GAZ – PALIWO „POMOSTOWE”

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

(„Energetyka Cieplna i Zawodowa” – nr 7-8/2011)

Rygorystyczne przepisy dotyczące ograniczania emisji CO

2

, przy produkcji energii

elektrycznej, wymagają stosowania coraz to nowszych rozwiązań oraz paliw
alternatywnych. Czy gaz ma szansę stać się paliwem „pomostowym” dla krajowego
sektora wytwórczego? (red.)

Polska, jako członek wspólnoty europejskiej, jest zobowiązana do wdrażania

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


W jakie technologie inwestować?

Krajowe i działające w Polsce zagraniczne koncerny energetyczne wyboru tego muszą

dokonać w świetle obowiązującego od grudnia 2008 roku pakietu klimatyczno-
energetycznego Unii Europejskiej określanego skrótowo „3 x 20”. Mało tego, jesteśmy
ś

wiadkami ciągłego zaostrzania norm emisyjnych, a zmniejszenie stopnia „uwęglenia”

energetyki to już tendencja dominująca i trwała w Europie. Zmieniające się regulacje unijne
stanowią więc istotny czynnik ryzyka w strategiach rozwoju koncernów energetycznych, a
dotyczy to w największym stopniu inwestycji w źródła oparte na technologii węglowej.

Mając na względzie przede wszystkim niższą emisyjność źródeł opalanych gazem, ale

także niższe nakłady inwestycyjne, krótki czas budowy i właściwości techniczno-ruchowe,
wydaje się, że powinny one w obecnej sytuacji odgrywać znaczącą rolę w pokrywaniu
rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju. Elektrownie gazowe wydają się
być konieczne również dla zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego
w warunkach wzrostu udziału odnawialnych źródeł energii (głównie elektrowni wiatrowych)
w krajowej produkcji energii elektrycznej.

Pozwoli to na zmianę dotychczasowej, niekorzystnej monostruktury węglowej

krajowej elektroenergetyki. Wprawdzie trudno będzie osiągnąć strukturę paliwową
elektroenergetyki Unii Europejskiej, gdzie 46% energii elektrycznej jest wytwarzane bez
emisji CO

2

(30% z energii jądrowej i 16% ze źródeł odnawialnych, rys.1), niemniej każda

zmiana w kierunku zwiększenia udziału energii produkowanej bez lub przy ograniczonej
emisji CO

2

jest pożądana.

E.J

ą

dr

30%

W

ę

giel

30%

Gaz

20%

Olej

4%

Ź

r.odn.

16%

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

Ź

ródła gazowe

Dzięki importowi dodatkowych ilości gazu do Polski, w tym wkrótce gazu

skroplonego LNG oraz perspektywy wydobycia krajowego gazu łupkowego, możliwy jest w
nadchodzących latach znacznie szerszy rozwój energetyki opartej właśnie na tym surowcu.
Warto tu zwrócić uwagę na wywiad, jakiego udzielił dla „Pulsu Biznesu” wiceprezes
Gazpromu Aleksander Miedwiediew. Uważa on, że Polska mogłaby osiągnąć cele dotyczące
redukcji emisji postawione przez UE o wiele szybciej, jeżeli do produkcji energii elektrycznej
zastąpiłaby węgiel gazem. Wskazał on także na perspektywę obniżki cen gazu dla Polski,
gdyż w umowie z PGNiG zawartej w zeszłym roku jest przewidziana taka możliwość.
Aktualnie w elektrowniach i elektrociepłowniach opalanych gazem jest zainstalowanych w
Polsce ok. 800 MWe, co daje ok. 3%-owy udział w strukturze paliwowej produkcji krajowego
sektora wytwarzania energii elektrycznej, podczas gdy w Unii Europejskiej udział ten jest na
poziomie 20% (rys. 1).

Elektrownie opalane gazem były w ostatnich latach bardzo dynamicznie rozwijane i

szeroko wprowadzane do systemów elektroenergetycznych wielu krajów, zwłaszcza
uprzemysłowionych. Podstawowym walorem gazu w świetle pakietu klimatyczno-
energetycznego UE jest niska emisyjność. Emisja CO

