PKN Orlen S.A czy Ciech Soda Polska S.A. Do najważniejszych osiągnięć Instytutu za okres ostatniego roku zaliczyć można moim zdaniem: – Opracowanie uniwersalnej, innowacyjnej technologii zgazowania komunalnych osadów ściekowych wraz z innymi odpadami, która umożliwia wytwarzanie w kogeneracji energii elektrycznej oraz ciepła. Uzyskane rezultaty otwierają szerokie możliwości zastosowania małych układów kogeneracyjnych wykorzystujących paliwa odpadowe w przedsiębiorstwach realizujących zadania z zakresu gospodarki wodno-ściekowej w Polsce.

– Doskonalenie technologii zgazowania paliw stałych i odpadów dla zastosowań w rozproszonych układach kogeneracyjnych. Przeprowadzony kilkudniowy test instalacji pilotowej potwierdził możliwość stabilnego wytwarzania energii elektrycznej oraz ciepła z gazu procesowego pochodzącego ze zgazowania biomasy. Uzyskane rezultaty otwierają szerokie możliwości zastosowania układów kogeneracyjnych wykorzystujących biomasę w instalacjach rozproszonych o charakterze lokalnym (klastrach energetycznych).

– Badania przydatności dla celów zgazowania węgli brunatnych z perspektywicznych zasobów PGE GiEK S.A. W ramach projektu realizowanego wspól-

Instalacja zgazowania biomasy i produkcji odnawialnej energii elektrycznej oraz cieplnej SYNGAZ

–

nie z partnerem przemysłowym - fi rmą PGE GiEK S.A oraz japońską fi rmą IHI prowadziliśmy badania skupiające się na ocenie kluczowych właściwości węgli brunatnych ze złóż obecnie eksploatowanych (Bełchatów, Turów) oraz złóż perspektywicznych (Gubin, Złoczew) determinujących ich podatność na zgazowanie w warunkach stosowanych w reaktorach ze złożem fl uidalnym.

Opracowanie technologii toryfikacji biomasy w procesie autotermicznym.

Projekt realizowany w ramach KIC-InnoEnergy z partnerami z Polski, Szwecji i Niemiec. Uzyskane wyniki testów w skali pilotowej potwierdzają przydatność naszej koncepcji technologicznej i stanowią podstawę do działań komercyjnych dla zaoferowania toryfi kowanej biomasy zarówno w charakterze paliwa odnawialnego jak i dodatku uszlachetniającego glebę.

dywidualnym. Opracowaliśmy innowacyjne, niskoemisyjne paliwo bezdymne, a ocena emisji podczas jego stosowania przekroczyła zakładane wcześniej rezultaty. W ramach projektu zrealizowaliśmy pełny test pilotażowy, podczas którego właściciele gospodarstw indywidualnych z wybranych 5 lokalizacji w kraju

Regulacja baterii koksowniczych

Na szczególne podkreślanie zasługuje zakończenie badań nad innowacyjnym, niskoemisyjnym paliwem bezdymnym.

Opracowane w ramach projektu, wspólnie z partnerem przemysłowym - firmą Polchar Sp. z o.o. - paliwo bezdymne (funkcjonujące już w mediach pod nazwą „błękitny węgiel”) stanowi doskonałą alternatywę dla innych paliw wykorzystywanych w ogrzewnictwie inPower & Industry

1/2017

16

rozmowa

energetyka i przemysł

Instalacja półtechniczna usuwania CO2 metodą adsorpcji aminowej

Panel sterowania instalacji półtechicznej GAZELA

Power & Industry

spalili łącznie 2000 ton tego paliwa dla pokrycia własnych potrzeb grzewczych.

Testy te jednoznacznie potwierdziły ekologiczny charakter nowego paliwa oraz jego pozytywny odbiór społeczny.

Uzyskane rezultaty otwierają szerokie możliwości wykorzystania krajowych węgli kamiennych do produkcji niskoemisyjnego, bezdymnego paliwa dla ogrzewnictwa indywidualnego. Wdrożenie mechanizmów wsparcia tego paliwa pozwoliłoby z kolei na uzyskanie trwałego efektu radykalnego zmniejszenia tzw. „niskiej” emisji, co zostało potwierdzone w trakcie zrealizowanych badań. Celem wdrożenia systemu dystrybucji „błękitnego węgla” została podjęta współpraca m.in. z miastem Nowy Sącz, powiatem nowosądeckim oraz szeregiem gmin uzdrowiskowych. Dalsze działania należą już teraz do polityków i od nich zależy, czy błękitny węgiel pozostanie tylko intrygującym „newsem” w mediach czy faktycznie wpłynie na poprawę jakości środowiska.

1/2017

Kolejnym istotnym elementem naszych prac były działania przygotowawcze do wdrożenia w naszym kraju technologii naziemnego zgazowania węgla.

Działania, które prowadzimy systemowo zarówno z przedsiębiorstwami sektora energetyki jak i przemysłu chemicznego polegają na przygotowaniu „argumentów do podjęcia kierunkowej decyzji”, która mamy nadzieję zostanie finalnie podjęta w tym roku. Jeżeli decyzja kierunkowa będzie „na tak” – czeka nas wzmożony wysiłek przy całym spektrum prac nie tylko technologicznych, ale również formalno-prawnych i środowiskowych związanych z pionierskim wdrożeniem tej technologii w Polsce.

Jaki będzie nowy rok? – głęboko wierzę, że zarówno dla Instytutu jak i dla krajowej gospodarki i całej naszej branży będzie to dobry, choć trudny rok.

• Zjawiska kryzysowe w przemyśle następują w coraz krótszych odstępach czasu. Jak należy się przygotować do sprostania trudnej sytuacji?

Słowo „kryzys” jest ostatnimi czasy odmieniane przez wszystkie przypadki.

Osobiście uważam, że jest to ewidentne nadużycie. Słowo kryzys stało się dla większości polityków i w dużej mierze – trzeba to powiedzieć – nieudolnych managerów „słowem – krzakiem”, za którym można ukryć własną niekompetencję. Gospodarka kapitalistyczna rozwija się cyklicznie z coraz to większą amplitudą – i to ekonomia zdefiniowała już dawno. Zmianą, którą obserwujemy ostatnimi czasy jest jedynie zwiększenie częstotliwości tego cyklu, co jak sądzę jest związane z dynamiką rozwoju naszej cywilizacji – im więcej zmian w krótkim okresie czasu tym szybszy rozwój. Słowem, które powinno być używane w tym aspekcie są fluktuacje rynkowe, które są zjawiskiem naturalnym, dodatkowo występującym niesynchronicznie w różnych dziedzinach gospodarki. Popatrzmy na rynek ropy naftowej, jest to surowiec energetyczny i chemiczny. Gdzie na przestrzeni ostatnich kilkudziesięciu lat ceny zachowywały się jak kolejka górska w wesołym miasteczku i my zdążyliśmy to zaakceptować i znaleźć środki zaradcze. Zatem fluktuacja cen ropy naftowej

nie wywiera większego wpływu na gospodarki rozwinięte. Założenie, że takie fluktuacje nie będą dotyczyły węgla (przypomnijmy - również surowiec energetyczny i chemiczny) było delikatnie rzecz nazywając infantylne. Jak sprostać – jak Pan to powiedział – tej trudnej sytuacji? Odpowiedź jest zawarta w zasadzie działania gospodarki rynkowej: jest klient, jest rynek i jest produkt i trzeba go sprzedać – przy czym kolejność ma znaczenie. Trzeba mieć oczy dookoła głowy i być elastycznym. Jeżeli się tego nie rozumie to nie powinno się… więcej! nie można działać w gospodarce rynkowej.

Niestety fluktuacje w gospodarce najszybciej odbijają się na sferze badawczej, bo na pierwszy ogień cięć gdy zaczyna się cykl dekoniunktury w przemyśle, zawsze idą środki na rozwój. Jesteśmy zatem najbardziej wrażliwi na każdy okres dekoniunktury, niemniej przez ostatnich 25 lat uczestnicząc w kilku cyklach gospodarczych wypracowaliśmy schematy czy procedury, które pozwalają nam wychodzić z tych cykli jeszcze silniejszymi.

• Jakie są główne cele do osiągnięcia przez Wasz Instytut w tym roku?

Jakie nadzieje i obawy z nim wiążecie?

Jako główny cel stawiamy sobie aktywne uczestnictwo (w charakterze partnera naukowo-badawczego) w realizowanych przez sektor energetyki zadaniach badawczych Programu Badawczego Sektora Elektroenergetycznego („PBSE”), chcemy dalej pracować na rzecz sektora koksu i stali, uczestnicząc m.in. w programie „Innostal” a sektor chemii wspierać naszym doświadczeniem i wiedzą m.in. w ramach programu „Innochem”.

W tym roku - w związku z sygnalizowanymi przez Rząd RP planami zmian w sferze działania instytutów badawczych – mam tu na myśli plan Ministerstwa Nauki i Szkolnictwa Wyższego uruchomienia tzw. „Narodowego Instytutu Technologicznego” być może będzie okazją do zrewidowania części naszych planów, niemniej jednak – naszym celem jest po prostu dalsze skuteczne działanie w obszarach naszych kompetencji z korzyścią dla naszych dotychczasowych i nowych klientów.

o rynku mocy 17 a prawo Unii Europejskiej PROJEKT USTAWY O RYNKU MOCY A PRAWO UNII EUROPEJSKIEJ

Wojciech Kukuła, dr Marcin Stoczkiewicz Fundacja ClientEarth Prawnicy dla Ziemi

W dniu 5 grudnia 2016 r. na stronie internetowej Rządowego Centrum Legislacji opublikowano projekt ustawy o rynku mocy. Zgodnie z uzasadnieniem do projektu, celem ustawy jest zapobieżenie niedoborom mocy wytwórczych poprzez przemodelowanie otoczenia regulacyjnego rynku energii elektrycznej w taki sposób, aby stworzyć silne zachęty ekonomiczne do budowy, utrzymywania i modernizacji jednostek wytwórczych oraz do zarządzania zużyciem energii u odbiorców.

18

projekt ustawy o rynku mocy a prawo o unii europejskiej

energetyka i przemysł

P

rojekt ustawy w zasadniczej mierze bazuje na dokumencie „Rozwiązania funkcjonalne rynku mocy”z 30 września 2016 r. Rozwiązania te stanowią zmienioną wersję „Projektu rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy”, opublikowanego przez Ministerstwo Energii w dniu 4 lipca 2016 r. Lipcowy projekt został oceniony w raporcie „Założenia rynku mocy w Polsce – analiza prawna i ekonomiczna”, przygotowanym przez Regulatory Assistance Project (RAP) i Fundację ClientEarth Prawnicy dla Ziemi.

Ponieważ projekt ustawy o rynku mocy różni się od oryginalnych założeń z lipca 2016 r., celowe wydaje się przygotowanie nowego opracowania dotyczącego koncepcji rynku mocy w Polsce.

Niniejszy raport został zasadniczo zawężony do porównania projektu ustawy o rynku mocy z prawem Unii Europejskiej.

Zawiera on jednak również niezbędne odniesienia do, wynikających z przedstawionego projektu, ekonomicznych następstw wprowadzenia rynku mocy.

Opracowanie zawiera krótką charakterystykę proponowanego przez Ministerstwo Energii mechanizmu wynagradzania mocy oraz odpowiednich unijnych regulacji z zakresu zapewnienia wystarczalności mocy wytwórczych. Niniejszy raport stara się odpowiedzieć na następujące pytania: –– czy proponowany rynek mocy stanowi pomoc państwa (pomoc publiczną)? – a jeżeli tak, to: –– czy projekt ustawy o rynku mocy jest zgodny z (tak obecnymi, jak i projektowanymi) przepisami prawa Unii Europejskiej?

Główne wnioski –– Przewidziane w projekcie ustawy o rynku mocy wynagrodzenie za realizację obowiązku mocowego stanowi pomoc państwa.

–– W obecnej formie, umożliwiającej odrębne rozstrzygnięcie aukcji w odniesieniu do nowych lub modernizowanych jednostek rynku mocy, proponowany mechanizm utracił cechy rynku, tzn. zbioru niezmiennych reguł konkurencji pomiędzy wykonawcami obowiązku mocowego.

–– Projekt ustawy jest niezgodny z rynkiem wewnętrznym UE w zakresie: •– ustanawiania nowego mechanizmu, który umożliwia przyznaPower & Industry

1/2017

wanie dotacji szkodliwych dla środowiska; •– nieuwzględnienia możliwości świadczenia obowiązku mocowego przez moce transgraniczne; •– potencjalnej możliwości niezapewnienia uczestnictwa wystarczającej liczby wy twórców do ustalenia konkurencyjnej ceny zdolności wytwórczej w przypadku poszczególnych aukcji głównych, kończących się odrębnie dla nowych lub modernizowanych jednostek rynku mocy.

–– Rynek mocy w proponowanym kształcie może nie uzyskać pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej, która dysponuje wyłączną kompetencją i szerokim zakresem uznania w zakresie akceptacji pomocy państwa.

–– Przedstawione w Ocenie Skutków Regulacji (OSR) koszty pieniężne rynku mocy wynoszą 4,15 mld zł w 2021 r., po czym rosną w kolejnych latach, osiągając kwotę 5,1 mld zł w 2026 r.

Chociaż w OSR nie przedstawiono prognozy na kolejne lata, to można przyjąć, że kwota 5,1 mld zł rocznie będzie aktualna w kolejnych 10 latach (tzn. do końca obowiązywania pierwszych 15-letnich umów mocowych dla nowych jednostek rynku mocy).

Oznacza to łączny, dodatkowy koszt dla odbiorców w wysokości ponad 70 mld zł w okresie 2021-35.

–– Kluczowe kwestie (w tym zwłaszcza parametry aukcji) nie zostały skonkretyzowane w samym projekcie, ale mają zostać określone dopiero w aktach wykonawczych do ustawy.

W konsekwencji, z jednej strony nie jest możliwe precyzyjne określenie struktury zamawianych mocy, wpływu rynku mocy na środowisko oraz konkretnych kosztów tego mechanizmu, z drugiej zaś strony taki zabieg legislacyjny może dodatkowo utrudnić akceptację projektu przez Komisję Europejską.

Mechanizm wynagradzania mocy według projektu ustawy o rynku mocy Zgodnie z projektem ustawy o rynku mocy: –– Rynek mocy ma postać scentralizowanego systemu aukcyjnego, w

––

––

––

–– ––

––

którym mogą uczestniczyć zarówno jednostki wytwórcze, jak i jednostki redukcji zapotrzebowania na moc (ang. Demand Side Response, DSR).

Począwszy od 2021 r. (tj. od pierwszego roku dostaw mocy) odbiorcy końcowi będą ponosić nie tylko koszty dostarczonej energii elektrycznej, ale także koszty dostępności mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). Temu celowi ma służyć nowa opłata mocowa, przeznaczana na wypłatę wynagrodzenia za realizację obowiązku mocowego przez dostawców, którzy wygrali aukcję.

Aukcje zostały podzielone na aukcje główne oraz dodatkowe. Zwycięzcy aukcji głównej są obowiązani do dostarczania mocy do KSE w piątym roku po zamknięciu tej aukcji (przy czym przepisy przejściowe przewidują krótsze odstępy czasu pomiędzy pierwszymi aukcjami głównymi a okresem dostaw). Aukcje dodatkowe będą przeprowadzane w roku poprzedzającym dostawę mocy.

W aukcjach mogą uczestniczyć dostawcy dysponujący jednostkami o mocy osiągalnej nie mniejszej niż 2 MW. Jest możliwy udział grup mniejszych jednostek, jednak ich łączna moc osiągalna również musi wynosić co najmniej 2 MW. W rynku mocy nie mogą uczestniczyć dostawcy mocy z zagranicy.

W wyniku aukcji głównej dostawcy mocy z nowych jednostek rynku mocy mogą zawrzeć umowy mocowe maksymalnie na okres 15 lat, dostawcy mocy z modernizowanych jednostek – maksymalnie na okres 5 lat, a dostawcy mocy z istniejących jednostek rynku mocy – na jeden rok. W wyniku aukcji dodatkowej umowy mocowe są zawierane na dany kwartał roku kalendarzowego.

Projekt ustawy nie zawiera definicji nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy. W związku z tym, w szczególności, nie jest jasne, czy taką jednostką może być także jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania, czy tylko jednostka rynku mocy wy twórcza. Należałoby postulować dodanie do słowniczka ustawowego odpowiednich, obiektywnych definicji legalnych nowej oraz modernizowanej jednostki rynku mocy.

19

projekt ustawy o rynku mocy a prawo o unii europejskiej

energetyka i przemysł

–– Co do zasady, aukcja kończy się jedną ceną zamknięcia dla wszystkich jednostek rynku mocy. Minister Energii może jednak postanowić, że dana aukcja główna kończy się różnymi (wyższymi) cenami zamknięcia dla nowych lub modernizowanych jednostek rynku mocy.

–– Możliwość udziału w aukcji głównej w przypadku dostawców mocy z nowych lub modernizowanych jednostek jest uzależniona od spełnienia tzw. atrybutów, które są określane w rozporządzeniu Ministra Energii. Atrybuty te mogą różnić się dla poszczególnych grup technologii. Atrybuty mają obejmować następujące parametry techniczno-ekonomiczne: •– o jednostkowy poziom nakładów (kosztów) inwestycyjnych; •– o sprawność jednostki wytwórczej; •– o wskaźnik emisji CO2; •– o wskaźnik emisji substancji szkodliwych dla środowiska; oraz •– o minimum techniczne jednostki wytwórczej, szybkość zmiany obciążenia lub wymagania dotyczące charakterystyki uruchamiania (co najmniej jeden z tych trzech parametrów).

–– W rynku mocy mogą uczestniczyć dostawcy mocy z jednostek otrzymujących pomoc państwa na podstawie innych systemów wsparcia (OZE, kogeneracji, pokrywania kosztów powstałych w związku z rozwiązaniem tzw. kontraktów długoterminowych itd.), a w szczególności operatorzy instalacji spalania wielopaliwowego (współspalania).

W przypadku instalacji współspalania wynagrodzenie za wykonanie obowiązku mocowego ulega odpowiedniemu pomniejszeniu o udział mocy generowanej z odnawialnych źródeł energii.

–– Obowiązek mocowy może być przedmiotem obrotu na rynku wtórnym.

projekcie ustawy o rynku mocy, stanowi pomoc państwa w rozumieniu prawa UE, ponieważ spełnia ono łącznie wszystkie przesłanki z art. 107 ust. 1 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE), tj. środek ten: –– jest przyznawany przedsiębiorstwom energetycznym (dostawcom mocy); –– jest przyznawany przez państwo lub przy użyciu zasobów państwa, w jakiejkolwiek formie, ponieważ: •– środki na wypłatę wynagrodzenia za realizację obowiązku mocowego pochodzą z nałożonej przez państwo na wszystkich odbiorców końcowych energii elektrycznej opłaty mocowej, oraz •– środki te pozostają pod kontrolą i są wypłacane przedsiębiorstwom przez kontrolowanego przez państwo zarządcę rozliczeń, na podstawie przyjętego przez państwo mechanizmu redystrybucji; –– przyznaje selektywną korzyść, ponieważ: •– mechanizm ten przyznaje korzyść wyłącznie niektórym przedsiębiorstwom energe-

tycznym, tytułem przykładu, operator pojedynczej jednostki (tak wytwórczej, jak i redukcji zapotrzebowania) o mocy osiągalnej mniejszej niż 2 MW nie może samodzielnie zawrzeć umowy mocowej ani uzyskać wynagrodzenia za realizację obowiązku mocowego; –– zakłóca konkurencję lub grozi zakłóceniem konkurencji, ponieważ: •– wynagrodzenie za realizację obowiązku mocowego jest przyznawane na wykreowanym przez państwo rynku, który jest wtórny względem samego rynku energii, oraz •– wynagrodzenie za realizację obowiązku mocowego otrzymują wyłącznie niektórzy, a nie wszyscy konkurenci na rynku energii; –– wpływa na wymianę handlową między państwami członkowskimi UE, ponieważ zarówno energia elektryczna, jak i moc elektryczna może być przedmiotem obrotu na rynku wewnętrznym UE. BADANIE SEKTOROWE KE W dniu 30 listopada 2016 r. Komisja Europejska opublikowała raport

Projekt ustawy o rynku mocy jako pomoc państwa TFUE Wynagrodzenie za realizację obowiązku mocowego, o którym mowa w Power & Industry

1/2017

20

projekt ustawy o rynku mocy a prawo o unii europejskiej

energetyka i przemysł

końcowy z badania sektorowego dotyczącego mechanizmów mocowych w UE (oryg. Final Report of the Sector Inquiry on Capacity Mechanisms). Komisja w raporcie tym podkreśla, że publiczne wsparcie dla dostawców mocy stanowi pomoc państwa, która stwarza ryzyko zakłócenia konkurencji na rynku energii elektrycznej. Jako główne zagrożenia związane ze stosowaniem mechanizmów mocowych Komisja wskazuje ograniczanie takich mechanizmów wyłącznie do krajowych dostawców mocy (podczas gdy w UE, jako całości, występuje obecnie znaczna nadpłynność dostępnych mocy), co prowadzi do wzrostu kosztów zapewnienia bezpieczeństwa dostaw, jak również utrudnia realizację unijnych celów klimatycznych.