2

na jednostkę produkowanej energii w

układach gazowych wynosi ok. 640 kg/MWh, zaś w układach kombinowanych gazowo-
parowych nawet ok. 420 kg/MWh [1], jest więc o 40 do 55% niższa od emisji z elektrowni
opalanych węglem. Niższa jest też emisja związków azotu, znika problem emisji związków
siarki i pyłów. Relatywnie niski koszt inwestycyjny oraz krótki czas budowy (zwykle do 36
miesięcy, czyli o dwa-trzy lata krócej niż w przypadku elektrowni węglowej) stwarza
mniejsze ryzyko dla inwestora. Istotną zaletą jest także najwyższa spośród elektrowni
spalających paliwa organiczne sprawność netto (do 60% przy wytwarzaniu tylko energii
elektrycznej oraz ok. 90% przy wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu). Nie
bez znaczenia są też właściwości eksploatacyjne elektrowni gazowych: szybkość zmian
obciążenia i krótki czas rozruchu, co jest istotne w warunkach nieuchronnego wzrostu udziału

niestabilnych pod względem produkcji elektrowni wiatrowych w krajowym systemie
elektroenergetycznym.

Stąd też, mimo znanych zagrożeń (ryzyko cen gazu, uzależnienie od zewnętrznych

ź

ródeł zaopatrzenia), przewiduje się dalszy wzrost ich udziału w produkcji energii

elektrycznej w Unii Europejskiej. W 2010 roku w całej Unii przybyło blisko 53 GW nowych
mocy, w tym największy udział, bo aż ponad 28 GW miały elektrownie opalane gazem (na
drugim miejscu była fotowoltaika – 12 GW, a na trzecim energetyka wiatrowa – 9,3 GW).


„Gazowe plany” w kraju

O planach budowy w kraju elektrowni opalanych gazem informują od pewnego czasu

polskie grupy: PGE, Energa i Tauron, działające w Polsce zagraniczne koncerny
energetyczne, a także firmy spoza branży: PKN Orlen, KGHM, ZA Puławy, ZA Tarnów-
Mości

ce.

Najbardziej zaawansowany jest projekt bloku gazowo-parowego klasy 400 MW w Stalowej
Woli (wspólne przedsięwzięcie grupy Tauron i PGNiG). Zarząd PGE podjął w maju
ubiegłego roku decyzję o rozpoczęciu fazy przygotowawczej inwestycji w Zespole
Elektrowni Dolna Odra, obejmującej budowę dwóch kondensacyjnych bloków gazowo-
parowych o mocy ok. 460 MWe każdy w Elektrowni Dolna Odra oraz budowę bloków
kogeneracyjnych o mocy elektrycznej 238 MWe i mocy cieplnej 170 MWc w EC Pomorzany
(a w przyszłości także w EC Bydgoszcz i EC Gorzów Wlkp.). Nowe bloki w Elektrowni
Dolna Odra zastąpić mają wyeksploatowane bloki węglowe nr 1-4. W dniu 31 maja 2011 r.
PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, Zakłady Azotowe „Puławy” oraz Vattenfall
Generation Polska podpisały trójstronną umowę o przeniesieniu praw do projektu, budowy i
eksploatacji elektrowni/elektrociepłowni gazowej o mocy 840 MWe (w związku z
planowanym wycofaniem się firmy Vattenfall z działalności w Polsce). Grupa Energa
wspólnie z irlandzką firmą ESB planuje wybudowanie w Grudziądzu elektrowni gazowo-
parowej o mocy ok. 800 MWe. Przyjęta przez grupę Tauron w kwietniu br. Strategia
Korporacyjna zastępuje planowany blok węglowy 800 MWe w Elektrowni Blachownia
blokiem gazowo-parowym (z udziałem partnera strategicznego KGHM Polska Miedź).

PKN Orlen szuka partnera finansowego lub branżowego do budowy we Włocławku

bloku gazowo-parowego o mocy 420÷490 MWe, dla którego koncern uzyskał w marcu 2010
roku warunki przyłączeniowe od PSE Operator. Kontrakt z wykonawcą inwestycji ma być
podpisany w III kwartale bieżącego roku, a elektrownia ma być oddana do użytku na
przełomie 2014 i 2015 roku.

Dalkia Polska przygotowuje projekty budowy małych instalacji kogeneracyjnych

(maksymalnie o mocy 10 MWe), bowiem przy obecnym systemie wsparcia kogeneracji
ź

ródła będą wymiarowane tak, aby pracowały cały rok, a nie tylko w sezonie grzewczym.

Z kolei, dla poprawienia stabilności pracy systemu elektroenergetycznego, PSE Operator
planuje budowę szczytowych elektrowni gazowych o łącznej mocy 600 MWe w źródłach co
najmniej 50 megawatowych (głównie w północno-wschodniej części Polski).