Ponadto, zdaniem Komisji, mechanizmy mocowe nie mogą zastępować wprowadzania koniecznych reform na samym rynku energii, w szczególności takich jak znoszenie nadmiernie niskich pułapów cen hurtowych oraz integracja rynkowa „kluczowej” technologii odpowiedzi strony popytowej (ang. Demand Side Response, DSR). Komisja podkreśla, że będzie wymagać tego typu reform w każdym państwie członkowskim zamierzającym wprowadzić mechanizm wynagradzania mocy. W raporcie zaznaczono też, że krajowe mechanizmy mocowe muszą być w sposób wyraźny otwar te na możliwość partycypacji przez moce transgraniczne.

Pomoc państwa na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych w prawie UE TFUE Przepisy TFUE stanowią, że co do zasady pomoc państwa jest niedopuszczalna. Od tej ogólnej reguły występuje szereg wyjątków, a jednym z nich jest fakultatywna możliwość uznania przez Komisję Europejską za zgodną z rynkiem wewnętrznym pomocy przeznaczonej na ułatwienie niektórych działań gospodarczych, pod warunkiem, że taka pomoc nie zmienia warunków wymiany handlowej w zakresie sprzecznym ze wspólnym interesem. Na tej podstawie Komisja może przyznać państwu członkowskiemu odstępstwo od generalnego zakazu przyznawania pomocy na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych. Komisja dysponuje wyłączną kompetencją Power & Industry

1/2017

i szerokim zakresem uznania w zakresie akceptacji takiej pomocy.

EEAG Komisja badając dany środek przyznający pomoc państwa, jest związana wydanymi przez siebie wytycznymi. Od 2014 r. takie wytyczne dotyczą także pomocy na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych. Warunki dopuszczalności pomocy na ten cel zostały określone w sekcji 3.9 komunikatu Komisji „Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014-2020” (ang. Environmental and Energy Aid Guidelines, EEAG). W praktyce zatem Komisja nie może zaakceptować pomocy państwa, która nie byłaby zgodna ze wszystkimi, spełnionymi jednocześnie, warunkami określonymi w EEAG.

Zgodność projektu ustawy o rynku mocy z rynkiem wewnętrznym UE CEL BĘDĄCY PRZEDMIOTEM WSPÓLNEGO ZAINTERESOWANIA Zgodnie z uzasadnieniem i OSR do projektu ustawy o rynku mocy, zasadniczym problemem, jaki ma rozwiązywać proponowana regulacja, jest brak odpowiedniej ilości mocy w KSE (ang. missing capacity). W OSR wskazano, że do 2035 r. konieczne będzie odtworzenie co najmniej 23 GW z 40 GW mocy elektrycznej zainstalowanej obecnie w KSE. EEAG stanowi, że środki na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych mogą być konstruowane na różne sposoby, w tym, w szczególności, jako pomoc operacyjna, nagradzająca samo zobowiązanie do gotowości dostarczania energii elektrycznej. Taki właśnie środek stanowi zaproponowane w projekcie ustawy wynagrodzenie za realizację obowiązku mocowego, płatne dostawcy mocy przez zarządcę rozliczeń po zakończeniu każdego miesiąca okresu dostaw.

EEAG co do zasady wymaga, aby mechanizmy mocowe były otwarte dla wszystkim technologii, jednakże w granicach podjętych zobowiązań i celów klimatycznych. EEAG stanowi, że pomoc na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych może być sprzeczna z celem dotyczącym stopniowego wycofania dotacji szkodliwych dla środowiska, w tym dotacji na paliwa kopalne. Innymi słowy,

wymogi środowiskowe stanowią jedyny wyjątek od ogólnej zasady neutralności technologicznej mechanizmu wynagradzania mocy.

Projekt ustawy o rynku mocy przewiduje możliwość ograniczenia neutralności technologicznej ze względu na wymogi środowiskowe. Może to nastąpić poprzez odpowiednie określenie tzw. atrybutów, które stanowią jeden z obligatoryjnych parametrów każdej aukcji głównej. Atrybuty te mają być określane w rozporządzeniu Ministra Energii i mogą być różne w przypadku kolejnych aukcji głównych. Zgodnie z projektem ustawy ww. atrybutami są w szczególności: –– wskaźnik jednostkowej emisji CO2; oraz –– wskaźnik jednostkowej emisji substancji szkodliwych dla środowiska.

–– Mając na uwadze powyższe, należy zauważyć, że: –– obowiązek określenia ww. atrybutów dotyczy nowych lub modernizowanych jednostek rynku mocy, a zatem dyspozycja tej normy będzie spełniona także, jeżeli Minister Energii określi atrybuty wyłącznie dla nowych albo wyłącznie dla modernizowanych jednostek; –– atrybuty mogą różnić się w przypadku poszczególnych grup technologii, w szczególności możliwe jest określenie innych wskaźników emisyjności dla jednostek węglowych, gazowych, kogeneracyjnych itd.; oraz –– nie ma możliwości określenia atrybutów dla istniejących jednostek rynku mocy.

Komisja Europejska posiada szeroki zakres uznania w zakresie akceptacji pomocy państwa. Polski system elektroenergetyczny charakteryzuje się wysokim średnim jednostkowym wskaźnikiem emisji CO2 (ponad 800 g/kWh). W państwach członkowskich, w których Komisja do tej pory zaakceptowała mechanizmy wynagradzania mocy, wskaźnik ten jest znacznie niższy (poniżej 500 g CO2/kWh w Wielkiej Brytanii i mniej niż 100 g CO2/ kWh we Francji). Zgodność proponowanego w projekcie ustawy rynku mocy z celami EEAG zależy zatem w istocie od treści odpowiednich rozporządzeń określających parametry poszczególnych aukcji.

Ponieważ akty wykonawcze stanowią immanentny element proponowa-

21

projekt ustawy o rynku mocy a prawo o unii europejskiej

energetyka i przemysł

nego mechanizmu mocowego, konieczne jest, aby zakładane parametry (przynajmniej) pierwszej aukcji głównej zostały przedstawione Komisji Europejskiej podczas notyfikacji samej ustawy o rynku mocy. Możliwość wspierania w ramach rynku mocy nowych jednostek wytwórczych mających emitować średnio 700 lub więcej gram CO2/kWh należy uznać za potencjalną niezgodność z zasadniczym celem EEAG w postaci stopniowego wycofywania dotacji szkodliwych dla środowiska.

EEAG wymaga także, aby identyfikacja problemu z zapewnieniem wystarczalności mocy wytwórczych była spójna z analizą europejskiej sieci operatorów systemów przesyłowych (ENTSO-E).

Uzasadnienie i OSR do projektu ustawy o rynku mocy są oparte na niedostępnej publicznie analizie Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE). Prognoza PSE będzie jednak musiała zostać udostępniona Komisji Europejskiej.

Konkluzja: projekt rynku mocy potencjalnie niezgodny z EEAG

POTRZEBA INTERWENCJI PAŃSTWA W ww. raporcie z badania sektorowego KE wskazano, że w przypadku zidentyfikowania długoterminowych problemów z zapewnieniem wystarczalności mocy za najbardziej odpowiedni można uznać mechanizm mocowy, który jest oparty na zadanym wolumenie mocy i obejmuje cały rynek. Przykładem takiego mechanizmu są zaproponowane w projekcie ustawy scentralizowane aukcje mocy. Niezależnie od powyższego należy wskazać, że Komisja Europejska każdorazowo bada potrzebę interwencji państwa w odniesieniu do konkretnego przypadku.

Konkluzja: projekt rynku mocy zgodny z EEAG ADEKWATNOŚĆ Zgodnie z projektem ustawy o rynku mocy, wynagrodzenie za realizację obowiązku mocowego ma stanowić wynagrodzenie wyłącznie za usługę samej do-

stępności świadczoną przez dostawców mocy. Projektowany środek przewiduje wynagrodzenie jedynie za udostępnienie określonej wartości mocy (wyrażonej w MW) i nie przewiduje żadnego dodatkowego wynagrodzenia z tytułu sprzedaży energii elektrycznej (wyrażonej w MWh).

Rynek mocy jest otwarty i może zapewniać odpowiednie zachęty zarówno dla dostawców mocy z istniejących, jak i nowych jednostek. Mechanizm ten jest także otwarty dla dostawców mocy z jednostek redukcji zapotrzebowania (DSR), w tym operatorów magazynowania energii, chociaż – interpretując przepisy projektu ustawy w zgodzie z wrześniowymi „Rozwiązaniami funkcjonalnymi rynku mocy” – zasoby strony popytowej nie są traktowane na równi z zasobami strony podażowej. Rynek mocy uwzględnia potencjalnie różne czasy potrzebne na realizację nowych inwestycji.

Proponowany mechanizm ma uwzględniać prognozowane fizyczne przepływy energii na połączeniach transgranicznych przy wyznaczaniu wymaganego poziomu Power & Industry

1/2017

22

projekt ustawy o rynku mocy a prawo o unii europejskiej

energetyka i przemysł

rezerw mocy ponad zapotrzebowanie szczytowe w danym okresie dostaw.

Konkluzja: projekt rynku mocy zgodny z EEAG EFEKT ZACHĘTY Istnienie efektu zachęty w przypadku pomocy na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych ocenia się na podstawie ogólnych zasad EEAG. Warunki dotyczące efektu zachęty są spełnione w szczególności w sytuacji, kiedy pomoc skłania beneficjenta do zmiany zachowania w sposób poprawiający funkcjonowanie bezpiecznego, zapewniającego przystępne ceny i zrównoważonego rynku energii. Pomoc nie może jednak rekompensować normalnego ryzyka biznesowego związanego z działalnością gospodarczą.

EEAG ustanawia domniemanie istnienia efektu zachęty, jeżeli pomoc jest przyznawana w drodze procedury przetargowej zgodnej z zasadami konkurencji, takiej jak mechanizm aukcyjny.

Dotyczy to także przypadków, w których prace nad danym projektem zostały rozpoczęte przed złożeniem przez beneficjenta wniosku o przyznanie pomocy.

Co do zasady efektem zachęty cechuje się również pomoc przyznawana na dostosowanie do przyszłych norm unijnych.

Konkluzja: projekt rynku mocy zgodny z EEAG PROPORCJONALNOŚĆ Rynek mocy ma być prowadzony w formie aukcji. EEAG ustanawia domniemanie, że tego typu procedura przetargowa co do zasady zapewnia zasadną stopę zwrotu dla beneficjentów pomocy na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych. Proponowany środek zawiera dodatkowe mechanizmy zapobiegające powstawaniu nieoczekiwanych (niezasadnych) zysków po stronie dostawców mocy z jednostek otrzymujących pomoc państwa na podstawie innych systemów wsparcia. Co do zasady rynek mocy skonstruowany jest w taki sposób, że cena minimalna mocy na aukcji dąży do zera (zasadą jest jedna cena zamknięcia dla wszystkich jednostek).

Konkluzja: projekt rynku mocy zgodny z EEAG UNIKANIE NADMIERNEGO NEGATYWNEGO WPŁYWU NA KONKURENCJĘ I HANDEL Zgodnie z EEAG, środek pomocowy powinien być skonstruowany tak, aby mógł obejmować wszelkie zdolności wytwórcze mogące skutecznie przyczyniać

się do rozwiązania problemów z wystarczalnością mocy wytwórczych, tj. w szczególności powinien uwzględniać: –– uczestnictwo dostawców oferujących środki o równoważnej charakterystyce technicznej do jednostek wytwórczych, takich jak zarządzanie popytem (ang. Demand Side Management, DSM), połączenia wzajemne i magazynowanie energii (przy czym ograniczenie uczestnictwa operatorów takich jednostek w mechanizmie mocowym może być uzasadnione wyłącznie niewystarczającymi parametrami technicznymi w stosunku do parametrów niezbędnych do rozwiązania problemu z wystarczalnością mocy wytwórczych); –– kumulację (agregację/koncentrację) zarówno po stronie jednostek popytu, jak i podaży mocy; –– uczestnictwo dostawców z innych państw członkowskich (jeżeli jest to fizycznie możliwe); oraz –– uczestnictwo liczby wytwórców wystarczającej do ustalenia konkurencyjnej ceny zdolności wytwórczej.

Ponadto środek pomocowy na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych: –– nie powinien ograniczać zachęt do inwestowania w przepustowość połączeń wzajemnych; –– powinien zapewniać preferencyjne traktowanie wytwórcom niskoemisyjnym (w przypadku istnienia jednocześnie równoważnych parametrów technicznych i ekonomicznych); oraz –– powinien zawierać środki mające na celu unikanie negatywnego wpływu na rynek wewnętrzny (w tym zwłaszcza w zakresie ograniczeń przetargowych lub innych środków utrudniających łączenie rynków).

Zestawiając powyższe z treścią projektu ustawy o rynku mocy, należy wskazać, że projekt ten: –– przewiduje możliwość uczestnictwa dostawców z jednostek redukcji zapotrzebowania (w tym operatorów magazynowania energii) w rynku mocy, ale – interpretując przepisy projektu ustawy w zgodzie z wrześniowymi „Rozwiązaniami funkcjonalnymi rynku mocy” – nie są oni traktowani w sposób równoważny z

Power & Industry

1/2017

projekt ustawy o rynku mocy a prawo o unii europejskiej

energetyka i przemysł

––

––

––

––

––

––

dostawcami mocy z jednostek wytwórczych, tj. mogą oni zawierać umowy mocowe co najwyżej na jeden rok (nawet w przypadku nowych przedsięwzięć inwestycyjnych DSR), podczas gdy operatorzy nowych jednostek wytwórczych mogą ubiegać się o umowy mocowe nawet na okres 15 lat; przewiduje możliwość uczestnictwa w rynku mocy grup jednostek, zarówno redukcji zapotrzebowania, jak i wytwórczych; zawiera stosunkowo wysoki próg możliwości uczestnictwa w rynku mocy jednostek redukcji zapotrzebowania w wysokości 2 MW mocy osiągalnej (tak w przypadku pojedynczych, jak i zagregowanych jednostek DSR), przy czym przyjęcie takiego progu zostało uzasadnione „optymalnym poziomem tzw. granulacji”, a nie istnieniem niewystarczających parametrów technicznych po stronie mniejszych jednostek; nie przewiduje możliwości uczestnictwa dostawców mocy z innych państw członkowskich, nawet jeżeli takie uczestnictwo byłoby fizycznie możliwe (co należy uznać za ograniczenie przetargowe mogące utrudniać łączenie rynków); może, ale nie musi zapewniać preferencyjnego traktowania dostawcom mocy z nowych lub modernizowanych jednostek wytwórczych (zależy to od kształtu konkretnych rozporządzeń Ministra Energii, określających parametry poszczególnych aukcji głównych); oraz może nie zapewniać uczestnictwa odpowiedniej liczby wytwórców wystarczającej do ustalenia konkurencyjnej ceny zdolności wytwórczej w przypadku określenia przez Ministra Energii zapotrzebowania na moc oczekiwanego do pokrycia przez nowe lub modernizowane jednostki rynku mocy: dotyczy to przypadków, kiedy wolumen zapotrzebowania na moc w „koszyku” dla nowych (lub odpowiednio modernizowanych) jednostek będzie równy lub większy niż łączny wolumen mocy nowych jednostek zgłoszonych do udziału w danej aukcji głównej,

–– mając na uwadze, że znana jest także najwyższa cena, po której może nastąpić zawarcie umów mocowych, w przypadku zaistnienia takiej sytuacji wynik aukcji można przewidzieć z prawdopodobieństwem niemal graniczącym z pewnością jeszcze przed jej rozpoczęciem, –– w związku z powyższym, w takim przypadku nie będzie spełniony warunek EEAG dotyczący ustalenia konkurencyjnej ceny zdolności wytwórczej.

nostek redukcji zapotrzebowania w stosunku do dostawców mocy z jednostek wytwórczych; –– potencjalnej możliwości niezapewnienia uczestnictwa liczby wytwórców wystarczającej do ustalenia konkurencyjnej ceny zdolności wytwórczej w przypadku poszczególnych aukcji głównych, kończących się odrębnie dla nowych lub modernizowanych jednostek rynku mocy.

Konkluzja: projekt rynku mocy niezgodny z EEAG

W konsekwencji, projektowany rynek mocy jest niezgodny z warunkami EEAG dotyczącymi unikania nadmiernego negatywnego wpływu na konkurencję i handel, w zakresie: –– nieuwzględnienia możliwości świadczenia obowiązku mocowego przez dostawców mocy z innych państw członkowskich; –– potencjalnego nierównoważnego traktowania dostawców mocy z jed-

ZGODNOŚĆ Z ART. 30 ORAZ 110 TFUE Komisja Europejska bada także zgodność danego środka mającego przyznawać pomoc państwa z art. 30 oraz 110 TFUE. Z dotyczącego tych przepisów orzecznictwa Trybunału Sprawiedliwości UE (TSUE) wynika zakaz stosowania dyskryminacyjnych restrykcji w zakresie importu produktów (jakimi są również energia elektryczna i moc elektryczna) lub protekcyjnego Power & Industry

23

1/2017

24

projekt ustawy o rynku mocy a prawo o unii europejskiej

energetyka i przemysł

traktowania krajowych produktów na rynku wewnętrznym.

Wielka Brytania w trakcie procesu badania zgodności brytyjskiego rynku mocy z rynkiem wewnętrznym UE zobowiązała się przed Komisją do dopuszczenia połączeń wzajemnych do udziału w aukcjach mocy(i z tego zobowiązania się wywiązała). Francuski, zdecentralizowany mechanizm wynagradzania mocy będzie natomiast, od stycznia 2017 r., bezpośrednio otwarty dla dostawców mocy (zarówno z jednostek wytwórczych, jak i z jednostek redukcji zapotrzebowania) z sąsiednich państw członkowskich, choć oryginalny projekt w ogóle nie przewidywał możliwości udziału w tym mechanizmie mocy transgranicznych.

Powyższa ewolucja orzecznictwa Komisji wskazuje, że aby zapewnić zgodność proponowanego rynku mocy z rynkiem wewnętrznym UE, konieczne jest dodanie do projektu ustawy przepisów umożliwiających udział w aukcjach mocy dostawcom z jednostek zlokalizowanych poza terytorium RP. Należy podkreślić, że odpowiednie regulacje, umożliwiające udział w aukcjach wytwórcom energii elektrycznej w instalacjach spoza terytorium RP, zostały, z dniem 1 lipca 2016 r., dodane do ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE).

Konkluzja: projekt rynku mocy niezgodny z TFUE WNIOSKI Rynek mocy w proponowanym kształcie może nie uzyskać pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej z uwagi na niezgodność z rynkiem wewnętrznym UE w zakresie: –– celu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania; –– unikania nadmiernego negatywnego wpływu na konkurencję i handel; oraz niezgodności z art. 30 i 110 TFUE.

Koszty rynku mocy Przedstawione w Ocenie Skutków Regulacji (OSR) do projektu ustawy wartości płaconej opłaty mocowej wynoszą łącznie dla wszystkich grup odbiorców: –– 4 mld 150 mln zł w 2021 r. (tj. w pierwszym roku dostaw), –– 5 mld 100 mln zł w 2026 r. (w szóstym roku dostaw), Power & Industry

1/2017

Rok

Koszt w mld zł

2021

4,1

2022

4,3

2023

4,5

2024

4,7

2025

4,9

2026

5,1

2027

5,1

2028

5,1

2029

5,1

2030

5,1

2031

5,1

2032

5,1

2033

5,1

2034

5,1

2035

5,1

RAZEM w latach 2021-35

73,5

Tab. 1.

Koszty pieniężne rynku mocy, które poniosą odbiorcy w latach 2021-35 – dolne oszacowanie Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z osr

–– łącznie 24 mld 500 mln zł w latach 2021-2026.

Dla odbiorców końcowych w gospodarstwie domowym przedstawione w OSR koszty rynku mocy wynoszą: –– 1 mld 400 mln zł w 2021 r., –– 1 mld 700 mln zł w 2026 r., –– łącznie 8 mld 100 mln zł w latach 2021-2026.

Mając na uwadze, że podane wartości są kosztami netto (tj. pomniejszonymi o podatek od towarów i usług, VAT), przedstawione w OSR koszty rynku mocy przekładają się na wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej dla typowego gospodarstwa domowego o około 120-140 zł na rok.

Przedstawione w OSR koszty rynku mocy nie dają pełnego obrazu sytuacji, bo odnoszą się tylko do pierwszych 6 lat obowiązywania pierwszych 15-letnich umów mocowych dla nowych jednostek rynku mocy. Dlatego należy rozważać koszty rynku mocy w latach 2021-35.

OSR nie podaje rocznych kosztów pieniężnych dla lat 2027-2035, ale na potrzeby oszacowania można przyjąć, że nie będą one wyższe niż dla roku 2026

(w rzeczywistości mogą być one wyższe, jeżeli w kolejnych latach zostaną zawarte kolejne umowy mocowe z nowymi jednostkami rynku mocy, ponieważ jednostki te będą oferowały wyższą cenę za moc w porównaniu do jednostek istniejących i modernizowanych). Zatem, w dolnym oszacowaniu, łączny koszt pieniężny dla odbiorców wynosi 73,5 mld zł w latach 2021-35.

Możliwość wyodrębnienia osobnych „koszyków” aukcyjnych dla jednostek nowych lub modernizowanych należy interpretować jako próbę obniżenia kosztu pieniężnego rynku mocy. Pozwoli to na bardzo znaczne obniżenie łącznej wartości wynagrodzeń za realizację obowiązku mocowego. W przypadku trzech różnych cen zamknięcia aukcji należy zakładać, że: –– cena zamknięcia (wyrażona w zł/ MW/rok) dla nowych jednostek będzie bardzo wysoka, ale zakontraktowany wolumen mocy będzie relatywnie niski; –– cena zamknięcia dla modernizowanych jednostek będzie istotnie niższa niż cena dla nowych jednostek, ale znacznie wyższa niż cena dla jednostek istniejących.

25

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

Jeśli mielibyśmy oceniać mijający rok w polskiej branży górniczej i na światowych rynkach węgla z podziałem na dwie części, to pierwsze półrocze 2016 należałoby do jednego z najczarniejszych w ostatnich latach, a drugie było jednym z najlepszych w tej dekadzie. Jeśli zaś chodzi o cały sektor energetyczny w kraju – tutaj trzeba wskazać przede wszystkim konsekwentną realizację polityki Ministerstwa Energii w zakresie ponownego upaństwowienia tej gałęzi gospodarki, co pomimo wielu oburzonych i krytycznych głosów nie jest jakimś ewenementem w UE: we Francji już rząd Gouina 70 lat temu znacjonalizował sektor energii elektrycznej i gazu ziemnego powodując, że poza państwem żaden podmiot nie może posiadać więcej niż 30% udziałów w spółkach tej branży.

J

eszcze w lutym światowe indeksy cen węgla znajdowały się na rekordowo niskich poziomach (ceny w portach ARA nawet po 43 USD), przywodzących na myśl pierwszą połowę minionego dziesięciolecia, a Jastrzębska Spółka Węglowa była wyceniana poniżej 9 PLN za akcję, co oznaczało że cała spółka była warta mniej niż kupiona dwa lata wcześniej za 1,49 mld PLN kopalnia Knurów-Szczygłowice. Zaledwie kilka miesięcy później wskaźniki cen wystrzeliły w górę w zaskakującym tempie, żeby pod koniec jesieni osiągnąć poziomy nie widziane od 4 lat. W ślad za nimi poszybowały w górę akcje polskich spółek wydobywczych: LWB w ciągu roku o ponad 100%, a JSW o… ponad 500%!

Jeśli chodzi o krajowe górnictwo węgla kamiennego, najważniejszym wydarzeniem był tutaj start, zasilonej pieniędzmi Węglokoksu, spółek energetycznych (PGE, Energa i PGNiG) i państwowych funduszy Polska Grupa Górnicza, największa spółka wydobywcza w Unii Europejskiej (32 tys. pracowników). Pod koniec 2015 roku, z 4,4 mld zł długów, Kompania Węglowa stała na skraju bankructwa, a pierwsze miesiące ubiegłego roku upływały w napięciu kiedy i czy w ogóle doczekamy się jakiegoś światełka w tunelu. Nowy podmiot miał być uzdrowiony, m.in. poprzez zespolenie kopalń (do czego doszło w lipcu), koordynacje procesów wydobywczych i obniżenie kosztów produkcji (co również udaje się osiągnąć małymi krokami), ale na koniec mijającego roku strata nieznacznie przekroczy zakładaną kwotę (o ok. 30-40 mln złotych). Napawać optymizmem mogą dwa pierwsze miesiące ostatniego kwartału 2016, gdzie w końcu PGG zanotowała dodatni wynik finansowy netto (ko-

Dawid Salamądry

2016:

wielki powrót węgla oraz państwowego sterowania enegetyką

power y r t s u d in

Ekspert Centrum Analiz Klubu Jagielońskiego

lejno 15 i 18 mln zł). Sytuację w nowym roku skomplikować może tylko przymuszony mariaż spółki z Katowickim Holdingiem Węglowym, na który ostrzyła już sobie zęby poznańska Enea, budująca potężną grupę paliwowo-energetyczną.

Na pocieszenie Enea dostała elektrownie Połaniec, należącej wcześniej do francuskiego Engie, co wpisuje się w rządową strategię renacjonalizacji najważniejszych gałęzi polskiej gospodarki. Był to ostatni rozdział energetycznej wojny polsko-francuskiej w 2016 roku, która zapoczątkowana została decyzją EDFu, wyzbywającego się polskich aktywów węglowych w celu zasilenia gotówką swoich projektów jądrowych we Francji (Cigeo) i w Wielkiej Brytanii (Hinkley Point). Wtedy to polskie Ministerstwo Energii po cichu zwróciło się do Francuzów z prośbą o wstrzymanie się z wyprzedażą do czasu, kiedy odpowiednimi środkami do złożenia najwyższej oferty dysponować będą rodzime spółki energetyczne.

EDF jednak nie zamierzał czekać i porozumiał się z czeskim EPH, dla którego nabycie elektrowni Rybnik było ostatnią deską ratunku dla PG Silesia, od pięciu lat niewykazującej zysków. Resort postano-

wił jednak wykorzystać nowe prawo i zablokował wszystkie transakcje, faworyzując polskie konsorcjum. W efekcie EDF poskarżył się w Europie, ministerstwo zaś odpowiedziało wzmożonymi kontrolami w Rybniku.

Nie chcąc wdawać się w boje z resortem, drugi francuski koncern zdecydował się na sprzedaż swojego zakładu w Połańcu poznańskiej Enei za miliard PLN. Do odzyskania wciąż pozostają zakłady EDF, który może nie chcieć wchodzić w układy z ministerstwem energii nie tylko z uwagi na kwestie finansowe, ale również polityczne (na szczeblu międzynarodowym). Nieoficjalnie wiadomo, że również pracownicy elektrowni w Rybniku nie chcą trafić pod skrzydła państwowego właściciela, ponieważ po wielu latach „czysto korporacyjnego” zarządzania na szczeblu średniej kadry zarządzającej obawiają się wystąpienia patologii typowych dla wielu spółek Skarbu Państwa. Rząd jednak łatwo nie ustąpi, ponieważ ma do zrealizowania swój cel przywrócenia państwowego zarządzania w sektorze, a swoista niechęć do wprowadzenia inwestorów prywatnych do planu naprawczego dla wspomnianego wyżej KHW tylko utrwala ten kierunek.

Power & Industry

1/2017

26

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

Polska

przygotowując się do wdrożenia mechanizmów mocowych powinna skorzystać

z doświadczeń Francji

r e w o p y r t s u ind

Dr Przemysław Zaleski

Senior fellow Fundacji Pułaskiego, Politechnika Wrocławska, Wydział Informatyki i Zarządzania, Katedra Badań Operacyjnych, Finansów i Zastosowań Informatyki

Rynek mocy w Polsce Komisja Europejska zaakceptowała przygotowany przez rząd francuski pakiet mechanizmów wsparcia zdolności wytwórczych – zwanych rynkiem mocy oraz, co istotne, uznała, że jest on są zgodny z zasadami pomocy publicznej Unii Europejskiej. Francja jednak opiera swoje bezpieczeństwo energetyczne o elektrownie jądrowe i wodne, czyli tzw. technologie czyste. Stanowisko Komisji Europejskiej (z dnia 30 listopada 2016 r.) dotyczące całkowitego ograniczenia limitów uprawnień do emisji CO2 dla jednostek wytwórczych, które miałyby działać w ramach wsparcia z mechanizmu rynku mocy jest całkowicie na przekór polskim planom. Polski rząd który przygotował mechanizm wsparcia dla sektora wytwórczego takiej decyzji nie przewidywał. Należy więc przybliżyć tematykę rynku mocy oraz przyjrzeć się doświadczeniom innych krajów, które pozwoliły zakończyć ten proces sukcesem. Wdrożenie tego rodzaju rozwiązania jest dla Polski o tyle istotne, że w zeszłym roku 10 sierpnia Polskie Sieci Elektroenergetyczne wprowadziły dwudziesty – najwyższy stopień zasilania czyli ograniczenia Power & Industry

1/2017

w dostawach energii, czego w Polsce nie było od dawna. Oznacza to, że wysoko oceniono ryzyko awarii całego systemu i możliwość pojawienia się tzw. blackoutu czyli utrat napięcia w sieci elektroenergetycznej na znacznym obszarze. Według danych publikowanych na GPI (elektrownie mają obowiązek informowania o awariach i przestojach poprzez Giełdową Platformę Informacyjną prowadzoną przez TGE), w systemie zabrakło ponad

Rys. 1.

Prognozy energii brutto dla Polski do roku 2040 r. Źródło: Tomasz Popławski, Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną i moc szczytową dla polski do 2040 roku, „Rynek Energii” – luty 2014

2 GW, ponieważ ze względu na remonty, różne awarie, a także pogodę (mniej dostępnej wody potrzebnej do otwartych systemów chłodzenia) z systemu wypadły bloki w kilku dużych elektrowniach systemowych m.in. w Turowie, Bełchatowie, Opolu, Rybniku i Kozienicach.

Nie pomogły odnawialne źródła energii ani import energii z innych krajów, co pokazuje, że problem staje się groźny przede wszystkim dla gospodarki,

27

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł a zwłaszcza przedsiębiorstw przemysłowych bo to na nie PSE może nakładać obowiązek ograniczenia poboru i dostaw energii pod groźbą kar finansowych.

Stare bloki energetyczne mogą być włączone do systemu poprzez tzw. wymuszenie, ale ponieważ są to jednostki w dużym stopniu wyeksploatowane, o niskiej sprawności, nie spełniające nowych norm środowiskowych to koszt ich pracy jest wysoki. Dodatkowym problemem są obecne ceny energii na rynku hurtowym, które nie stymulują do budowy nowych mocy wytwórczych, dlatego też pojawiają się rozwiązania alternatywne dla tzw. rynku jednotowarowego. Ponieważ sytuacja niskich cen na rynku hurtowym trwa dłuższy czas to coraz więcej ekspertów wskazywało, że potrzebne są zmiany w modelu obecnego rynku energetycznego, takie jak: zmiany wycen usług za regulacyjne usługi systemowe, interwencyjne rezerwy mocy oraz oferty przyrostowe i redukcyjne na rynku bilansującym, w co wpisują się także mechanizmy mocowe wprowadzające rynek dwutowarowy. Należy pamiętać, że biorąc pod uwagę realizację Dyrektywy IED oraz konkluzji BAT dotyczącej redukcji emisji przemysłowych (szczególnie restrykcyjną dla technologii węglowych) to z naszego systemu elektroenergetycznego musi zostać wyłączone do 2023 r. prawie 5 GW.

w momencie szczytowego zapotrzebowania lub w momencie zagrożenia dostaw energii dla odbiorców końcowych1.

Mechanizm w postaci rynku mocy ma więc wynagradzać jednostki wytwórcze za dyspozycyjność mocy w konkretnych sytuacjach i okresach niedoboru w systemie. Wynagrodzenie będzie określone za prace w tych godzinach, gdzie PSE musi zaplanować i skoordynować dobowe ilość rezerwy mocy dostępnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym w momencie ich braku w stosunku do zapotrzebowania. Z prognoz publikowanych przez PSE wynika, że operator musi zabezpieczyć w szczególności moc szczytową.

Jak wynika z danych PSE, podstawową przesłanką dla szybkiego przyjęcia w Polsce mechanizmów wsparcia w postaci rynku mocy jest zagwarantowanie odpowiedniej mocy w perspektywie średnioterminowej. Zwłaszcza, że jednostki wytwórcze których nie da się dostosować do IED w ramach derogacji naturalnej otrzymały zgodę aby od wejścia Dyrektywy IED czyli od 1 stycznia 2016 do 31 grudnia 2023 pracować na poziomie 17 500 godzin czyli mniej więcej po 6 godzin dziennie. Aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej polski system wymaga budowy dużych ilości no-

wych zdolności wytwórczych. Obliczone zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze w perspektywie do 2035 roku jest w przedziale od 23 do 30 GW (przy założeniu wypełniania różnych scenariuszów konkluzji BAT). Czasu jest niewiele bo bez budowy nowych mocy wytwórczych niedobór rezerw mocy dostępnych w jednostkach na terenie RP zacznie się już w roku 2022. Oczywiście w prognozie założono, że budowane obecnie w Polsce nowe JWCD zostaną oddane do realizacji zgodnie z planowanym harmonogramem, a to wydaje się przy tak skomplikowanych projektach jak budowa elektrowni systemowej trudne do realizacji.

Bez zmiany tej sytuacji Polska jako kraj naraża się na brak odpowiednich narzędzi zarządzania bilansem mocy oraz doprowadza do uzależniania się w sytuacjach awaryjnych od importu energii elektrycznej z zagranicy. Nie jest korzystna sytuacja gdy państwo opiera swoje bezpieczeństwo systemu energetycznego na mocach generowanych przez kraje ościenne, nawet przy najlepszych relacjach sąsiedzkich. Realnym jest, że może dojść do sytuacji gdy nawet przy codziennej dobrej współpracy i stałych przepływach energii na już istniejących połączeniach transgranicznych z innymi krajami, w przypadku zmian pogodo-

Rys. 2.

Klasyfikacja mechanizmów mocowych Źródło: Raport Ministerstwa Energetyki

Rynek mocy jako rozwiązanie prawne ma więc pomóc przede wszystkim w dwóch kwestiach - po pierwsze: ma złagodzić skutki ekonomiczne dla grup energetycznych, które są dysponentami nierentownych jednostek wytwórczych aby mogły być gotowe do pracy w sytuacjach awaryjnych tj. momentu odbudowy wystarczającej ilości mocy. Po drugie poprzez stworzenie obok tradycyjnego rynku jednotowarowego wdrożyć drugi, w którym będzie się płacić za moc, co ma wzmocnić impuls inwestycyjny dla budowy nowych jednostek wytwórczych. Według Raportu przygotowanego przez Ministerstwo Energii pod nazwą „Rozwiązania funkcjonalne rynku mocy” z dnia 30 września 2016 r. wynika, że poziom mocy osiągalnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym przekroczył poziom 40 GW, ale przyrost w znaczącym stopniu dotyczy jednostek chimerycznych czyli niesterowalnych Power & Industry

1/2017

28

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł w naszym kraju w jednostkach wytwórczych i obok potencjalnego blackoutu naraża Polskę także na utratę przychodów i wspieranie energetyki w krajach sąsiednich, co oznaczać będzie, że polski obywatel będzie przyczyniał się de facto do spłaty systemów wsparcia przedsiębiorstw zagranicznych.

Oczywiście wzajemna pomoc i współpraca energetyczna jest jak najbardziej wskazana, ale nie powinno się doprowadzić do sytuacji gdy nie jest to ostateczna alternatywa, ale wymóg dla normalnego i bezpiecznego działania polskiego systemu elektroenergetycznego.

Rys. 3.

Prognoza bilansu mocy Źródło: PSE SA

Rys. 4.

Prognoza bilansu mocy w Polsce Źródło: PSE SA

Power & Industry

wych na większym obszarze Europy brak będzie gwarancji dostępu do mocy dla polskiego operatora systemu przesyłowego. Pewne jest, że każde państwo w takiej sytuacji będzie chciało w pierwszej kolejności zaspokoić krajowe potrzeby (co wykazała praktyka w przypadku niedoboru dostaw gazu).

Pakiet Bezpieczeństwa Energetycznego opublikowany przez Komisję Europejską wskazuje, że docelowym scenariuszem dla bezpieczeństwa energetycznego Europy ma być pełna integracja systemów ener-

1/2017

getycznych. Kraje członkowskie UE mają być zobowiązane do budowy odpowiedniej ilości połączeń transgranicznych, a krajowi operatorzy (w przypadku Polski PSE) będą wręcz zobowiązani do uzgadniania swoich planów inwestycyjnych. Oznaczać to może, że w przypadku braku odpowiedniej mocy w Polsce, do łagodzenia szczytów mogą zostać użyte farmy wiatrowe i ogniwa fotowoltaiczne w Niemczech (zbudowane w ramach projektu Energiewende i przy olbrzymich systemach wsparcia). Ponieważ energia jest towarem, brak mechanizmów wsparcia prowadzi do wyższej oceny ryzyka inwestycyjnego

Według wyliczeń Ministerstwa Energii, do 2021 r. powinno powstać ok. 10 GW nowych i zmodernizowanych jednostek wytwórczych, włącznie z blokami energetycznymi będącymi obecnie w budowie. Koszt wprowadzenia mechanizmu rynku mocy wstępnie szacowany jest na ok. 2-3 mld zł rocznie. Proponowane mechanizmy wsparcia mają tworzyć dodatkowe (w stosunku do rynku energii elektrycznej) źródło wsparcia ekonomicznego i pokrycia kosztów w horyzoncie długoterminowym, które zabezpieczą niezbędny poziom mocy do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Rynek mocy, zgodnie z koncepcją Ministerstwa Energetyki będzie rynkiem terminowym, z fizyczną dostawą mocy po realizacji handlowej w formie aukcji. W Polsce mamy jednego Operatora Systemu Przesyłowego w postaci PSE i on będzie jedynym kupującym. Polska propozycja zakłada, że w ramach pierwotnego rynku mocy odbywać się będą aukcje typu holenderskiego, czyli po poprawkach wynikających z konsultacji społecznych, dokument z dnia 30 września 2016 r. Dla aukcji głównej odbywającej się w roku n-5 Obowiązki Mocowe mogą dotyczyć Roku Dostaw n lub do 15 kolejnych lat dostaw począwszy od Roku Dostaw n., a aukcja dodatkowa przeprowadzana będzie na rok przed dostawą. Rozwiązanie przewiduje także obrót zobowiązaniami mocowymi na rynku wtórnym (łącznie z tzw. realokacją wolumenów). Po wygranej aukcji firmy będą zawierać umowę mocową z PSE, która będzie określać warunki gotowości dla dostaw mocy w okresie zagrożenia ogłoszonym przez OSP. Kontrakty będą rozgraniczane na roczne dla istniejących bloków

29

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

Rys. 5.

Plany inwestycyjne Źródło: Strategia „Informacja na temat planów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w latach 2014 − 2028”. Biuletyn URE, Warszawa, 26 listopada 2014 r. (prezentacja Marka Kuleszy TOE, o rynku mocy, REE, Kazimierz Dolny 2015)

energetycznych i pięcioletnie – dla bloków modernizowanych oraz na 15 lat – dla nowych bloków energetycznych2.

Prognozowany koszt wdrożenia rynku mocy Ministerstwo Energetyki wyceniło na od 2 do 3 mld zł rocznie, a zostanie pokryty przez odbiorców końcowych, w specjalnej opłacie mocowej, która zostanie wliczona w opłatę dystrybucyjną.

W przypadku gospodarstw domowych, stawka będzie ryczałtowa, płatna za punkt pomiarowy, ale różna w zależności od mocy umownej. W przypadku grup

taryfowych stawka będzie naliczana indywidualnie, proporcjonalnie do zużycia energii elektrycznej w określonych godzinach lub okresach. Ponadto dodano opcje wprowadzania w poszczególnych aukcjach głównych koszyków dla CJRM Nowych lub Modernizowanych. W ramach tego rozwiązania zdefiniowane będą wolumeny mocy, które powinny być zakupione podczas aukcji. Zakup dokonywany będzie podczas jednej aukcji głównej, nie będą prowadzone oddzielne aukcje dla poszczególnych koszyków. Zasa-

dy prowadzenia aukcji i algorytmy wyznaczania cen będą uwzględniały możliwość stosowania koszyków. W efekcie aukcja może zakończyć się odrębnym cenami w poszczególnych koszykach3. Uwzględniono także sugestię aby było możliwe uczestniczenie w mechanizmie dla CJRM współspalających, produkujących energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji lub wykorzystujących układy hybrydowe (w rozumieniu ustawy o odnawialnych źródłach energii), korzystania z operacyjnych systemów wsparcia OZE

Rys. 6.

Status projektów rynku mocy w Europie Źródło: Capacity remuneration mechanisms and the internal market for electricity.