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) oczekuje od potencjalnych

inwestorów deklaracji dotyczących zapotrzebowania na paliwo gazowe, w celu zbilansowania

zapotrzebowania w perspektywie do 2020 roku, szacując ze swej strony możliwość budowy
3,5÷4 GW nowych mocy na gazie, co pozwoliłoby na zwiększenie udziału gazu w strukturze
paliwowej („energymix”) krajowej elektroenergetyki do poziomu nawet 15÷17,5%.

Odnawialne źródła energii

Konieczność intensywnego rozwoju źródeł energii bez emisji CO

2

, w tym głównie

odnawialnych źródeł energii (OŹE) nie budzi dziś żadnych wątpliwości. W warunkach Polski
największe możliwości tkwią w rozwoju elektrowni wiatrowych oraz biomasowych i
biogazowych.

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

Możliwe jest – według szacunków autora – uzyskanie w kraju w 2020 roku poziomu

25,5÷31 TWh energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych (z wiatru 12,5÷17,5 TWh, z
biomasy ok. 10 TWh i z wody ok. 3÷3,5 TWh). Podobny poziom przewiduje „Krajowy plan
działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych” Ministerstwa Gospodarki z maja 2010
roku (rys. 2), choć nieco inne są tu proporcje między biomasą a wiatrem. Nie należy także
wykluczyć pojawienia się do 2020 roku niezwykle dynamicznie rozwijającej się już w UE
fotowoltaiki.

Ź

ródła jądrowe

Z zapowiedzi rządu RP wynika, że można oczekiwać uruchomienia pierwszej

elektrowni jądrowej w Polsce w 2020 roku, chociaż część ekspertów uważa rok 2022 jako
bardziej realny. Być może przed rokiem 2020 pojawi się w Krajowym Systemie
Elektroenergetycznym energia z elektrowni jądrowej Ignalina na Litwie lub z elektrowni
jądrowej pod Kaliningradem (Rosja). Energia jądrowa zatem zapewne nieuchronnie stanie się
nowym składnikiem krajowego bilansu energetycznego i stanowić będzie jeden ze
stabilizatorów bezpieczeństwa dostaw energii dla gospodarki w przyszłości. Warto

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

2012

2014

2016

2018

2020

Ar [GWh]

rok

Wiatr

Biomasa/biogaz

Woda

wspomnieć, że w światowym miksie paliwowym energia jądrowa stanowi 18%, w Unii
Europejskiej zaś nawet 30% (patrz rys.1).

Technologie węglowe

Zasoby rodzimych paliw (głównie węgla kamiennego i brunatnego) decydują o tym, że

Polska jest dziś w gronie najbardziej bezpiecznych energetycznie krajów UE. Uzależnienie od
importu surowców energetycznych całej Unii Europejskiej (UE 27) wynosi 53,1%, podczas
gdy Polska z uzależnieniem w wysokości 25,5% jest w pierwszej trójce krajów europejskich.

Dla zapewnienia odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej

dla gospodarki, konieczny jest więc dalszy rozwój krajowego parku elektrowni węglowych,
ponieważ węgiel będzie jeszcze w następnych dziesięcioleciach odgrywał istotną rolę jako
ź

ródło energii w Polsce. Poza bezpieczeństwem dostawy energii i efektywnością

ekonomiczną nowe elektrownie węglowe muszą jednak sprostać rosnącym wymaganiom
ochrony środowiska, a zwłaszcza klimatu.

Niepewność co do możliwości uzyskania części darmowych pozwoleń na emisję CO

2

po 2013 roku powoduje zahamowanie procesów inwestycyjnych w wielkoskalowe bloki
węglowe, niektóre koncerny wręcz wycofują się z wcześniej podjętych zobowiązań (RWE,
Vattenfall). W tej sytuacji istotne jest w warunkach krajowych stworzenie sytuacji, w której
tych inwestycji będzie możliwie jak najmniej. Wiąże się to jednak z koniecznością istotnego
zwiększenia inwestycji w źródła bez emisji CO

2

(źródła odnawialne i jądrowe, a w skrajnym

przypadku import), ale także w niskoemisyjne źródła gazowe.

Możliwy „energymix” w 2020 roku

Uwzględniając powyższe uwarunkowania, przeprowadzono szacunkową analizę

oczekiwanej struktury paliwowej krajowej elektroenergetyki w 2020 roku, w tym
zapotrzebowania na nowe moce wielkoskalowej energetyki węglowej, w zależności od
możliwego udziału generacji bez emisji CO

2

i energii elektrycznej wytwarzanej z gazu.

Zgodnie z prognozą ARE, przygotowaną dla potrzeb „Polityki energetycznej Polski do

2030 roku”[4], do analizy przyjęto całkowitą produkcję energii elektrycznej brutto w 2020
roku na poziomie ok. 170 TWh.