Raport on 30 July 2013, ACER. (prezentacja Marka Kuleszy TOE, o rynku mocy, REE, Kazimierz Dolny 2015)

Power & Industry

1/2017

30

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

Rys. 7.

Schemat poprzedniego przyjętego modelu aukcji (obecnie aukcja główna 5 lat przed dostawą) Źródło: Raport Ministerstwa Energii

Rys. 8.

Podmioty i ich rola w przyjętym rozwiązaniu Źródło: Raport Ministerstwa Energii

i wysokosprawnej kogeneracji. Aby nie dopuścić do kumulacji przychodów z operacyjnych systemów wsparcia oraz rynku mocy, wprowadzony zostanie mechanizm wyznaczania wolumenu mocy ex post, który nie będzie uprawiony do uzyskiwania wynagrodzenia na rynku mocy.

Rys. 9. Schemat aukcji podstawowej Źródło: Raport Ministerstwa Energii

Power & Industry

1/2017

W przedstawionym przez Ministerstwo Energetyki rozwiązaniu popyt obliczany będzie poprzez krzywą zapotrzebowania na moc, czyli krzywą przedstawiającą zależność ceny mocy od wolumenu nabywanej mocy.

Podstawowymi parametrami zapotrzebowania będą: wolumen mocy wymaganej do

pozyskania na rynku mocy, który zostanie wyznaczony na podstawie prognozowanego szczytowego powiększonego o wymagane rezerwy oraz cena wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej o najniższych kosztach stałych operacyjnych i kapitałowych. Kryteria parametrów krzywej zapotrzebowania na moc określi OSP, ale będą one wymagać opiniowania przez Prezesa URE, a następnie zatwierdzenia przez Ministra Energii, który ma prawo dodatkowo je zmodyfikować.

W ramach konsultacji społecznych zgłoszono do projektu uwagi, które m.in. dotyczyły rynku wtórnego i wpływu na działalność spółek obrotu funkcjonujących w Polsce. Poprzez Towarzystwo Obrotu Energią skupiające główne spółki zwrócono uwagę, aby zmienić zapisy, tak aby Przedsiębiorstwa Obrotu (PO) mogły być stronami umów mocowych pomimo braku „aktywów fizycznych” świadczących usługę dostarczania mocy do KSE, zwłaszcza że odgrywają one szczególną rolę w budowaniu transparentności rynkowej, standaryzacji kontraktów, płynności rynku, czy obowiązków informacyjnych związanych z wejściem dyrektywy REMIT. Sugerowano także aby rynek wtórny nie był ograniczany tylko otwarty od razu po aukcji głównej, co będzie miało pozytywny wpływ na płynność rynku. Duża szansa jest także w roli DSR, która wzorem rozwiązań brytyjskich mogłaby szerzej stosowana poprzez programy przejściowe.

Przewidywane rozwiązanie ma stworzyć warunki dla rozwoju w Polsce systemów zarządzania stroną popytową poprzez Demand Side Response (DSR), które jako wirtualne elektrownie służą ograniczaniu zużycia energii w czasie, gdy obciążenie energii jest największe i korzystaniu z energii w czasie, gdy tej jest pod dostatkiem. Ograniczenie jest dobrowolne i zakupione przez PSE za gotowość i rzeczywiste ograniczenia poboru na żądanie4. Oferta jest skierowana do odbiorców przemysłowych w celu obniżenia ich szczytowego zapotrzebowania na moc, a tym samym obniżenie ponoszonych kosztów funkcjonowania rynku mocy. Istotną cechą jest konstrukcja mechanizmów wsparcia aby były neutralnie technologicznie, czyli stwarzały takie same warunki dla różnych technologii produkcji energii elektrycznej, jednocześnie przy uwzględnieniu stopnia w jakim poszczególne technologie przyczyniają się do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw i spełnienia wymagań określonych w warunkach kontraktu. Polskie rozwiązanie

31

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

Rys. 10.

Zakładany harmonogram wdrożenia rynku mocy w Polsce Źródło: Raport Ministerstwa Energii

premiuje takie Jednostki Rynku Mocy (JRM), które dostarczą moc w tzw. „Okresach Zagrożenia”, czyli wtedy, kiedy PSE określi poziom i czas ryzyka utraty ciągłości dostaw w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Oczywiście przyjęte rozwiązania nie mogą zaburzać rynku energii elektrycznej, a zwłaszcza nie wprowadzać takich rozwiązań, które mogą wpływać na kształtowanie się cen. Ma to być rozwiązanie równoległe ale i niezależne.

Rynek mocy jest mechanizmem szeroko stosowanym w Europie, ale każdorazowo wymaga notyfikacji zgodnie z wytycznymi Komisji Europejskiej z 9 kwietnia 2014 r. w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014‑2020. Niemniej doświadczenia innych krajów pokazują, że mimo czasem uciążliwego procesu uzgodnień, czasem prowadzonego poprzez szczegółowe dochodzenie, skuteczność jego funkcjonowania jest oceniana wysoko.

szczytową, która we Francji akurat wynika z popularnego ogrzewania elektrycznego i dużej wrażliwości temperaturowej (wg danych French Elektricity Raport -2014 prawie 2,3 GW / 1 C’). Zapotrzebowanie na moc we Francji na przełomie la 2001-2012 wzrosło o ponad 30 %.

Doświadczenia innych krajów: Francji, Wielkiej Brytanii w wdrażaniu rynku mocy Ostatnie doświadczenia z wdrożeniem rynku mocy we Francji pokazują, że nie jest to proces łatwy i dlatego już na etapie procesu notyfikacji warto wyciągnąć wnioski z problemów jakie miał rząd francuski, zwłaszcza że podczas procesu oceny Komisja Europejska zakwestionowała cześć przedstawionych rozwiązań, ale sporne mechanizmy zostały szybko wycofane w ramach autopoprawki. Warto także zauważyć, że rodzaj jednostek wytwórczych są także odmienne od polskiego ponieważ 74 %energii pochodzi z elektrowni atomowych a 12 % elektrowni wodnych więc budził mniejszy sprzeciw niż polskie elektrownie oparte na węglu.

Jednakże przyczyna wdrożenia rynku mocy była bardzo podobna bo dotyczyła rosnącego zapotrzebowania na moc

Rys. 11.

Zapotrzebowanie na moc we Francji Źródło: prezentacja EiY

Najważniejszą zmianą w proponowanym systemie była zgoda aby francuski rynek mocy był dostępny nie tylko dla podmiotów krajowych, ale także dla jednostek wytwórczych i dostawców z krajów sąsiedzkich, co wpisywało się według Komisji Europejskiej w koncepcję wspólnego rynku energetycznego. Drugim ustępstwem była zmiana długości okresu certyfikatów dla nowych jednostek wytwórczych z roku na siedem lat, ale pod warunkiem, że będą one bardziej konkurencyjne niż istniejące możliwości. Francja także zapewniła, wprowadzi narzędzia kontrolne, które zapobiegną ewentualnym manipulacjom zwłaszcza w zakresie potencjalnego zawyżania cen.

1

Raport „Rozwiązania funkcjonalne rynku mocy”, Ministerstwo Energii, 30 września 2016 r.

2

http://www.codozasady.pl/ustawa-orynku-mocy-jeszcze-w-tym-roku

3

Rozwiązania funkcjonalne dla rynku mocy z dnia 30 września 2016 , Ministerstwo Energetyki

4

http://vpplant.pl/dsr-definicja

Power & Industry

1/2017

32

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

Rok 2016 w Fortum znaczące inwestycje i akwizycja DUONu

Kamila Zybura-Pluta, Maciej Kościński Fortum

r e w o p y r t s u d in

Ubiegły rok był dla Fortum w Polsce niezwykle intensywny ze względu na realizację dwóch znaczących projektów. Przede wszystkim w czerwcu został wmurowany kamień węgielny pod budowę nowej elektrociepłowni wielopaliwowej w Zabrzu o wartości 870 milionów złotych. Zakład docelowo będzie dostarczał ciepło sieciowe do blisko 70 tysięcy gospodarstw domowych w Zabrzu i Bytomiu. Po drugie na przestrzeni 2016 roku Fortum dokonało akwizycji i integracji polskiej spółki DUON, która skutecznie działała na rynku sprzedaży energii elektrycznej i gazu. Dzięki temu w listopadzie Fortum rozpoczęło działalność w tym segmencie pod własną marką. W 2017 roku firma planuje kontynuować inwestycje na Śląsku, a także zbudować silną pozycję na rynku obrotu energią.

Budowa wielopaliwowej elektrociepłowni Fortum w Zabrzu Pierwsze miesiące 2016 roku były czasem intensywnych prac przygotowawczych, projektowych i przetargowych, niezbędnych do rozpoczęcia budowy nowej elektrociepłowni w Zabrzu. Głównym wykonawcą robót budowlanych została firma Budimex, która w maju rozpoczęła prace fundamentowe pod budynki przyszłej elektrociepłowni. Równolegle dostawca kotła ze złożem fluidalnym (CFB), Amec Foster Wheeler, kontynuował prefabrykację elementów urządzenia. Wreszcie 13 czerwca, w obecności ponad 100 gości, odbyło się uroczyste wmurowanie kamienia węgielnego, które stanowiło oficjalną inaugurację budowy.

W kolejnych miesiącach prowadzone były intensywne prace budowlane i rozbiórkowe. Rozpoczęto budowę fundamentów pod kolejne obiekty i zabetoPower & Industry

1/2017

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

Fot. Fortum

nowano główną płytę budynku kotłowni, co stanowiło istotny kamień milowy w harmonogramie zaplanowanym na rok 2016. Równolegle rozpoczęły się pierwsze dostawy elementów ponadgabarytowych, montaż części ciśnieniowej kotła oraz prace związane z produkcją komponentów na potrzeby turbozespołu. We wrześniu uroczyste wciągnięcie wiechy zakończyło budowę głównej klatki schodowej, która osiągnęła zakładaną wysokość ponad 64 m. W końcówce roku kontynuowano prace przy konstrukcji stalowej budynku kotłowni, a także modernizacji istniejącego 200 m komina. Zakończono także najważniejsze prace rozbiórkowe.

Budowa nowej elektrociepłowni jest realizowana w rzadko spotykanej w Polsce formule EPCM (z ang. engineering, procurement, and construction management). Fortum zdecydowało się na przyjęcie tego standardu na bazie pozytywnych doświadczeń z realizacji podobnych obiektów, a jako konsultanta przy tym projekcie wybrało firmę ILF Consulting Engineers Polska.

Budowa nowej elektrociepłowni jest elementem szerokiego planu inwestycyjnego Fortum dla Śląska, którego wartość do 2022 roku osiągnie ponad miliard złotych. W ramach projektu Fortum buduje również sieć ciepłowniczą o długości około 10 kilometrów, która połączy nowoczesny zakład z bytomskim systemem grzewczym. Pierwszą łopatę wbito uroczyście w listopadzie, a do końca grudnia firma wykonała prawie 500 m nowej magistrali. Również w listopadzie Fortum zakończyło budowę nowej ciepłowni w Bytomiu o mocy 25 MW, która ma być uzupełnieniem nowego systemu produkcji ciepła Fortum dla Zabrza i Bytomia. Wszystkie prace prowadzone na

budowach Fortum na Śląsku realizowane były zgodnie z najwyższymi standardami w zakresie bezpieczeństwa.

W 2017 roku Fortum będzie kontynuowało rozpoczęte na Śląsku inwestycje.

Do głównych kamieni milowych budowy nowej elektrociepłowni należy zaliczyć: zakończenie montażu kotła, wykonanie próby ciśnieniowej, realizację dostaw głównych urządzeń na budowę w tym m.in. elementów turbozespołu, jak również rozpoczęcie pierwszych rozruchów.

Fortum szacuje, że w szczycie na budowie będzie pracowało jednocześnie nawet 600 osób. Plany Fortum zakładają, że nowy zakład zostanie oddany do użytku wraz z siecią Zabrze-Bytom w 2018 roku.

Rozpoczęcie działalności na rynku sprzedaży energii elektrycznej i gazu Fortum działa na rynku sprzedaży energii elektrycznej od ponad 20 lat i w tym momencie obsługuje 1,3 mln klientów w Finlandii, Szwecji i Norwegii, co zapewnia mu pozycję lidera w krajach nordyckich. Eksperci Fortum szacują, że na polskim rynku znajduje się około 17 milionów klientów, a postępująca liberalizacja daje szansę szybkiego rozwoju nowym uczestnikom rynku. Dzięki akwizycji DUONu, Fortum zyskało możliwość wykorzystania na polskim rynku szerokiego sprzedażowego know-how, zdobytego na konkurencyjnych rynkach skandynawskich. Powinno to być widoczne już w 2017 roku zwłaszcza w segmencie klientów indywidualnych.

Jeszcze pod marką DUON spółka rozbudowała swoje portfolio dla klientów biznesowych wprowadzając do swojej oferty Produkt Indeksowany. Dzięki

33

nowemu rozwiązaniu klienci zyskali możliwość kupowania swojego zapotrzebowania na energię elektryczną i gaz w transzach. W ten sposób unikają ryzyka wyboru złego momentu zakupowego.

Fortum wyróżnia się jednak przewagą konkurencyjną wyrażającą się w opiece dedykowanego Tradera, który nie tylko przyjmuje zlecenia od klientów, ale przede wszystkim informuje o trendach rynkowych i aktywnie doradza w zakresie doboru strategii zakupowej.

W roku 2017 Fortum w dalszym ciągu będzie się koncentrowało na współpracy z klientami biznesowymi nie ograniczając się tylko do sprzedaży prądu i gazu, ale cały czas świadcząc dodatkowe usługi poprawiające efektywność energetyczną klientów. To między innymi właśnie dzięki tego typu działaniom spółka od początku funkcjonowania rynku gazu jest najczęściej wybieranym sprzedawcą w segmencie B2B. W 2016 roku Fortum przeprowadziło blisko 1 400 bezpłatnych audytów energetycznych. Dało to odbiorcom możliwość zweryfikowania czy Grupa Taryfowa oraz inne parametry poboru gazu lub energii elektrycznej są dobrane prawidłowo. W bieżącym roku liczba ta jeszcze wzrośnie, a dodatkowo odbiorcy zyskają nowe narzędzia.

Silna pozycja w segmencie małych i średnich przedsiębiorstw w połączeniu ze skandynawskimi doświadczeniami będzie stanowiła dobrą platformę rozwoju na dużym i szybko rozwijającym się rynku sprzedaży energii elektrycznej i gazu w Polsce w 2017 roku.

Fortum jest liderem w obszarze czystej energii. Dostarczamy klientom energię elektryczną, ciepło i chłód, a także inteligentne rozwiązania, pozwalające na bardziej efektywne wykorzystanie zasobów. Angażujemy naszych klientów i społeczeństwo w dążeniu do tworzenia czystszego świata. Zatrudniamy około 8 000 profesjonalistów w krajach nordyckich, bałtyckich oraz Rosji, Polsce i Indiach, a 64% energii elektrycznej wytwarzamy bez emisji CO2. W 2015 roku nasze łączne przychody wyniosły 3,5 mld EUR. (NASDAQ HELSINKI: FUM1V).

www.fortum.pl

Power & Industry

1/2017

34

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

Nowoczesne technologie odazotowania spalin dla przemysłu i energetyki

a zmieniające się regulacje środowiskowe

power y r t s u d n i

Kierunki rozwoju instalacji odazotowania spalin

W

świetle zachodzących w ostatnich latach zmian w regulacjach środowiskowych zarówno energetyka zawodowa jak i przemysłowa staje przed wyzwaniem sprostania zaostrzającym się wymogom emisyjnym. Z dniem wejścia w życie Dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych od 1 stycznia 2016 roku ograniczeniu uległy emisje tlenków siarki, tlenków azotu oraz pyłu. Od momentu publikacji Dyrektywy w sektorze energetycznym podjęto szereg modernizacji mających na celu dostosowanie pracujących bloków do nowych wymagań. Na tym jednak nie koniec. Dokumenty referencyjne BAT (Best Available Techniques), które wraz z obowiązywaniem Dyrektywy zyskały na znaczeniu, wprowadzają dalsze obostrzenia, nie tylko w zakresie limitów emisji tlenków siarki, tlenków azotu i pyłu, ale i innych związków, takich jak rtęć i amoniak.

Dyrektywa IED Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola), znana również pod nazwą IED (Industrial Emissions Directive) została wdrożona do prawa polskiego Rozporządzeniem Ministra Środowiska z dnia 4 listopada 2014 roku w sprawie standardów emisyjnych dla niektórych rodzajów instalacji, źródeł spalania paliw oraz urządzeń spalania lub Power & Industry

1/2017

mgr inż. Hanna Kordyaczny

mgr inż. Iwona Śpiewak

Kierownik Działu Optymalizacji i Innowacji Technologii Zakład Instalacji Odazotowania Spalin RAFAKO S.A.

Dyrektor Biura Techniczno-Projektowego Zakład Instalacji Odazotowania Spalin RAFAKO S.A.

współspalania odpadów. Poza zaostrzeniem dopuszczalnych wielkości emisji, czego efektem ma być zmniejszenie negatywnych oddziaływań instalacji przemysłowych i energetycznych na środowisko, wprowadzenie do prawa polskiego Dyrektywy przedefiniowało obowiązujące dotychczas pojęcie źródła emisji.

Obecnie standardy emisyjne nie odnoszą się już do pojedynczej jednostki energetycznej – kotła, a do emitora – komina i wynikają z łącznej nominalnej mocy cieplnej wpiętych do niego bloków. Jest to szczególnie znamienne w przypad-

Moc termiczna źródła łączna nominalna moc cieplna [MWt] 50 – 100

ku obiektów, na które składają się małe i średnie jednostki o sumie zainstalowanych mocy przekraczającej 50MWt. Po wejściu w życie Dyrektywy zostały one objęte nowymi wymaganiami, które nie miałyby zastosowania przed zmianą rozumienia pojęcia źródła emisji.

W Tabeli 1 zostały przedstawione obowiązujące limity emisji dla tlenków azotu wraz z zakresami zależnymi od zainstalowanej mocy termicznej źródła.

Limity te nie stanowią jednak ostatecznych wielkości emisji, do których na-

Tab. 1. Limity emisji dla NOx wynikające z Dyrektywy IED a) W przypadku spalania pyłu węgla brunatnego

Emisja NOx [mg/m3u] Średnia miesięczna Nowa 300 / 400

Istniejąca (a)

300 / 450 (a)

100 – 300

200

200

> 300 brunatny

200

200

> 300 kamienny

150

200

35

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

Moc termiczna źródła łączna nominalna moc cieplna [MWt]

Graniczne emisje NOx [mg/m3u ] Średnia roczna Nowa

Istniejąca

< 100

100 – 150

Średnia dobowa (a)

100 – 270

Nowa

Istniejąca (c)(g)

155 – 200

165 – 330

100 – 300

50 – 100

100 – 180

80 – 130

155 – 210

≥ 300 FBC, brunatny

50 – 85

< 85 – 150 (d)(e)

80 – 125

140 – 165 (f)

≥ 300 kamienny

65 - 85

65 - 150

80 - 125

< 85 – 165 (b)

Tab. 2. Limity emisji dla NOx wynikające z projektu konkluzji BAT a) Wymóg nie obowiązuje dla instalacji istniejących pracujących < 1500 h/r. b) Dla instalacji uruchomionych do 07.01.2014 obowiązują następujące górne granice zakresu: 200 mg/Nm3 – dla instalacji pracujących ≥1500h/r, oraz 220 mg/Nm3 – dla instalacji pracujących <1500h/r. c) W przypadku instalacji uruchomionych przed 01.07.1987 które pracują <1500h/r i dla których SCR lub SNCR nie ma zastosowania górna granica zakresu wynosi 340 mg/Nm3. d) Dolna granica zakresu może być osiągnięta w przypadku stosowania SCR. e) Górna granica zakresu wynosi 175 mg/Nm3 dla kotłów fluidalnych uruchomionych do 07.01.2014 i kotłów opalanych węglem brunatnym. f) Górna granica zakresu wynosi 220 mg/Nm3 dla kotłów fluidalnych uruchomionych do 07.01.2014 i kotłów opalanych węglem brunatnym. g) Wartości są wskaźnikowe dla instalacji pracujących < 500 h/r.

leży dostosować obiekty energetyczne.

Zgodnie z zapisami Dyrektywy dopuszczalne wartości będą określane przez właściwy organ wydający pozwolenie na eksploatację indywidualnie dla modernizowanej jednostki. Postępowanie to będzie uwzględniało najlepsze dostępne techniki i wynikające z nich osiągalne poziomy emisji, określone w decyzjach w sprawie konkluzji dotyczących BAT.

Konkluzje BAT Finalna wersja draftu dokumentu referencyjnego BREF dla Dużych Obiektów Energetycznego Spalania (LCP – Large Combustion Plants), zawierająca projekt konkluzji BAT została opublikowana w czerwcu 2016 roku.