Założono także:
- ograniczenie emisji ze źródeł krajowej elektroenergetyki o 20% do roku 2020, tj. do

poziomu 120 mln t/a;

- nowe bloki węglowe na parametry nadkrytyczne o sprawności netto 45÷46%,

gwarantującej emisję CO

2

nieprzekraczającą 750 kg/MWh;

- pozostałe (istniejące) bloki emitujące ok. 1000 kg/MWh dwutlenku węgla (choć wśród

nich będą zapewne zmodernizowane w międzyczasie bloki o mniejszej emisyjności);

- emisja CO

2

z elektrowni opalanych gazem na poziomie ok. 500 kg/MWh.

Wyniki analizy przedstawione na rys. 3 wskazują na kluczową rolę udziału źródeł bez

emisji CO

2

(źródeł odnawialnych i ew. jądrowych) oraz niezwykle istotną rolę zwiększenia

udziału gazu w „energymix” krajowej elektroenergetyki, dla spełnienia ważnego wymagania
pakietu klimatycznego UE, tj. ograniczenia emisji CO

2

o 20% w 2020 roku.

Rys. 3. Oczekiwana struktura paliwowa krajowej elektroenergetyki w 2020 r.

przy zwiększonej produkcji energii elektrycznej z gazu

Z rys. 3 wynika jednoznacznie, że przy udziale produkcji energii elektrycznej bez

emisji na poziomie ok. 17,5% (30 TWh) i możliwym ok. 15%-owym udziale energii z gazu
(25 TWh), w nowych wysokosprawnych elektrowniach węglowych wystarczy wytworzyć
tylko 30 TWh energii elektrycznej, czemu odpowiada wymagany poziom mocy
zainstalowanej tych źródeł ok. 4,3 GW (5 bloków klasy 900 MW). Ten poziom mocy mogą
zapewnić inwestycje wyłącznie polskich grup energetycznych: PGE – 2 bloki w Elektrowni
Opole, Tauron – blok w Elektrowni Jaworzno, Energa – blok w Elektrowni Ostrołęka i Enea –
blok w Elektrowni Kozienice). Wymagana w tym przypadku produkcja w istniejących
elektrowniach wynosi 85 TWh, co nie powinno być problemem, uwzględniając podaż mocy
osiągalnej istniejących elektrowni w 2020 roku (po odstawieniach) 26,8 GW [4].

Jeżeli wziąć pod uwagę zgłoszenia potencjalnych inwestorów, a zwłaszcza „wysyp” przed 31
grudnia 2008 r. zgłoszeń o „fizycznie rozpoczętych” inwestycjach w nowe moce wytwórcze
na poziomie ok. 25 GW (co wyniknęło z możliwości uzyskania darmowych uprawnień do
emisji CO

2

po 2013 roku), inwestycje w nowe moce wielkoskalowej energetyki węglowej na

poziomie kilku GW są zapewne do zrealizowania.


Paliwo „pomostowe” - gaz

Plany inwestorów w obszarze nowych mocy wytwórczych są oczywiście funkcją

opłacalności ekonomicznej inwestycji, ta zaś w aktualnych uwarunkowaniach prawnych w
istotnej mierze zależy od kosztów implementacji dyrektyw Unii Europejskiej w sferze
ochrony środowiska, a zwłaszcza klimatu. Dotyczy to w największym stopniu inwestycji w
ź

ródła oparte na technologii węglowej.

Dla spełnienia przez krajowy sektor elektroenergetyki wymagań pakietu klimatyczno-

energetycznego „3 x 20” do 2020 roku, a zwłaszcza ograniczenia o 20% emisji CO

2

,

niezwykle istotna jest potrzeba dynamicznego rozwoju źródeł nieemitujących tego gazu, tj.
zarówno źródeł odnawialnych, jak i w przyszłości jądrowych. Natomiast w nadchodzących
latach (w których rozstrzygnie się opłacalność technologii CCS wychwytywania i
składowania CO

2

) istotną rolę może i powinno odegrać paliwo „pomostowe” – gaz.

Dostatecznie wysoki udział źródeł odnawialnych oraz radykalne zwiększenie udziału
niskowęglowego paliwa, jakim jest gaz w znacznym stopniu zdywersyfikuje krajowy
„energymix”, ograniczając jednocześnie niezbędny udział nowych inwestycji w źródła
węglowe. Jest to szczególnie istotne wobec nieodwracalnego kierunku rozwoju
niskoemisyjnej energetyki Unii Europejskiej.

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