Przewiduje on dalsze ograniczenie emisji związków szkodliwych pochodzących z procesu spalania w daleko szerszym zakresie niż te bezpośrednio przywołane w Dyrektywie IED. Po przyjęciu przez Unię Europejską nowych regulacji i czteroletnim okresie przejściowym, od 2021 roku dopuszczalne emisje tlenków

Bloki energetyczne

azotu będą kształtować się znacząco poniżej poziomu wyznaczonego przez Dyrektywę. Tabela 2 obrazuje limity dla tlenków azotu wynikające z projektu konkluzji BAT. Graniczne wartości wyznaczają zakres dopuszczalnych emisji w oparciu o najlepsze dostępne techniki, opisane w dokumencie referencyjnym BREF. Górne wielkości będą stanowiły nieprzekraczalne limity emisji, jednakże właściwy organ wydający pozwolenie może każdorazowo wprowadzić bardziej restrykcyjne warunki.

Wraz z wejściem w życie dokumentu referencyjnego BREF regulacje obejmą również dodatkowe związki, w tym takie, których obecność w spalinach wynika z zastosowania najlepszych dostępnych technik. Takim związkiem jest amoniak, będący reagentem w instalacjach odazotowania spalin opartych o wtórne metody niekatalitycznej i katalitycznej redukcji tlenków azotu. Nowe limity zawarte w dokumencie referencyjnym BREF dla Dużych Obiektów Energetycznego Spalania zostały przedstawione w Tabeli 3.

Graniczne emisje NH3 [mg/m3u] Średnia roczna

Wyposażone w SCR lub SNCR

< 3 – 10 (a)

Tab. 3. Limity emisji dla NH3 wynikające z projektu konkluzji BAT a) Dolna granica zakresu może być osiągana w przypadku stosowanie SCR. Górna granica zakresu obowiązuje w przypadku stosowania SNCR bez użycia mokrych technik oczyszczania.

Konkluzje BAT pociągną za sobą konieczność dalszych modernizacji obiektów energetycznych. Dostosowanie do zaostrzonych przepisów prawa środowiskowego obejmie jednostki, dla których obowiązujące limity nie wymagały dodatkowych instalacji oczyszczania spalin, jak również i te, które zainwestowały już w rozbudowę swoich układów.

Najlepsze dostępne techniki odazotowania spalin Dokument referencyjny BREF dla Dużych Obiektów Energetycznego Spalania jako najlepsze dostępne techniki wtórnych metod odazotowania spalin wymienia selektywną katalityczną redukcję (SCR), selektywną niekatalityczną redukcję (SNCR) oraz kombinację powyższych (tzw. metoda hybrydowa). Wszystkie te technologie działają w oparciu o wtrysk do spalin reagenta i reakcję tlenków azotu z amoniakiem lub mocznikiem. Stąd też ich zastosowanie przekłada się nie tylko na redukcję NOx w spalinach, ale także emisję reagenta NH3, a w przypadku stosowania mocznika, również CO2.

Selektywna niekatalityczna redukcja tlenków azotu (SNCR) Selektywna niekatalityczna redukcja tlenków azotu SNCR (Selective Non-Catalytic Reduction) opiera się o wysokotemperaturową reakcję gazowego amoniaku lub mocznika z tlenkami azotu bez Power & Industry

1/2017

36

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł Rzeczywiste warunki, w których zachodzi proces niekatalitycznej redukcji NOx, bezpośrednio przekładają się na

udziału katalizatora. Podstawowe reakcje przedstawiono poniżej.

Dla amoniaku: NO + NO2 + 2NH3 → 2N2 + 3H2O (1) 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O (2) 6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O (3)

efekt całego procesu. Konkluzje BAT dla technologii SNCR dla istniejących źródeł energetycznych w rozliczeniu rocznym przewidują ograniczenia emisji jak w Tabeli 4.

Osiągnięcie wartości emisji NOx poniżej 200 mg/m3u przy zachowaniu slipu poniżej 10 mg/m3u wymaga precyzyjnego operowania w warunkach rzeczywistych możliwie zbliżonych do projektowych. Inaczej możliwe będzie wystąpienie szeregu niepożądanych efektów przekładających się na niedotrzymanie emisji na wymaganym poziomie. Niewłaściwe temperatury wpłyną na spadek efektywności procesu. Zwiększenie stosunku reagenta do tlenków azotu celem podniesienia efektywności pociągnie za sobą wzrost nieprzereagowanej ilości reagenta (slip) i przekroczenie limitu emisji NH3. Co więcej, zastosowanie instalacji SNCR nie pozostaje bez wpływu na dalsze systemy na drodze spalin i każde odstępstwo od właściwego przebiegu procesu może skutkować negatywnymi wynikami pracy pozostałych instalacji.

Szczególnie narażona jest instalacja mokrego odsiarczania spalin. Aby tego uniknąć, już na etapie projektu należy wziąć pod uwagę możliwości związane z optymalizacją pracy kotła i ochroną urządzeń na całej drodze spalin.

Dla mocznika: 4NO + 2(NH2)2CO + 2 H2O + O2 → 4N2 + 6H2O + 2CO2 (4) 6NO2 + 4(NH2)2CO + 4H2O → 7N2 + 12H2O + 4CO2 (5) Przyjmowana proporcja reagenta do tlenków azotu zależy od stopnia redukcji oraz założeń procesowych i dla większości instalacji kształtuje się na poziomie od 1 do 2,5.

Optymalne okno temperaturowe zawiera się pomiędzy 800°C i 1100°C, przy czym jest ono silnie zależne od użytego reagenta. Dla amoniaku zakres temperatur kształtuje się na poziomie 8501000°C, dla mocznika 800-1100°C. Proces redukcji uwarunkowany jest temperaturą, właściwą dystrybucją reagenta w spalinach oraz czasem przebywania cząsteczek w strefie reakcji. Zbyt duże cząsteczki odparowują za wolno, co przekłada się na wzrost nieprzereagowanej ilości reagenta (slip), zbyt małe odparowują za szybko, reagując w temperaturach przekraczających optymalne i tym samym zmniejszając stopień redukcji NOx. Reakcje zachodzące w zbyt wysokich temperaturach skutkują niepożądaną produkcją NOx poprzez utlenianie amoniaku, a w zbyt niskich – zwiększaniem slipu.

Osiągnięcie odpowiednich dla procesu warunków jest podstawową i najważniejszą kwestią w zapewnieniu efektywności procesu SNCR. Nierzadko utrzymanie właściwego okna temperaturowego i wymaganej strefy reakcji wiąże się z modernizacją kotła, polegającą na wprowadzeniu lub optymalizacji zastosowanych technik pierwotnych celem: –– obniżenia temperatury płomienia i ograniczenia procesu formowania się termicznych tlenków azotu (spalanie niskoemisyjne), –– wyrównania i ustabilizowania temperatury spalin, –– zwiększenia efektywności procesu poprzez wydłużenie czasu przebywania cząsteczki reagenta w strefie reakcji.

Power & Industry

1/2017

Selektywna katalityczna redukcja tlenków azotu (SCR)

Tab. 4.

Limity emisji dla instalacji SNCR wynikające z projektu konkluzji BAT Górna granica zakresu wynosi 175 mg/Nm3 dla kotłów fluidalnych uruchomionych do 07.01.2014 i kotłów opalanych węglem brunatnym a)

Odazotowanie spalin realizowane w oparciu o technologię selektywnej katalitycznej redukcji tlenków azotu SCR (Selective Catalytic Reduction) wykorzystuje reakcję tlenków azotu z amoniakiem zachodzącą w obecności katalizatora (związku aktywnego) w odpowiednim oknie temperaturowym.

Moc termiczna źródła – łączna nominalna moc cieplna [MWt ]

Główne reakcje chemiczne zachodzące na powierzchni warstwy katalitycznej: NO + NO2 + 2NH3 → 2N2 + 3H2O (1) 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O 6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O

(2) (3)

Ilość wtryskiwanego amoniaku jest zależna od wejściowego stężenia NOx, od ilości spalin oraz od wymaganego stopnia usuwania NOx. Cały proces redukcji NOx przebiega z minimalnymi stratami w postaci nieprzereagowanego amoniaku (slip NH3) w temperaturach 300°C - 400°C. Instalacje katalitycznej redukcji SCR występują w trzech typach, wynikających z konfiguracji poszczególnych elementów na drodze spalin: „High Dust”, „Low Dust” i „Tail End”, przy czym w rzeczywistych warunkach dominują dwa.

Parametry takie jak zapylenie, zasiarczenie i temperatura spalin oraz dostępne pod zabudowę miejsce determinują wybór: „High Dust” pomiędzy II ciągiem spalin i obrotowym podgrzewaczem powietrza lub „Tail End” za instalacją odsiarczania. Odmienne zalety każdego z tych systemów zapewniają szerokie zastosowanie instalacji SCR dopasowane do indywidualnych uwarunkowań bloków energetycznych.

Instalacja SCR typu „High Dust” cechuje się pracą w środowisku zapylonym oraz zasiarczonym, na drodze spalin bezpośrednio za kotłem i przed elektrofiltrem. Z tego względu w dużym stopniu ingeruje w istniejące układy kotłowe kanałów spalin oraz w zależności od parametrów eksploatacyjnych i wymagań inwestycji w układy ciśnieniowe podgrzewacza wody oraz pary. Z zapyleniem spalin wiąże się konieczność stosowania systemów czyszczenia warstw katalitycznych mających na celu zapobieganie zatykaniu się katalizatora oraz stałego kontrolowania spadku ciśnienia na warstwach. Większa podziałka w elementach

Graniczne emisje NOx [mg/m3u ]

< 100

< 270

100 – 300

< 180

≥ 300 FBC, brunatny

< 150 (a)

≥ 300 kamienny

< 150

Graniczne emisje NH3 [mg/m3u ]

< 10

37

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł katalitycznych przekłada się na gabaryty oraz objętość katalizatora. Siarka obecna w spalinach powoduje podniesienie dopuszczalnej temperatury wtrysku reagenta, co wynika z zapewnienia ochrony urządzeń na dalszej drodze spalin przed wytrącaniem się siarczanów NH3HSO4 i (NH4)2SO4. Jednakże dostępność źródeł wymaganych procesem mediów oraz bliski optymalnemu zakres temperatur spalin znacznie upraszczają węzły technologiczne wchodzące w skład instalacji.

Instalacja typu „Tail End” redukuje NOx w spalinach już odpylonych i odsiarczonych, co pozwala na zastosowanie mniejszych objętościowo i gabarytowo modułów katalitycznych. Instalacja ta w najmniejszym stopniu ze wszystkich dostępnych technik odazotowania ingeruje w układy kotłowe. Znajduje się w znacznej odległości od kotła, co wiąże się z wydłużeniem drogi spalin i koniecznych do procesu mediów oraz z koniecznością zastosowania układu podgrzewu spalin Jej umiejscowienie bezpośrednio przed emitorem ma również plusy: zabudowa i wpięcie do układu wymaga znacząco krótszego czasu postoju niż w przypadku innych instalacji odazotowania, zastosowanie bypassu umożliwia swobodne przeglądy, remonty, modernizacje i rozbudowę bez konieczności odstawiania kotła, a proces odazotowania w żaden sposób nie wpływa na jakość popiołu, gipsu i ścieków. W przypadku współpracy z większą ilością bloków możliwa jest eksploatacja instalacji bez względu na zmiany mocy i odstawienia pojedynczych jednostek i ich indywidualne harmonogramy pracy.

Na dobór typu katalizatorów: płytowe lub typu plaster miodu (honeycomb) bezpośredni wpływ ma paliwo oraz skład spalin. Katalizatory płytowe stosowane są przede wszystkim dla kotłów opalanych węglem brunatnym i węglem o wysokiej zawartości popiołu, natomiast katalizatory typu plaster miodu są wykorzystywane w instalacjach dla kotłów gazowych, olejowych oraz większości kotłów węglowych.

Warto wspomnieć, że utleniające właściwości wszystkich typów katalizatorów instalacji SCR wpływają na zmianę stopnia utlenienia rtęci z Hg0 do Hg2+, przez co znacząco przyczyniają się do wzrostu skuteczności usuwania rtęci w urządzeniach zain-

stalowanych na dalszej drodze spalin. Dla sporej części obiektów opalanych węglem kamiennym instalacja SCR w połączeniu z instalacją mokrego odsiarczania spalin wystarczy, by zapewnić spełnienie wymogów konkluzji BAT w zakresie ograniczenia emisji rtęci, przedstawionych w Tabeli 5.

Hybrydowa redukcja tlenków azotu (SNCR + SCR) Zarówno instalacje niekatalitycznej redukcji tlenków azotu SNCR, jak i instalacje katalitycznej redukcji tlenków azotu SCR z powodzeniem funkcjonują jako samodzielne systemy odazotowania spalin. Jednakże w zależności od charakterystyki modernizowanego obiektu te pierwsze nie zawsze będą w stanie sprostać nowym wymogom, natomiast koszt inwestycyjny i eksploatacyjny drugich może okazać się niekorzystny w przypadku mniejszych jednostek energetycznych, ciepłowniczych i przemysłowych. Odpowiedzią

na restrykcje w tym zakresie jest układ hybrydowy: SNCR połączony z zabudową warstwy modułów katalitycznych.

System SNCR pozwoli na wstępną redukcję tlenków azotu. Na warstwie katalitycznej następuje dalsze ograniczenie NOx oraz pozostałego po niekatalitycznym procesie nieprzereagowanego NH3. Umożliwia to dotrzymanie emisji na poziomie zgodnym z wymogami BAT, a w przypadku dalszych obostrzeń prawnych, poprzez optymalizację wtrysku reagenta oraz modułów katalitycznych dodatkowe zwiększenie stopnia redukcji.

Rysunek 2 poglądowo ilustruje układ hybrydowy systemu SNCR w połączeniu z warstwą katalityczną.

Zastosowanie układu hybrydowego nie ogranicza się jedynie do obiektów, na których dopiero planuje się modernizację pod kątem ograniczenia emisji NOx. Również już istniejące instalacje niekatalitycznego odazotowania spalin można rozbudować o drugi stopień redukcji NOx

Rys. 1.

Porównanie systemów SCR typu „High Dust” i „Tail End”

Power & Industry

1/2017

38

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

i NH3 w postaci warstwy katalitycznej, by spełnić wymogi emisyjne zaostrzone względem obowiązujących w trakcie pierwszej inwestycji.

Podsumowanie Wybór właściwej metody odazotowania spalin powinien opierać się o indywidualne potrzeby oraz warunki przeznaczonego do modernizacji obiektu. Generalnie, choć nie jest to regułą, technologia SCR jest stosowana dla energetyki zawodowej o dużych mocach, natomiast technologia SNCR na mniejszych blokach energetycznych i przemysłowych. Koszt inwestycyjny instalacji SNCR względem instalacji SCR rozważanych dla tych samych warunków kształtuje się na poziomie 30-40%. Jednakże biorąc pod uwagę aktualną definicję źródła rozumianego jako emitor a nie pojedynczy kocioł, dla szeregu obiektów, na które składają się średnie i mniejsze jednostki, idealnym rozwiązaniem może okazać się instalacja SCR typu „Tail End”, wspólna dla dwóch lub więcej kotłów.

Technologia SCR, zarówno „High Dust” jak i „Tail End”, stanowi najbardziej elastyczną z wtórnych metod odazotowania spalin. Ewentualna rozbudowa, a nawet sama zmiana gospodarki zarządzania katalizatorami pozwala na ograniczenie emisji NOx do wartości znacząco poniżej przywołanych w konkluzjach BAT 50 mg/m3u.

Przy wyborze technologii SNCR każdorazowo należy brać pod uwagę konieczność optymalizacji procesu spalania i eksploatacji kotła pod kątem dostosowania do założeń instalacji SNCR oraz ewentualną ingerencję w układy kotłowe w związku z zastosowaniem metod pierwotnych. W przypadku osiągnięcia procesowych możliwości niekatalitycznej redukcji NOx i dalszych restrykcjach emisyjnych właściwym rozwiązaniem może być układ hybrydowy z zabudowaną warstwą katalityczną na drodze spalin za instalacją SNCR. Metoda hybrydowa może sprawdzić się zarówno dla obiektów nowo modernizowanych, jak i takich, dla których system SNCR już został zainstalowany z myślą o aktualnych przepisach środowiskowych, ale bez możliwości dalszej rozbudowy.

Power & Industry

1/2017

Rys. 2.

Schemat poglądowy układu hybrydowego SNCR z warstwą modułów katalitycznych

Moc termiczna źródła łączna nominalna moc cieplna [MWt]

Nowa

< 300 kamienny

(a)

< 1-3

< 1-9

-

-

< 300 brunatny (a)

< 1-5

< 1-10

-

-

≥ 300 kamienny

< 1-2

< 1-4

-

-

≥ 300 brunatny

< 1-4

< 1-7

-

-

Graniczne emisje Hg [mg/m3u ] Średnia roczna

Średnia dobowa Nowa

Istniejąca (b)

Istniejąca

Tab. 5. Limity emisji dla Hg wynikające z projektu konkluzji BAT a) Dla źródeł pracujących jako szczytowe lub awaryjne podane zakresy są traktowane jedynie wskaźnikowo (niewiążąco). b) Dolna granica zakresu dotyczy instalacji wyposażone w systemy usuwania rtęci.

Parametr

Jednostki

Wartość wymagana

Wartość zmierzona

Średnio-godzinowe stężenie NOx

mg/mUSR3

≤180

152 (WMT min) 161 (WMTmax)

Średnio-godzinowe stężenie NOx

mg/mUSR3

≤100

65 67

Stężenie NH3 w spalinach w warunkach umownych spalin suchych przy O2=6%

ppm

<2

Graniczne emisje NOx wg BAT

(WMT min) (WMTmax)

<85 – 165 (średnio-dobowo)

poniżej progu oznaczalności <0,13

<3

Tab. 6. Wybrane wyniki pomiarów gwarancyjnych dla SCR kotła OP-650 Potwierdzeniem pozytywnego dostosowania instalacji do zaostrzających się wymogów środowiskowych są wyniki pomiarów, przedstawione w Tabeli 6, spełniające nie tylko obecnie obowiązujące limity, ale również mające wejść w niedalekiej przyszłości w życie konkluzje BAT.

Joint Research Centre, Institute for Prospective Technological Studies, Sustainable Production and Consumption Unit, European IPPC Bureau Final Draft (June 2016) 2.

Dz.U. Poz. 1546 Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 4 listopada 2014 r.

Literatura

w sprawie standardów emisyjnych dla

1.

Best Available Techniques (BAT) Refer-

spalania paliw oraz urządzeń spalania

ence Document for Large Combustion

lub współspalania odpadów

niektórych rodzajów instalacji, źródeł

Plants Industrial Emissions Directive 2010/75/EU (Integrated Pollution Prevention and Control)

3.

Materiały własne RAFAKO S.A.

40

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

Charakterystyka współczesnych urządzeń chłodniczych

Usprawnienie procesów chłodzenia, w przypadku organizmów żywych jest efektem wielu milionów lat przystosowania się do życia w określonych warunkach, a w przypadku ludzkości jest efektem ostatnich dwóch stuleci przełomów technologicznych oraz społecznych. W lecie 2015 roku byliśmy w stanie zauważyć zachowania zwierząt, które świadczyły o ich wzmożonej termoregulacji. Podobny test przeszły urządzenia wykorzystywane do chłodzenia procesów przemysłowych oraz budynków.

Lokalny klimat a dobór urządzenia chłodniczego Praca urządzeń chłodniczych jest warunkowana aktualnymi parametrami pogodowymi, wśród których główną rolę pełnią temperatura powietrza tzw. suchego termometru oraz wilgotność względna. Każde urządzenie chłodzące wodę jest projektowane dla parametrów opisujących klimat danej lokalizacji geograficznej, przykładowo urządzenie chłodnicze przeniesione z Kairu do Warszawy z całą pewnością pozwoli na dotrzymanie swoich parametrów nominalnych, w przypadku przeniesienia instalacji chłodniczej w odwrotną stronę pomysłodawcę takiej operacji czeka nieprzyjemna niespodzianka. Czy jednak instalacja przeniesiona do Warszawy będzie w stanie zapewnić gwarancje bezawaryjnej pracy w ciągu całego roku?

Załóżmy, że instalacja przeniesiona z Kairu pracuje w warunkach zimowych w Polsce. Urządzenia chłodnicze pracujące z wodą wymagają w okresie zimoPower & Industry

1/2017

Piotr Stęchły Proficool FANS

wym dodatkowego wyposażenia (np. grzałek zapobiegających oblodzeniu) lub procedur, które pozwolą na zminimalizowanie ryzyka wystąpienia uszkodzeń.

Czy instalacja chłodnicza z Egiptu byłaby wyposażona w ten rodzaj dodatkowego sprzętu lub jej dokumentacja zawierałaby procedurę pozwalającą na przetrwanie w krajach, w których występuję zjawisko zamarzania wody? Dlatego, dobór urządzeń chłodniczych musi zostać wykonany w sposób kompetentny, co jest możliwe dzięki współpracy z profesjonalną kadrą firm produkujących urządzenia chłodnicze. Jednak nawet najbardziej profesjonalny inżynier nie jest w stanie przewidzieć wszystkich możliwych problemów, które mogą wystąpić podczas realizacji projektów. Wiele firm strzeże

informacji dotyczących swoich projektów, co jest zachowaniem jak najbardziej logicznym, jednak prosząc o „dobór” urządzeń chłodniczych, przy jednoczesnym nie podaniu nawet ogólnej lokalizacji geograficznej projektu może doprowadzić do nieprzyjemnych następstw, dlatego ważna jest odpowiednia komunikacja pomiędzy inżynierem dobierającym urządzenia, a osobą odpowiedzialną za ich instalację.

Certyfikacja gwarancją wydajności Sytuacja opisana powyżej wymaga zadania sobie ważnego pytania, w jaki sposób udowodnić, że firma, z którą współpracujemy produkuje urządze-

41

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł

nia zgodne ze swoimi zapewnieniami?

Pomocą w tym przypadku służą nam niezależne organizacje certyfikujące, w Europie Eurovent Certita Certification (ECC) prowadzi certyfikacje wielu różnych produktów min. chłodni wentylatorowych wody, przy czym współpracuje ściśle z Cooling Technology Institute (CTI), międzynarodową organizacją certyfikującą chłodnie wentylatorowe na całym świecie. Certyfikacja produktów gwarantuje spełnianie przez nie parametrów nominalnych, zapisywanych w kartach charakterystyk produktów, które są następnie przedstawiane klientom. Specyfika pracy chłodni wentylatorowych sprawia, że problemy wynikające z nieprawidłowego doboru urządzenia będą odczuwalne w trakcie miesięcy letnich, szczególnie podczas ciepłych i wilgotnych dni, co przełoży się bezpośrednio na ich osiągi. Chłodnia, która została dobrana w sposób nieprawidłowy nie osiągnie zakładanej temperatury wody wylotowej, co przełoży się na pracę całej instalacji. W przypadku urządzeń klimatyzacyjnych zbyt ciepła woda chłodząca nie pozwoli na odpowiednie ochłodzenie chłodni sprężarkowej, co może doprowadzić do zwiększenia zużycia energii elektrycznej przez chłodnie sprężarkową kompensującą niewystarczające chłodzenie chłodni wentylatorowych lub może doprowa-

dzić do zwiększenia temperatury medium opuszczającego chłodnię sprężarkową, co przełoży się bezpośrednio na chłodzenie pomieszczeń, a przez co obniży komfort przebywania. Problemy te nie są może tak istotne, jak w przypadku instalacji przemysłowych. Nieprawidłowe chłodzenie instalacji chemicznych może doprowadzić do następstw, które spowodują nieodwracalne szkody. Reakcje chemiczne wymagające chłodzenia mogą w skrajnych warunkach wymagać awaryjnego wyłączenia, co doprowadzi straty substratów wynikających z nieprawidłowego przeprowadzenia reakcji. Projektanci instalacji zakładają rezerwy oraz procedury, pozwalające na bezpieczne odstawienie takich urządzeń, jednakże założeniem tych opracowań jest spełnianie przez urządzenia chłodnicze ich nominalnych parametrów. Formuła cenowa przetargu niejednokrotnie powoduje pokusę przyjęcia zbyt „optymistycznych” parametrów, co w przypadku urządzeń certyfikowanych jest niemożliwe. Zależnie od rozmiarów instalacji „oszczędności” inwestycyjne mogą rzędu tysięcy złotych mogą przełożyć się na kilka rzędów większe straty w procesie eksploatacyjnym.

Innym przykładem są niewielkie, lokalne elektrociepłownie zasilane z reguły biopaliwami. Sprawność turbiny pracującej w takim układzie zależy bezpośrednio

od temperatury wody ochłodzonej. Im niższa temperatura, tym wyższa sprawność turbiny. Wykorzystanie certyfikowanej chłodni pozwala przewidzieć całoroczną charakterystykę pracy instalacji. Jeżeli w procesie inwestycyjnym zainstalowane zostaną chłodnie o niższej wydajności, to spowoduje nakładanie się niewielkich strat, które po pewnym czasie przekroczą zyski uzyskane na zmniejszeniu nakładów inwestycyjnych, co jest sytuacją analogiczna jak poprzednio.

Wyjściem z sytuacji jest zastosowanie chłodni certyfikowanych.

Certyfikacja powoduje stosowanie się do dobrej praktyki rynkowej oraz uczciwej konkurencji. Producenci certyfikowanych urządzeń poprzez udział niezależnych ekspertów w procesie sprawdzania powodują większą „przejrzystość rynku, a przez to minimalizują ryzyko błędu oraz potwierdzają rzeczywistą wartość produktu..

Wśród wymagań jakie stawiane są producentom certyfikowanych urządzeń są miedzy innymi testy wydajności cieplnej, które mogą zostać przeprowadzone zarówno w instalacjach testowych ośrodków, jak i na terenie instalacji przemysłowych, po wcześniejszym ustaleniach z Użytkownikiem.

Instalacje testowe pozwalają na zachowanie stabilnych parametrów powietrza, oraz wody podczas wykonywania pomiarów.

Taki sposób badania w sposób pewny wyznacza rzeczywistą wydajność urządzenia.

Power & Industry

1/2017

42

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł Ograniczeniem tej metody jest gabaryt urządzenia. Dla całego typoszeregu chłodni, większe rozmiarowo urządzenia mogą przekraczać możliwości instalacji testowej zarówno w zakresie dostępnego miejsca, jak i możliwości aparatury pomocniczej.

Taki przypadek wymaga testowania na zabudowanych układach przemysłowych.

Jest to możliwe dzięki niezależnym audytorom zaopatrzonym w sprzęt spełniający standardy ECC/CTI, które są owocem przeprowadzania olbrzymiej ilości testów na przestrzeni kilkudziesięciu lat. Standardy te są rozpoznawalne oraz akceptowane na całym świecie, jako wyznacznik jakości przeprowadzania badań wydajności chłodni wody. Dodatkową zaletą przeprowadzania testów na instalacjach przemysłowych jest możliwość sprawdzenie przez audytora rozmiarów chłodni oraz wewnętrznych wymiarów urządzeń, a następnie porównanie ich z danymi dostarczonymi przez producenta w procesie certyfikacji. Pozwala to na potwierdzenie, że wydajność cieplna testowanych jednostek jest bezsprzeczna.

Powyższe procedury gwarantują odbiorcom zamawiającym urządzenia, że proces certyfikacji zawiera w sobie wymogi pozwalające na stwierdzenie przejrzystości całego procesu oraz pewność uzyskania parametrów wydajnościowych.

Ekonomiczne kryteria doboru Podstawową kwestią przy doborze urządzeń chłodniczych jest porówna-

Power & Industry

1/2017

nie opłacalności każdego opcjonalnego rozwiązania. Koszy instalacji chłodniczej możemy podzielić na koszty inwestycyjne, oraz eksploatacyjne. Inwestycyjne zawierają w sobie koszty samego urządzenia chłodniczego, ale także dodatkowych elementów, które mogą znaleźć się w układzie: szafy sterujące, pompy, filtry, stacje kondycjonowania wody, czy innych mających zastosowane w celu zapewnienia zgodności układu z obowiązującym normami. Przykładem takim mogą być tłumiki, maty, oraz ekrany dźwiękochłonne, które pozwalają na redukcję hałasu. Problem występuje przede wszystkim na terenie starych zakładów usytuowanych wewnątrz miast.

Wynika to z faktu, że obecnie obowią-

zasysane lub wtłaczane przez wentylator. Technologia ta pozwala na schłodzenie wody powyżej temperatury mokrego termometru, która jest funkcją temperatury powietrza, oraz wilgotności względnej oraz charakteryzują się duża skutecznością schładzania. Podstawą działania chłodni suchych jest przeponowa wymiana ciepła - gorąca woda płynąca w rurach jest chłodzona powietrzem. Nie następuje w tym przypadku bezpośredni kontakt wody i powietrza, co z kolei powoduje, że technologia ta pozwala na ochłodzenie wody powyżej temperatury powietrza, przy jednoczesnym wyeliminowaniu strat wody. Urządzenia adiabatyczne pozwalają na zbliżenie się do temperatury osiąganej przez chłod-

zują restrykcyjne normy akustyki pracy.

Renowacja bądź budowa nowego układu chłodzenia powinna uwzględniać takie obostrzenia.

Innym i kto wie czy nie istotniejszym rodzajem kosztów jest eksploatacja, czyli wydatki na energię elektryczną, wodę uzupełniającą, a także odtwarzanie i czyszczenie układu przy braku kondycjonowania wody.

Do procesów chłodzenia wody stosuje się głównie chłodnie mokre (tzw. układ otwarty), suche, a także chłodnie adiabatyczne. Mokre bazują na odparowaniu jako głównym procesie odbioru ciepła. Woda rozprowadzana we wnętrzu chłodni znajduje się w bezpośrednim kontakcie z powietrzem, które jest

nie mokre, przy zachowaniu konstrukcji chłodni suchej i wykorzystaniu wody z zewnętrznego źródła.

Współczesne technologie pozwalają wykorzystać wodę na dwa sposoby – pierwszy polega na bezpośrednim natrysku wody na rury chłodni suchej, przez co woda odparowuje, odbiera ciepło z otoczenia i pozwala osiągnąć niższe temperatury w rurach. Drugi to prekondycjonowanie powietrza zasysanego do chłodni suchej (polega na wstępnym schładzaniu powietrza wodą) – woda rozprowadzona na specjalnych panelach odparowuje, przez co obniża temperaturę powietrza w wnętrzu chłodni, co pozwala osiągnąć niższą temperaturę wody ochłodzonej. Dobór optymalnego

43

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł rozwiązania chłodzącego wodę bez wyznaczenia priorytetów instalacji może spowodować duży problem.

Wśród priorytetów, które można założyć przy doborze urządzeń znajdują się: –– jak najniższa temperatura wody, –– niskie zużycie energii elektrycznej, –– minimalne straty wody, –– separacja wody oraz powietrza, zapobiegająca skażeniu wody, –– dostępność miejsca pod zabudowę i lokalizacja, –– przewidywane koszty inwestycyjne.

Dla pierwszego wyznacznika optymalnym rozwiązaniem będzie wykorzystanie chłodni mokrych lub adiabatycznych. Zużycie energii elektrycznej będzie minimalizowane poprzez wykorzystanie chłodni mokrych. Jeżeli instalacja będzie pracować na terenie z małą ilością wody uzupełniającej optymalnym rozwiązaniem będzie zastosowanie chłodni suchych. Separacja wody, oraz powietrza jest wykorzystywana w chłodniach suchych oraz adiabatycznych.

W ostatnich dwóch punktach przewagę wykazują ponownie chłodnie mokre.

Atutem chłodni suchych jest też możliwość pracy z mniejszymi natężeniami przepływu wody, gdyż ich zasada działania bazuje na wymiennikach ciepła, W przypadku chłodni mokrych zasada działania przypomina skruber, a przez to wymaga zapewniania odpowiedniej ilości wody na określoną powierzchnię przekroju chłodni, która z kolei jest ograniczona rozmiarami urządzenia. Wyznaczenie optymalnego rozwiązania ze względu na dany priorytetowy parametr nie zawsze jest jednoznaczne. Dla przykładu przyjmijmy, że musimy ochłodzić 20 000 m3/h z temperatury 35°C do 25°C, a głównym wymogiem klienta jest redukcja zużycia energii elektrycznej przez urządzenia chłodzące. Takie natężenie przepływu wody pozwala na zastosowanie chłodni kominowej, która poprzez wytworzenie naturalnego ciągu powietrza spowoduje ochłodzenie wody do żądanej temperatury.

Alternatywą byłoby użycie kilku celek chłodni wentylatorowych, w których przepływ powietrza będzie wymuszony poprzez wentylatory napędzane silnikami elektrycznymi. Chłodnie wentylatorowe w tym wypadku mają wiele zalet : niski koszt inwestycyjny, szybki czas

wykonania, w ciągu dalszej eksploatacji możliwość odstawienia oraz remontu poszczególnych celek, bez narażenia układu na duży spadek wydajności lub całkowite wyłączenie na czas remontu.

Jednakże klient wyznaczył jasno swój priorytet: minimalizacja zużycia energii elektrycznej - więc już na pierwszy rzut oka widać, że wybrane do projektu zostaną chłodnie kominowe, gdyż nie posiadają silników elektrycznych wymuszających przepływ powietrza poprzez chłodnie. Czy jednak taka szybka analiza jest całkowicie poprawna? Przyjrzyjmy się konstrukcji chłodni wentylatorowej oraz kominowej, wodorozdział chłodni wentylatorowej, z powodu różnicy w wysokości znajduję się znacznie niżej niż wodorozdział chłodni kominowej. Podążając tropem tej informacji należy się zastanowić w jaki sposób woda dostaje się na poprzednio wymienione wodorozdziały. Używane są do tego pompy, które są również zaopatrzone w silniki elektryczne, różnica w usytuowaniu wodordziałów powoduje różne wartości wysokości podnoszenia dla pomp, a co za tym idzie zwiększenie mocy zainstalowanej dla pomp zasilających chłodnie kominową. Prosta na pierwszy rzut oka sytuacja zmieniła się w problem optymalizacyjny, który oprócz samych konstrukcji chłodni oraz parametrów pomp będzie wymagał dogłębnej analizy całego układu, włączając w to lokalizację poszczególnych elementów układu. Przykład ten poka-

zuje, że gdyby porównać same chłodnie, bezsprzeczna wyższość jednego rozwiązania nad drugim przy dodatkowych okolicznościach staje się dyskusyjna i problemowa. Intuicyjne rozwiązania, nie zawsze są rozwiązaniami optymalnymi, a przynajmniej dopóki nie zostaną potwierdzone obliczeniami.

Wysokojakościowe materiały i korzyści wynikające z ich wykorzystania Chłodnie wody mogą zostać wykonane z różnych materiałów. Podczas gdy certyfikacja gwarantuje parametry wydajnościowe chłodni, to materiały konstrukcyjne chłodni odpowiadają za jej trwałość i niezawodność w trakcie pracy. Istnieje wiele materiałów z których wykonuje się chłodnie wentylatorowe – FRP (kompozyt żywiczny), stał nierdzewna czy ocynkowana. Wymienione materiały mają zalety, jak np. wysoka odporność chemiczna (FRP), odporność na korozję ( stal nierdzewna) czy niska cena (stal ocynkowana). Tu jednak należy zastanowić się nad źródłem pochodzenia materiałów wykorzystywanych przy produkcji urządzeń. Europejski odbiorca spodziewa się, że produkt, którego używa będzie spełniał normy zarówno krajowe, jak i Unii Europejskiej, a pochodzenie materiału, z którego wykonane zostały urządzenia powinno zostać prześledzone i sprawdzone pod kątem zgodności Power & Industry

1/2017

44

raporty, opracowania, opinie

energetyka i przemysł blemu, to pozostaje powolne i kosztowne sprawdzenie wszystkich możliwych przyczyn i spóźniona reakcja. Inaczej to wygląda z certyfikowanymi poddostawcami. Stosowanie produktów wyprodukowanych z materiałów o sprawdzonym pochodzeniu pozwala na bezpieczne założenie, że parametry założone przez projektanta urządzenia będą spełnione, a także pewność, że urządzenie nie stanowi zagrożenia dla zdrowia pracowników, ani środowiska naturalnego.

Podsumowując, istnieją różne technologie wykorzystywane w projektowaniu oraz produkcji urządzeń chłodzących wodę. Wybór jednego typu urządzeń jako optymalnego dla każdej instalacji jest niemożliwy, gdyż różne

z normami. Obecnie wielu producentów chłodni pochodzi z krajów azjatyckich, lub importuje części do swoich urządzeń. Otwartym więc pozostaje pytanie, czy elementy pochodzące z krajów o normach bardziej pobłażliwych mogą zostać uznane za równoważne dla sprawdzonych produktów europejskich. Niektórzy producenci, w działaniach marketingowych, promują stanowisko, że to nie chłodnie powinny służyć obiegowi wody lecz obieg, powinien być dostosowany do chłodni. Wynika to często z uzależnienia od jednego typu materiału, z którego wykonują swoje urządzenia. To wyjaśnia czemu wykonania niestandardowe, są wielokrotnie droższe. Odbiorca powinien zawsze upewnić się, że urządzenie, które zamierza zakupić jest dostosowane do parametrów swojego układu. Szczególnie ważna jest jakość wody obiegowej.

Ona z kolei zależy od parametrów wody uzupełniającej, oraz stopni koncentracji. Parametry wody obiegowej lub parametry wody uzupełniającej, wraz ze stopniem koncentracji powinny być konsultowane z dostawcą/producentem chłodni wentylatorowej. Użycie materiałów o niskiej jakości może spowodować wymuszenie zmniejszenia stopnia konPower & Industry

1/2017

centracji, a przez to zwiększenie strat wody, co bezpośrednio zwiększa koszty eksploatacyjne całej instalacji. Dodatkowo użycie materiałów podatnych na korozję może prowadzić do powstania uszkodzeń struktury chłodni, co przełoży się na zwiększenie strat wody, wyciekającej poprzez uszkodzone poszycie, a także może doprowadzić do uszkodzenia wewnętrznych struktur nośnych, a przez to doprowadzić do kompletnego zniszczenia całego urządzenia. W przypadku wykonania urządzenia z niskiej jakości materiałów, nawet w przypadku braku krytycznych uszkodzeń instalacji można zaobserwować pogarszanie się walorów estetycznych urządzenia. Może estetyka wykonania urządzenia z punktu inżyniera prowadzącego ruch instalacji nie jest tak istotna jak proces produkcyjny, to stanowi nieobiektywną ocenę osób zewnętrznych. Następstwem wykorzystania materiałów wątpliwej jakości jest prawdopodobieństwo zanieczyszczenia wody obiegowej lub środowiska chemikaliami pochodzącymi z obróbki tych materiałów. Jeżeli niemożliwe jest ustalenie bezpośredniego producenta, a przez to uzyskanie informacji, które pozwoliłyby na szybkie ograniczenie skutków pro-

typy urządzeń pozwalają na osiągnięcie różnego rodzaju celów stawianych przy doborze urządzenia. Priorytety podczas doboru powinny zostać założone przez projektanta instalacji, oraz przeanalizowane z użytkownikiem. Dobór optymalnego urządzenia będzie zależał najmocniej od specyfiki procesu, do którego wykorzystywane jest chłodzenie, specyfiki samej instalacji, a nawet od geograficznej lokalizacji. Optymalizacja kosztów inwestycyjnych i kosztów eksploatacyjnych porównywanych urządzeń wymaga holistycznego podejścia do całego układu, co pozwoli na zbilansowanie zysków dla całej instalacji, a nie tylko porównania samych urządzeń, będących niewielką częścią układu. Inwestor posiada wiele narzędzi, które mogą pomóc mu w wyborze urządzeń spełniających wymagania procesu. Certyfikacja Eurovent Certita Certification (ECC) pozwala na zagwarantowanie parametrów cieplnych urządzenia, a przez to zapewnia użytkownika, że podczas pomiarów gwarancyjnych potwierdzone zostaną zadane parametry, co wykluczy konieczność modyfikacji, przyśpieszy proces inwestycyjny. Warto też zwrócić uwagę na materiał wykonania chłodni oraz źródło jego pochodzenia, gdyż tylko sprawdzone, certyfikowane materiały, gwarantują że urządzenie zachowa swoje właściwości i nie spowoduje żadnego zagrożenia.

Dalsze informacje o certyfikacji ECC/ CTI znajdują się na: http://www.proficool-fans.com/ root/document/articles/13082015_eurovent-cti-article-pl.pdf

METAN KOPALNIANY

Szanse i Zagrożenia

46

górnictwo

metan kopalniany

Kopalnie węgla kamiennego…

i metanu?

W

ystępujący w pokładach węgla kamiennego metan jest jednym ważniejszych światowych, alternatywnych źródeł energii. W Polsce dużym potencjałem zasobowym tego surowca, szacowanym przez Państwowy Instytut Geologiczny na ok. 230–250 mld m3, cechuje się Górnośląskie Zagłębie Węglowe (GZW). Mimo znacznych zasobów, gaz ten nie jest eksploatowany w skali przemysłowej, a jego wydobycie niemal w całości ograniczone jest do ujęcia w trakcie eksploatacji węgla kamiennego i wynika z warunków bezpieczeństwa prowadzonych robót górniczych. Większość kopalń GZW to kopalnie silnie metanowe, prowadzące odmetanowanie (fig. 1). Rejestrowana przez kopalnie roczna ilość uwalnianego metanu przekracza 900 mln m3 i sukcesywnie z roku na rok się zwiększa.

Według danych Wyższego Urzędu Górniczego w 2015 r. wyniosła ona 933,0 mln m3, z czego zagospodarowano 197,7 mln m3, a pozostałe 735,9 mln m3 wyemitowano do atmosfery (fig. 2). Łącznie z tzw. metanem nierejestrowanym (ok. 5–10% emisji rejestrowanej) całkowitą roczną emisję metanu z kopalń GZW w 2015 r. należy szacować w granicach 780–825 mln m3, co stanowi wielkość emisji równoważną ok. 20 mld m3 CO2 (według obecnie stosowanego współczynnika potencjału cieplarnianego metanu w stosunku do dwutlenku węgla, który wynosi 25 w przeliczeniu na 100 lat).

Power & Industry

1/2017

Janusz Jureczka

power y r t s u d n i

Dyrektor Państwowego Instytutu Geologicznego-Państwowego Instytutu Badawczego oddz. Górnośląski

Rys. 1.

Metanowość kopalń węgla kamiennego w GZW

47

Xxxxxxxxxxxx

metan kopalniany

W ostatnich latach w kopalniach węgla kamiennego znacznie zintensyfikowano odmetanowanie złóż, skutkiem czego wzrasta ilość metanu ujmowanego i zagospodarowywanego. Przyczyną tych działań jest sukcesywnie zwiększająca się głębokość eksploatacji i związana z nią wyższa metanonośność udostępnianych pokładów węgla. Z analizy trendów za ostatnie 20 lat wynika jednak, że o ile bezwzględna ilość ujmowanego i zagospodarowywanego metanu rzeczywiście wzrasta, to współczynnik zagospodarowania ujmowanego metanu wykazuje tendencję malejącą (tab. 1). Nie zmniejsza się również wielkość emisji metanu

do atmosfery, pomimo malejącej liczby kopalń i wielkości wydobycia węgla.

W związku z tym wydaje się, że konieczne jest dodatkowe, systemowe rozwiązanie problemu metanowości kopalń, wspomagające zarówno eksploatację węgla z pokładów metanowych, jak i ujęcie oraz wykorzystanie metanu.

Długofalowym rozwiązaniem problemu metanowości kopalń, jednocześnie zwiększającym krajowe wydobycie gazu ziemnego, może być wprowadzenie przedeksploatacyjnego ujęcia metanu z pokładów węgla na kilka-kilkanaście lat przed ich eksploatacją. Takie rozwiązanie pozwoliłoby na wcześniejsze ujęcie cen-

Fig. 2.

Rozdział rejestrowanego metanu z kopalń GZW w 2015 r.

nego surowca energetycznego, jakim jest metan, a następnie na eksploatację złóż węgla w korzystniejszej sytuacji górniczej i ekonomicznej ze względu na zmniejszenie zagrożenia metanowego i poprawę bezpieczeństwa pracy w kopalniach, a co za tym idzie znaczące obniżenie kosztów wydobycia. Wcześniejsze ujęcie metanu zmniejszy także jego emisję do atmosfery, co oprócz ograniczania skutków efektu cieplarnianego, ma istotne znaczenie dla obniżenia opłat emisyjnych, zwłaszcza w kontekście planowanego od 2021 r. wprowadzenia metanu do europejskiego systemu handlu emisjami ETS. Pierwsze, eksperymentalne prace badawcze w zakresie przedeksploatacyjnego ujęcia metanu prowadzone są od kilku lat przez Państwowy Instytut Geologiczny oraz Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. (zakończony projekt w kopalni „Mysłowice-Wesoła”, realizowany obecnie projekt Gilowice w rejonie Brzeszcz). Podstawą tych prac jest ujęcie metanu poprzez odwiercone z powierzchni otwory kierunkowe z odcinkami horyzontalnymi w pokładach węgla, z zastosowaniem szczelinowania hydraulicznego (fot. 1). Należy przy tym podkreślić, że z partii górotworu jeszcze nieobjętego eksploatacją ujmowany jest wysokometanowy gaz o zawartości CH4 przekra-

czającej 90%, którego zastosowanie Power & Industry

1/2017

48

górnictwo

metan kopalniany

Wydobycie węgla [mln ton]

Metanowość bezwzględna [mln m3 CH ]

Metanowość względna [m3 CH / tonę]4

1995

135,2

748,0

2000

102,5

2005

Rok

Efektywność (współczynnik)

Ilość metanu

Emisja metanu do atmosfery [mln m3]

ujętego [mln m3]

zagospo-darowanego [mln m3]

odmetano-wania [%]

zagospo-darowania [%]

5,5

197,5

137,1

26,4

69,4

610,9

746,9

7,3

216,1

124,0

28,9

57,4

622,9

98,1

851,1

8,7

255,3

144,8

30,0

56,7

706,3

2010

76,1

834,9

11,0

255,9

161,1

30,7

63,0

673,8

2015

72,2

933,0

12,9

339,0

197,1

36,3

58,1

735,9

Tab. 1.

Metanowość kopalń, efektywność odmetanowania oraz emisja metanu w latach 1995-2015 (wg danych Wyższego Urzędu Górniczego)

4

jest analogiczne jak gazu ziemnego. Jest to podstawowa i bardzo istotna różnica w stosunku do gazu ujmowanego w podziemnych instalacjach odmetanowania, który jest zawsze mieszaniną metanu z powietrzem, w różnych proporcjach, na ogół ze średnią zawartością CH4 w granicach 40–60%. W związku z tym, wydobycie w skali przemysłowej wysokometanowego gazu z pokładów węgla znacznie rozszerzy krajową bazę wydobywczą gazu ziemnego, co znala-

Fot. 1.

Wiertnia Gilowice-2H – szczelinowanie hydrauliczne, listopad 2016 r.

zło swój wyraz w ujęciu tego surowca w zaktualizowanej w 2016 r. strategii działań Grupy Kapitałowej PGNiG. Zgodnie z tą strategią planowane są dalsze prace, prowadzące w pierwszym etapie do instalacji demonstracyjnych, a następnie wdrożenia przemysłowego.

Oprócz realizowanych prac badawczych, istotne znaczenie mają również podejmowane działania na forach międzynarodowych, których celem jest zmiana negatywnego postrzegania wę-

gla kamiennego i metanu oraz wymiana doświadczeń z krajami eksploatującymi te surowce. W zakresie tych działań mieści się przystąpienie przez PIG i PGNiG w 2016 r. do Międzynarodowego Centrum Doskonałości do Spraw Metanu z Kopalń Węgla, działającego pod auspicjami Europejskiej Komisji Gospodarczej ONZ.

Podsumowanie W świetle obecnej i planowanej polityki energetycznej Polski węgiel kamienny z krajowych zasobów będzie nadal – przez wiele lat – głównym paliwem dla elektroenergetyki. Z kolei metan z pokładów węgla powinien stanowić ważne i znaczące uzupełnienie krajowego wydobycia gazu ziemnego.

W warunkach polskich komercyjne wydobycie metanu z pokładów węgla można, a nawet powinno się, łączyć z górnictwem węgla kamiennego. Eksploatacja metanu z tzw. obszarów dziewiczych ze względu na trudne parametry geologiczne wydaje się być wg obecnego stanu wiedzy i technologii nieopłacalna. Inaczej to wygląda w przypadku złóż, w których jest lub będzie prowadzona eksploatacja węgla kamiennego.

W odróżnieniu od klasycznej eksploatacji metanu z pól dziewiczych, której opłacalność zależy od sprzedaży uzyskanego gazu, istotne znaczenie ma ujęcie w bilansie ekonomicznym odmetanowania przedeksploatacyjnego kosztów późniejszej eksploatacji pokładów częściowo odmetanowanych, a w związku z tym bezpieczniejszych i wymagających mniejszych nakładów finansowych.

Power & Industry

1/2017

Tworzymy holding skĹ&#x201A;adajÄ&#x2026;cy siÄ&#x2122; z czterech ďŹ rm, dostarczajÄ&#x2026;cych kompleksowe usĹ&#x201A;ugi i produkty dla branĹźy elektroenergetycznej.

25

50 000

4

1

lat doĹ&#x203A;wiadczenia

silne marki

telekomunikacja producenci maszyn gĂłrnictwo transport przemysĹ&#x201A; chemiczny energetyka usĹ&#x201A;ugi i produkcja energia odnawialna sprzedaĹź detaliczna

zadowolonych klientĂłw

holding

ul. R. Traugutta 43 98-300 WieluĹ&#x201E; tel. +48 843 43 41 45 www.aniaholding.pl /aniaholding

50

górnictwo

gazy cieplarniane

Emisja gazów cieplarnianych z nieczynnego szybu – uwarunkowania, ocena i profilaktyka

r e w o p y r t s u ind

Paweł Wrona, Zenon Różański, Grzegorz Pach Politechnika Śląska

W artykule przedstawiono problem wypływu gazów cieplarnianych ze zlikwidowanych kopalń na powierzchnię terenu poprzez nieczynne szyby. Główne zagrożenie w wypływających gazach mogą stanowić metan i dwutlenek węgla. Ten problem był notowany we wszystkich zagłębiach górniczych na świecie, w tym także w niektórych częściach Górnośląskiego Zagłębia Węglowego. W świetle możliwej likwidacji kolejnych kopalń w tym rejonie, zjawisko omawiane w niniejszym artykule może się nasilać.

W tekście przedstawiono ogólne podsumowanie dotyczące mechanizmu emisji gazów, sposobu klasyfikacji zagrożenia gazowego na powierzchni terenu oraz możliwe rozwiązania dotyczące ochrony obiektów budowlanych istniejących i projektowanych na terenach zagrożonych niniejszym zjawiskiem.

N

a podstawie przeprowadzonych badań oraz pomiarów jak i przeglądu literatury światowej [np. 1, 5] można stwierdzić, że emisja gazów cieplarnianych ze zlikwidowanych kopalń na powierzchnię jest związana z wypływem dwutlenku węgla (CO2) oraz metanu (CH4) do atmosfery.

Drugi z wymienionych gazów oprócz negatywnego oddziaływania na środowisko stanowi poważne zagrożenie dla bezpieczeństwa powszechnego.

Na przykład na przełomie XX i XXIw. w Ostrawie doszło do eksplozji metanu, na skutek dopływu tego gazu z nieczynnego szybu kopalni węgla kamiennego Power & Industry

1/2017

do pomieszczeń piwnicznych [2]. Podobne przypadki notowano w Anglii, Francji i Niemczech [6]. W Polsce podwyższone stężenie metanu w zlikwidowanych szybach było mierzone w południowej części GZW (np. w okręgu rybnickim [6]),a w północnej części zagłębia stwierdzono wysokie stężenia dwutlenku węgla w gazach wypływających przez zlikwidowane szyby, np. w szybie „Jerzy” w Zabrzu sięgało ono 10% obj. [3].

Rozpatrując zagrożenie dla środowiska naturalnego, podczas pomiarów prowadzonych nad nieczynnym szybem „Gliwice II” stwierdzono natężenie emisji dwutlenku węgla sięgające 162,3 kgCO2/h

przy maksymalnym stężeniu tego gazu w wypływającej mieszaninie 3,24%obj [6].

Uwarunkowania emisji gazów cieplarnianych Schemat wypływu gazów cieplarnianych na powierzchnię terenu pokazano na Rysunku 1.

Na skutek zniżkowej tendencji barycznej następuje spadek ciśnienia (p) na powierzchni terenu. Gazy zgromadzone w górotworze zaczynają posiadać nadciśnienie w stosunku do atmosfery, a przez to rozpoczyna się ich przepływ ku powierzchni zarówno z obszarów płytkiej

51

górnictwo

gazy cieplarniane (A) jak i głębokiej eksploatacji (B). Wyrównywanie ciśnienia nie może odbyć się natychmiast z uwagi na relatywnie niewielką ilość połączeń aerodynamicznych pomiędzy górotworem, a atmosferą. Gazy w pierwszej kolejności będą zatem płynęły przez drogi o najmniejszym oporze aerodynamicznym (nieczynne, drożne szyby), następnie przez uskoki (U) i kolejno przez pokłady węgla oraz ich wychodnie (C). Możliwy jest też wypływ przez sztolnie, otwory badawcze itp.

Jak wynika z wielu prac (powoływanych także w niniejszym opracowaniu), obecność gazów na powierzchni zależy m.in. od: –– gazonośności pokładów węgla, –– miąższości nieprzepuszczalnego nadkładu, –– występowania zaburzeń tektonicznych, sięgających stropu karbonu, –– połączenia wyrobisk i zrobów z powierzchnią, –– bliskości czynnych szybów wentylacyjnych, –– odbudowy zwierciadła wód podziemnych i związanej z tym saturacji wody CO2, –– zmian ciśnienia atmosferycznego oraz zamarzania gruntu podczas zimy.

Ocena zagrożenia gazowego W świetle możliwej likwidacji kolejnych kopalń na obszarze Górnośląskiego

Rys. 1.

Schemat wypływu gazóaw kopalnianych na powierzchnię [4]

Zagłębia Węglowego powinna być przeprowadzona ocena zagrożenia gazowego, a miejsca oznaczone jako potencjalnie niebezpieczne powinny podlegać systematycznym pomiarom natężenia emisji.

W 2015r. autor [4] zaproponował ocenę zagrożenia gazowego na powierzchni terenu opartą o klasyfikację punktową opracowaną na podstawie algorytmu oceny (Tabela 1).

Według Tabeli 1 maksymalnie można uzyskać 12 punktów.

Ocenę wyniku i wynikające z sumy punktów kategorie zagrożenia gazowego przedstawiono poniżej: –– 11-12 punktów – teren bardzo zagrożony, Kategoria 1

–– 9-10 punktów – teren znacząco zagrożony, Kategoria 2 –– 7-8 punktów – teren średnio zagrożony, Kategoria 3 –– 1-6 punktów – teren umiarkowanie zagrożony, Kategoria 4.

W zależności od uzyskanej kategorii ekspert prowadzący ocenę geotechniczną powinien zaproponować lub wręcz zalecić następujące rozwiązania techniczne i inżynierskie (Tabela 2).

Możliwości prewencji Zalecenia wynikające z wyniku uzyskanego wg Tab.1 przedstawiono w Tab.2. Zawierają one spis możliwych

Część A 1. Czy na danym terenie ustanowiono obszar górniczy?

Gdy TAK przejdź do pyt.2

2. Czy w danym obszarze górniczym prowadzona była eksploatacja górnicza?

Gdy TAK przejdź do pyt.3

Część B 3. Czy czas od likwidacji kopalni jest krótszy niż 20 lat?

0/1

3a. Czy czas od likwidacji kopalni jest krótszy niż 5 lat?

0/1

4. Czy miąższość nadkładu jest mniejsza niż 100m?

0/1

4a. Czy miąższość nadkładu jest mniejsza niż 50m?

0/1

5. Czy pod obiektem jest obszar dawnej, płytkiej eksploatacji?

0/1

5a. Czy pod obiektem jest więcej niż jeden obszar dawnej, płytkiej eksploatacji?

0/1

6. Czy do 50m od obiektu jest linia uskoku sięgająca stropu karbonu?

0/1

6a. Czy do 10m od obiektu jest linia uskoku sięgająca stropu karbonu?

0/1

7. Czy w odległości do 50m od obiektu jest zlokalizowany zlikwidowany szyb?

0/1

7a. Czy w odległości do 10m od obiektu jest zlokalizowany zlikwidowany szyb?

0/1

8. Czy poziom zasypu jest niższy niż poziom zrębu? (Gdy szyb zlokalizowany jest dalej niż 50m w odpowiedzi wpisać wartość 0), (Gdy poziom zasypu jest niemożliwy do określenia wpisać wartość 1).

0/1

9. Czy jak dotąd nie nastąpiła rekonstrukcja poziomu podziemnego zwierciadła wody?

0/1

Tab. 1.

Zestaw pytań kluczowych – Arkusz oceny zagrożenia gazowego nową metodą [4]

Power & Industry

1/2017

52

górnictwo

gazy cieplarniane

Kategoria zagrożenia terenu

Obiekt planowany

Obiekt istniejący

1 Bardzo zagrożony

–– Rozważyć inną lokalizację

–– Rozważyć możliwość przesiedlenia –– mieszkańców

2 Znacząco zagrożony

–– W celu szczegółowego ustalenia możliwej emisji metanu na powierzchnię określić metanonośność pokładów w danym obszarze górniczym, –– Zastosować bariery przeciwgazowe w gruncie, uszczelnienie płyty podłogowej, drenaż górotworu, zaprojektować system monitoringu gazowego wraz z automatyczną wentylacją, przeprowadzić pomiary migracji gazów w kierunku powierzchni

–– W celu szczegółowego ustalenia możliwej emisji metanu na powierzchnię określić metanonośność pokładów w danym obszarze górniczym, –– Zastosować drenaż górotworu, zaprojektować system monitoringu gazowego wraz z automatyczną wentylacją, przeprowadzić pomiary migracji gazów ku powierzchni, przeprowadzić akcję informacyjną wśród okolicznej ludności

3 Średnio zagrożony

–– Określić metanonośność pokładów w danym obszarze górniczym, –– Zastosować uszczelnienie płyty podłogowej, drenaż górotworu, zaprojektować system monitoringu gazowego wraz z automatyczną wentylacją, rozważyć, przeprowadzić pomiary migracji gazów w kierunku powierzchni

–– j.w.

4 Umiarkowanie zagrożony

–– Przeprowadzić pomiary migracji gazów ku powierzchni w danym miejscu wg metody polskiej. W zależności od uzyskanych wyników podjąć działania jak w kategoriach 1-3 –– Prowadzić regularne obserwacje stanu płyty zamykającej szyb i, o ile jest to możliwe, kontrolować poziom materiału zasypowego. Przy stwierdzeniu ubytku materiału zasypowego powiadomić służby odpowiedzialne za stan zlikwidowanego szybu

–– Przeprowadzić pomiary migracji gazów ku powierzchni w danym miejscu wg metody polskiej. W zależności od uzyskanych wyników podjąć działania jak w kategoriach 1-3 –– Prowadzić regularne obserwacje stanu płyty zamykającej szyb i, o ile jest to możliwe, kontrolować poziom materiału zasypowego. Przy stwierdzeniu ubytku materiału zasypowego powiadomić służby odpowiedzialne za stan zlikwidowanego szybu

działań prewencyjnych by zredukować lub zlikwidować zagrożenie gazowe.

Działanie te dotyczą zarówno obecności metanu jak i dwutlenku węgla.

Podsumowanie Podobnie jak na obszarze Dolnośląskiego Zagłębia Węglowego w latach ’90 tak i na obszarze Górnośląskiego Zagłębia Węglowego należy spodziewać się niekontrolowanej emisji gazów kopalnianych na powierzchnię wraz z możliwą likwidacją kolejnych kopalń.

Wypływające gazy w swoim składzie mogą zawierać głównie metan i dwutlenek węgla, które są tzw. gazami cieplarnianymi i wpływają negatywnie na stan atmosfery, a ich nagromadzenia mogą stwarzać zagrożenie gazowe.

Sam proces ma charakter lokalny i przejściowy lecz jak pokazują przykłady z innych krajów może być szczególnie niebezpieczny przy nagłych wypływach metanu do budynków mieszkalnych.

Power & Industry

1/2017

W Polsce jak dotąd nie ma umocowań prawnych dotyczących stosowania pasywnej i aktywnej ochrony budynków przed zagrożeniem gazowych (wg Tab. 2). Nieczynne szyby wprawdzie są monitorowane przez odpowiednie służby kopalń, lecz pomiary stężeń gazów prowadzone są często przypadkowo (np. podczas zwyżek barycznych, kiedy emisja gazów nie występuje). Zlikwidowane szyby nie należące do kopalń najczęściej nie są należycie obserwowane, głównie z uwagi na brak wiedzy zarządców terenu co do lokalizacji szybów i możliwego zagrożenia wynikające z tej obecności.

Literatura [1] Pawar R, Theresa J, Watson L, Gablea CW, Numerical simulation of CO2 leakage through abandoned wells: model for an abandoned site with observed gas migration in Alberta, Canada. Energy Proc 1/2009, str.3625–3632.

[2] Prokop P. Gas leak effects on environment of Ostrava basin, Research & Develop-

ment Center EMAG, Proceedings of the 7th international mine conference, Katowice 2001.

[3] Sułkowski J., Wrona P.: Mathematical Model Of Gas Out Flow From Abandoned Coal Mine Through Untight Shaft Under The Influence Of Atmospheric Pressure Changes, Archives of Mining Sciences 51, Issue 1 (2006) str.97-107.

[4] Wrona P.: Propozycja nowej metody klasyfikacji zagrożenia gazowego na terenach pogórniczych kopalń węgla kamiennego, Wiadomości Górnicze 11/2015, str. 584593.

[5] Wrona P., Różański Z., Pach G., Suponik T., Popczyk M.: Closed coal mine shaft as a source of carbon dioxide emissions, Environmental Earth Sciences, vol.75, str.1-12.

[6] Wrona P. Sułkowski J. Różański Z. Pach G.: The problem of carbon dioxide emissions from closed coal mine shafts - the overview and the case study, Arch. Mining Sci. 2016 vol. 61 iss. 3, s. 587-600.

53

górnictwo

metan kopalniany

Energetyczne wykorzystanie metanu wentylacyjnego Powietrze wentylacyjne zawiera w sobie metan, dzięki któremu posiada odpowiedni potencjał energetyczny i może być traktowane jako źródło ciepła odpadowego. Ciepło odpadowe (energia odpadowa) jest to „energia bezużytecznie odprowadzana do otoczenia, jednak dzięki stosunkowo wysokiej jakości (egzergii) nadająca się do dalszego wykorzystania w sposób ekonomicznie opłacalny”. Energię odpadową można podzielić na energię odpadową fizyczną i chemiczną [1].

Powyższa definicja energii odpadowej wskazuje, że powietrze wentylacyjne z kopalń węgla kamiennego można zaliczyć do chemicznej energii odpadowej.

power y r t s u d n i

M

aksymalna zawartość metanu w powietrzu wentylacyjnym według przepisów prawnych [3] musi być niższa niż 0,75%. Ilość metanu w powietrzu wentylacyjnym wynosi natomiast ok. 0,5% [2]. Według danych opublikowanych przez EPA średni przepływ powietrza wentylacyjnego przez szyby wentylacyjne wynosi ok. 832 000 m3/h [4].

W niniejszym artykule przedstawione zostaną sposoby zagospodarowania (utylizacji) metanu z powietrza wentylacyjnego kopalń węgla kamiennego.

Zagospodarowanie metanu wentylacyjnego Zawartość metanu w powietrzu wentylacyjnym jest niższa niż dolna granica zapłonu, która wynosi (dla temperatury i ciśnienia otoczenia) ok. 5% [5].

Z tego powodu zagospodarowanie źródła energii odpadowej, jakim jest powietrze wentylacyjne, wymaga zastosowania odpowiednich technologii. Technologie te mają w założeniu: –– wykorzystywać powietrze wentylacyjne jako utleniacz do spalania innych paliw; –– podgrzewać powietrze wentylacyjne do temperatury, w której dolna granica zapłonu będzie niższa niż 0,4–0,5% CH4; –– zwiększać zawartość metanu w powietrzu wentylacyjnym poprzez separację (chemiczną lub/i fizyczną) tlenu oraz azotu [6].

W dalszej części artykułu zostaną przedstawione pokrótce dwie pierwsze

Wodzisław Piekarczyk

„ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o. Zakład Techniki Cieplnej

technologie ze względu na ich dojrzałość technologiczną oraz możliwości łatwego wykorzystania w polskich kopalniach węgla kamiennego.

Wykorzystanie tych technologii umożliwia w prosty sposób uzyskanie szeregu użytecznych produktów, takich jak: –– prąd elektryczny; –– ciepło; –– chłód.

Powietrze wentylacyjne jako utleniacz Założenie, że w powietrzu wentylacyjnym znajduje się 0,5% metanu (objętościowo), sprawia, że na każdy 1 kilogram czystego i suchego powietrza przypadają ok. 3 gramy czystego metanu. Do spalenia całkowitego i zupełnego 1 grama metanu potrzebne jest ok. 17,3 grama suchego powietrza. Oznacza to, że z każdego 1 kilograma czystego i suchego powietrza do wykorzystania jako utleniacz jest ok. 982,7 grama (98,27%).

Jeżeli założyć, że ze statystycznego szybu wentylacyjnego wypływa 720 000

Nm3/h powietrza wentylacyjnego, które zawiera 0,5% metanu, to do wykorzystania jako utleniacz jest ok. 682 000 Nm3/h powietrza suchego.

Powietrze wentylacyjne może służyć np. do zasilania bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym lub gazem ziemnym. W przypadku węgla kamiennego może być rozpatrywany blok składający się w głównej mierze z kotła parowego i turbiny parowej.

W przypadku gazu ziemnego może być rozpatrywana turbina gazowa z lub bez kotła odzyskowego.

Maksymalna sprawność elektryczna brutto bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym w rozwiązaniach tradycyjnych (charakterystycznych dla polskiej energetyki) wynosi ok. 37%. W przypadku nowych bloków energetycznych wartość ta może wynosić ok. 45% [7].

Maksymalna sprawność elektryczna brutto bloku energetycznego opalanego gazem ziemnym, w przypadku gdy zawiera samą turbinę gazową, wynosi ok. 38%.

Dla bloków gazowo-parowych wartość ta może wynosić ok. 55% [8].

Power & Industry

1/2017

54

górnictwo

metan kopalniany

Parametr

Jednostka

Podsumowanie

Paliwo Węgiel kamienny

Gaz ziemny

MW

652

352

MW

36

36

Sprawność elektryczna brutto

%

37 / 45

38 / 55

Moc elektryczna brutto bloku

MW

254 / 323

148 / 214

Strumień energii chemicznej paliwa głównego Strumień energii chemicznej metanu zawartego w powietrzu wentylacyjnym

Tabela 1.

Parametry pracy bloków energetycznych mogących wykorzystywać powietrze wentylacyjne

W tabeli 1 zostały zawarte wyniki obliczeń parametrów pracy bloków energetycznych mogących wykorzystywać powietrze wentylacyjne, przy założeniu, że wykorzystują one węgiel kamienny i gaz ziemny o typowym składzie chemicznym [7].

Wyniki obliczeń zawarte w tabeli 1 wskazują, że pełne wykorzystanie powietrza wentylacyjnego jako utleniacz dla bloków energetycznych może przełożyć się na moc elektryczną brutto bloku (w zależności od wykorzystanej technologii i paliwa) rzędu 150–320 MW. Wyniki te są przybliżone, gdyż nie uwzględniają wykorzystania ciepła powstałego w takim bloku na cele technologiczne (np. para wodna/gorąca woda wykorzystywana do produkcji chłodu lub na potrzeby odsalania wody). Wykorzystanie ciepła na potrzeby technologiczne (ok. 40–50 MW) może zmniejszyć moc elektryczną brutto bloku o kilka, a nawet kilkanaście procent (8–18%) [7].

Spalanie mieszanek ubogich w wysokiej temperaturze Powietrze wentylacyjne zawierające metan można określić jako (bardzo) ubogą mieszankę palną. Aby taką mieszankę spalić, należy ją podgrzać to temperatury, w której dolna granica zapłonu będzie niższa niż 0,4–0,5% CH4.

Istnieją technologie, które pozwalają na bezpośrednie spalanie (utlenienie) metanu w powietrzu wentylacyjnym [9].

Wyniki pomiarów [10] wykazują, że ok.

10% gorących gazów (o temperaturze ok. 900°C) powstających w czasie tego procesu może być odsysane z instalacji utylizacji metanu (reaktor chemiczny TFRR) i kierowane do odpowiednich wymienników ciepła. Ze względu na dojrzałość technologiczną oraz dostępność materiałów konstrukcyjnych najczęściej rozpatrywany jest układ wymienników ciepła (kocioł odzyskowy), w których generowana jest para wodna o założonej temperaturze i ciśnieniu. Z kotłem odzyskowym współpracować może turbozespół kondensacyjno-upustowy, w którym powstaje prąd elektryczny oraz ciepło.

Uproszczony schemat układu trójgeneracyjnego produkującego prąd elektryczny, ciepło oraz chłód został przedstawiony na rysunku 1.

Wyniki obliczeń [11] wskazują, że w zależności od zapotrzebowania na chłód dla celów klimatyzacyjnych (od ok. 6 do ok. 10 MW), temperatury i ciśnienia otoczenia oraz innych zmiennych możliwe jest uzyskanie 2,7–3,5 MW mocy elektrycznej netto instalacji. W przypadku, gdy nie jest produkowany chłód, układ ten może uzyskać ok. 5 MW mocy elektrycznej netto.

Przedstawione powyżej przykłady wskazują, że wykorzystanie powietrza wentylacyjnego jako źródła energii odpadowej bądź jako utleniacz, w zależności od zastosowanej technologii, może nie tylko zaspokoić (częściowo bądź w całości) potrzeby cieplne kopalni (np. wynikające z celów klimatyzacyjnych, grzewczych czy z procesów odsalania wód), ale może również zmniejszyć bądź całkowicie wyeliminować potrzebę poboru prądu elektrycznego z krajowej sieci przesyłowej.

Lite ratura [1] Szargut J., Ziębik A.: Podstawy energetyki cieplnej, Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa 1998.

[2] Krzystolik P., Skiba J.: Gospodarcze wykorzystanie metanu z pokładów węgla w warunkach polskich, „Polityka Energetyczna” 2009, t.12, z. 2/2.

[3] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 9 czerwca 2006 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy, prowadzenia ruchu oraz specjalistycznego zabezpieczenia przeciwpożarowego w podziemnych zakładach górniczych, Dz.U. Nr 124, poz. 863.

[4] Assessment of the Worldwide Market Potential for Oxidizing Coal Mine Ventilation Air Methane, United States Environmental Protection Agency, EPA 430-R-03-002 (6202-J), July 2003.

[5] Kowalewicz A.: Podstawy procesów spalania. Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 2000.

[6] Bałys M., Szczurowski J., Czepirski L.: Adsorption technology for Ventilation Air Methane enrichment [w]: Selected issues related to mining and clean coal technology, red. Borowski M., Justyna Swolkień J., Agencja Wydawniczo-Poligraficzna ARTTEKST, Kraków 2016.

[7] Sprawozdania i wyniki prac pomiarowych i badawczych. Opracowania „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o., Zakład Techniki Cieplnej, Gliwice (niepubl.).

[8] Dane techniczne turbiny gazowej GE GT13E2: https://powergen.gepower.com/ products/heavy-duty-gas-turbines/gt13e2.html [dostęp:10.01.2017] [9] Gosiewski K., Pawlaczyk-Kurek A., Jaschik M., Michalski L., Machej T.: Termiczne spalanie metanu z powietrza wentylacyjnego kopalń węgla kamiennego z możliwością odzysku energii, „Power Industry” 2017, nr 1.

Rys. 1.

Schemat ideowy instalacji produkcji prądu elektrycznego, ciepła i chłodu (źródło: [11])

[10] Gosiewski K., Pawlaczyk A., Jaschik M.: Utylizacja metanu z powietrza wentylacyjnego kopalń węgla kamiennego w termicznym reaktorze rewersyjnym, „Inżynieria i Aparatura Chemiczna” 2010, nr 3.

[11] Dane firmy „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o. (niepubl.).

Power & Industry

1/2017

56

górnictwo

metan kopalniany

Termiczne spalanie metanu z powietrza wentylacyjnego kopalń węgla kamiennego z możliwością odzysku energii Instytut Inżynierii Chemicznej PAN (IICh PAN) od ponad 10 lat prowadzi badania zmierzające do opracowania skutecznej metody utylizacji metanu emitowanego do atmosfery wraz z powietrzem wentylacyjnym kopalń węgla kamiennego (tzw. VAM od ang.

Ventilation Air Methane). Problem jest ważny, bowiem blisko 70% CH4 uwalnianego z węgla jest tą drogą w całości emitowane do atmosfery. Prowadzone w latach 2001 – 2003, w ramach projektu europejskiego [1], prace nad spalaniem katalitycznym, w tzw. reaktorach z cykliczną zmianą kierunku przepływu (zwanych rewersyjnymi) wykazały, że są niewielkie szanse by takie rozwiązanie było kiedykolwiek opłacalne w praktyce górniczej. W konsekwencji badania skierowano na również rewersyjne, choć niekatalityczne, spalanie termiczne.

W

ramach zakończonego w 2010 roku kolejnego projektu [2], wybudowano instalację badawczo-demonstracyjną do rewersyjnego, termicznego, spalania metanu w stężeniach poniżej 1%obj. Instalację zlokalizowano na terenie Instytutu (patrz załączona fotografia i schemat). Osiągano w niej stopień spalania powyżej 90% oraz autotermiczną pracę (bez dodatkowej energii) dla stężeń wyższych od 0,2%obj. Zwiększenie ilości uzyskiwanej energii i wyższą sprawność cieplną można otrzymać dodając dodatkowo pewne ilości metanu pochodzącego z odmetanowania złóż węgla, lub nawet sieciowy gaz ziemny. Docelowa instalacja przemysłowa dla pojedynczego szybu wentylacyjnego kopalni mogłaby produkować od 20 do ponad 40 MWt mocy cieplnej do dowolnego wykorzystania. Prace [3, 4] stanowią interesującą propozycję wykorzystania odzyskiwanego ciepła do kogeneracyjnej produkcji chłodu klimatyzacyjnego. Ewentualnie można kogeneracyjnie zasilać instalację odsalania wód kopalnianych.

Power & Industry

1/2017

Krzysztof Gosiewski

power y r t s u d in

Instytut Inżynierii Chemicznej PAN, Gliwice

Anna Pawlaczyk-Kurek, Manfred Jaschik

Leszek Michalski, Tadeusz Machej

Instytut Inżynierii Chemicznej PAN, Gliwice

Katalizator Sp. z o.o.

Utylizacją VAM interesują się liczne kraje na świecie, które nie chcą, względnie nie mogą, zrezygnować z wykorzystania węgla, jako źródła energii. Z tego względu technologię IICh PAN zgłoszono jako wynalazek w Urzędzie Patentowym RP, a także w trybie Konwencji PCT (Patent Cooperation Treaty) otwarto procedury w 6-ciu krajach. Aktualnie patent został już udzielony w Australii, Chinach i na Ukrainie, a proces patentowy jest zaawansowany w USA, Kanadzie i Rosji.

Aparatura i zasada działania instalacji rewersyjnej Aparatura i proces rewersyjnego spalania VAM będą krótko omówione na przykładzie instalacji badawczo-demonstracyjnej, zbudowanej w IICh PAN przez firmę Katalizator Sp. z o.o. Instalacja posiada 3 podstawowe człony (patrz: schemat - Rys. 1 i fotografia - Rys.2): –– węzeł mieszalnika gazów, przygotowującego mieszaninę metan - powietrze o zadanym stężeniu, –– reaktor,

górnictwo

metan kopalniany

–– upust części gorącego gazu z łącznika sekcji reaktora do chłodnicy symulującej aparat utylizacji ciepła.

Reaktor badawczy spalał mieszaninę metan-powietrze przygotowywaną w mieszalniku. Żądane stężenie uzyskiwano poprzez zmieszanie w odpowiednich proporcjach gazu ziemnego z sieci miejskiej oraz powietrza.

Reaktor posiadał 2 sekcje połączone ze sobą tzw. łącznikiem w ich górnej części. Każda z sekcji (Sekcja 1 oraz 2) wypełniona była nieaktywnymi katalitycznie ceramicznymi blokami monolitycznymi. Duża ilość prostych i równoległych kanałów każdego z bloków, zapewniała niskie opory przepływu gazu przez wypełnienie. Wypełnienie było regeneratorem ciepła, w którym jednocześnie następowało spalanie. W dolnej części znajdowały się zawory rewersyjne do zmiany kierunku przepływu. Grzałki elektryczne nad wypełnieniem, włączane tylko w fazie rozruchu, pozwalały rozgrzać reaktor dla inicjacji spalania. Dla utrzymania procesu musiała następować cykliczna zmiana kierunku przepływającego medium (tzw. rewersja). Cykliczna rewersja przepływu zapewniała regeneracyjną wymianę ciepła, podobną do znanych w energetyce obrotowych regeneratorów ciepła typu Ljungström.

Badania procesu prowadzone w 9-ciu sesjach tygodniowych w ruchu ciągłym, dały bardzo obiecujące wyniki, których uśrednione wartości dla przepływu

ok. 6,7m3/min (400m3/h) zebrano w załączonej Tabeli, uzupełnione zostały o oczekiwany odzysk energii dla przyszłej instalacji spalających VAM z przeciętnego szybu wentylacyjnego. Oczekiwany odzysk energii przeliczono z wyników badań na przepływ 12 000 m3/min (720 tys. m3/h). Jest to średni przepływ powietrza w krajowych szybach wentylacyjnych. Symulacje komputerowe wykazały, że w instalacji przemysłowej w większej skali sprawność odzysku będzie wyższa, a wskaźniki energetyczne lepsze niż przedstawione w Tabeli.

W badaniach nie stwierdzano tworzenia się nawet śladowych stężeń NOx, mimo

57

iż maksymalne temperatury w reaktorze dochodziły nawet do 1100 oC. Wynika to z tego, że w kanałach ceramicznych bloków monolitycznych spalanie zachodzi bezpłomieniowo (flameless combustion).

Katalityczne czy termiczne reaktory rewersyjne w spalaniu VAM – które lepsze?

Publikacje o spalaniu VAM często proponują zastosowanie w reaktorze katalizatora. Znacznie niższe temperatury zapłonu w reaktorach katalitycznych (CFRR od ang. Catalytic Flow Reversal Reactor), niż w termicznych

Rys. 1.

Power & Industry

1/2017

58

górnictwo

metan kopalniany

Rys. 2.

(TFRR od ang. Thermal Flow Reversal Reactor) sugerowałby przewagę rozwiązań katalitycznych. W pracy [5] przeprowadzono szerszą analizę tego zagadnienia.

Poniżej podano skrót wynikających z niej wniosków. Spalanie VAM ma w zasadzie realizować 2 cele: –– zmniejszenie efektu cieplarnianego (cel ekologiczny), –– efektywny odzysk ciepła (cel energetyczny).

Rozważając stosowanie katalizatora należy uwzględniać jego koszt i żywotność.

Tab. 1.

Często proponuje się katalizatory zawierające pallad. We współpracy z Instytutem Katalizy i Fizykochemii Powierzchni i firmą Katalizator próbowano [6] opracować tańszy katalizator ze zmniejszoną ilością Pd lub Pt, natomiast z domieszkami tlenków metali, a także katalizator w pełni tlenkowy: 5 % Cu-Cr-O/γ-Al2O3, bez zawartości metali szlachetnych. Nie udało się znaleźć katalizatora spełniającego warunki rewersyjnego spalania VAM. W ramach projektu europejskiego [1] dokonano dla CFRR szacunku czasu zwrotu nakładów inwestycyjnych. Ob-

liczono, że dla instalacji o przepustowości 500 tys. Nm3/h powietrza o stężeniu VAM dochodzącym do 0,8 % obj. trzeba użyć ok. 370 kg palladu. Szacowany okres zwrotu nakładów inwestycyjnych wyniósłby co najmniej 7 lat. Przyjmując realistycznie, wymianę katalizatora po 5 latach trudno jest oczekiwać by taka instalacja była samo-spłacalna.

Dokonane w [5] podsumowanie cech obu rozwiązań reaktorów rewersyjnych dla VAM zostało sformułowane następująco: –– CFRR może być konkurencyjny dla TFRR tylko dla bardzo niskich stężeń VAM, kiedy przez długi czas stężenia te spadają poniżej 0,2 % obj. CH4. Dla tej grupy zastosowań może być osiągnięty w zasadzie tylko cel ekologiczny (zmniejszenie efektu cieplarnianego).

–– Dla wyższych stężeń, CFRR nie jest rozwiązaniem opłacalnym, a często niemożliwym w realizacji ze względu na ryzyko zniszczenie katalizatora. Znacznie tańszą i bardziej niezawodną technologią jest TFRR, ponieważ oprócz ograniczania efektu cieplarnianego często pozwala odzyskiwać znaczne ilości energii.

Bibliografia 1. European Union Project (Contract No. ICA2CT-2000-10035): Recovery of methane from vent gases of coal mines and its efficient utilization as a high temperature heat source – Final Report 2003.

2. Gosiewski, K., i in., Proj. Bad. Rozwoj. Nr R14 020 02: Termiczne spalanie metanu z górniczych gazów wentylacyjnych w urządzeniu rewersyjnym z regeneracją i odzyskiem ciepła spalania. 2010, Instytut Inżynierii Chemicznej PAN Gliwice.

3. Piekarczyk, W., Seminarium: utylizacja metanu z powietrza wentylacyjnego kopalń.

2015. Gliwice, Instytut Inżynierii Chemicznej PAN. 43-58.

4. Piekarczyk, W., i in., 4th International Conference on Contemporary Problems of Thermal Engineering CPOTE. 2016.

Katowice, Poland. 1-14.

5. Gosiewski, K., A. Pawlaczyk, Chemical Engineering Journal, 2014. 238 78–85.

6. Gosiewski, K., i in., Inżynieria Chemiczna i Procesowa 2001. 22 599-612.

Power & Industry

1/2017

Nasza energia rozwija miasta

Życzymy, by Nowy Rok przyniósł nam wszystkim dużo szczęścia, radości i nowej energii do spełniania marzeń i noworocznych postanowień!