Wytwarzanie energii elektrycznej i emisja CO2

Wpływ wytworzonej energii elektrycznej na środowisko w Polsce w 2007 roku.

Osiągnięcie przez Polskę dwóch pierwszych celów jest na tym poziomie nie jest praktycznie możliwe. Próba osiągnięcia tak wysokich pułapów obniżenia emisji CO2 może stanowić duże obciążenie dla całej polskiej gospodarki. Wymagania Komisji Europejskiej są w stosunku do energetyki polskiej relatywnie jedne z największych z uwagi na monokulturę węglową przemysłu wytwórczego w Polsce - około 96% generacji energii w oparciu o węgiel. Problem dotyczy jednak całej Unii Europejskiej - paliwa kopalne mają szczególne znaczenie w produkcji energii elektrycznej. Obecnie ponad 50 % energii elektrycznej w UE wytwarza się z paliw kopalnych, głównie węgla i gazu ziemnego. Oczekuje się, że przynajmniej do 2050 r. wzrost całkowitej produkcji energii będzie dalej w znacznym stopniu zaspokajany przez paliwa kopalne. Wymagać to będzie między innymi modernizacji istniejących elektrowni oraz budowy nowych bloków o wysokiej sprawności, w tym również w technologiach "zeroemisyjnych", tj. z wychwytem i sekwestracją CO2. Technologie, które mają się przyczynić się do osiągnięcia celów wyznaczonych na 2020 rok, są już dostępne albo właśnie znajdują się w ostatecznej fazie opracowywania, jednakże pozostają wciąż drogimi rozwiązaniami. Z pewnością wpłynie to na wzrost cen energii elektrycznej. Wzrost cen za energię elektryczna może być bardzo dynamiczny w przypadku konieczności zakupu przez elektrownie praw do emisji CO2 na wolnym rynku od roku 2013. Zostało to zapowiedziane przez Komisję Europejską. W chwili obecnej (listopad 2008) trwa uzgadnianie finalnych procedur dla Polski. W pracy przedstawiono symulacje warunków opłacalności inwestycji budowy nowych elektrowni w sytuacji obciążeń kosztami realizacji pakietu klimatycznego na przykładzie nowego bloku 460 MW na węgiel brunatny..
Analiza otoczenia i uwarunkowań rynkowych
Jednym z najistotniejszych czynników, które mogą mieć znaczący wpływ na wolumen produkcji elektrowni są zagadnienia związane z emisją zanieczyszczeń. Elektrownie starsze, o względnie niskiej sprawności, bez uzyskania limitów na emisję CO2 wolną od opłat lub po cenach zakupu mniejszych od ceny rynkowej, nie będą konkurencyjne na rynku energii. W Polsce obecnie również część jednostek wytwórczych nie spełnia wymaganych limitów w zakresie emisji SOx i NOx na akceptowanym poziomie, tj. poniżej limitów 200mg/Nm3 . Niezbędne działania dostosowawcze (lub ich brak) wpłyną negatywnie na cenę energii elektrycznej. Polska uzyskała na lata 2008-12 limity średniorocznej emisji na poziomie 208,5 milionów Mg. Szacuje się, że w sektorze energetycznym limity są mniejsze o 11% w stosunku do rzeczywistej emisji. Oznacza to już bardzo trudną sytuację dla całej energetyki. Rząd Polski stara się z zwiększenie tych limitów i wynegocjowanie okresów przejściowych przy dochodzeniu do pełnego udziału w obrocie pozwoleniami na emisję. Praktycznie należy liczyć się z poważnymi ograniczeniami produkcji z jednostek przestarzałych. W sytuacji zakupu na wolnym rynku europejskich praw do emisji dwutlenku węgla (EUA - European Emissions Allowance) dla całego wolumenu emisji rzędu 170 milionów Mg CO2 rocznie, przy niedawnej cenie rzędu 25 EUR/Mg CO2, wyniósł by około 4,25 mld euro (170 milionów Mg x 25 EUR/Mg), Poziom cen może być znacznie wyższy. Komisja Europejska szacuje, że cena średnia za toną emisji C02 może wzrosnąć do ok. 30 - 39 euro w 2020 r., Niektóre prognozy mówią o cenie nawet 80÷100 ?/Mg CO2 do roku 2020. Na dzień dzisiejszy, w obliczy sygnałów recesji na rynku, ceny EUA spadły poniżej 20 EUR/Mg, do około 16 EUR/Mg w połowie grudnia 2008. Zakupu pozwoleń na emisję nawet dla znacznie mniejszego wolumenu CO2 może radykalnie zwiększyć cenę produkowanej energii przez elektrownie, zwiększając koszty jej produkcji. Duży wzrost cen energii, spowodowany m.in. rosnącymi kosztami emisji CO2, będzie trudny do zaakceptowania ze względów gospodarczych i społecznych. Ograniczenie uprawnień pogorszy sytuację sektora energetycznego, gdyż ograniczy zdolność spółek energetycznych do finansowania modernizacji i nowych inwestycji i w efekcie obniży wartość spółek energetycznych. W ciągu najbliższych kilku lat wytwórcy muszą podjąć wyzwanie przebudowy technologicznej instalacji wytwórczych dla spełnienia wymogów ekologicznych, określonych prawem wspólnotowym. Ocena rozwoju sytuacji po roku 2012 jest w tej chwili bardzo trudna. Wydaje się, że zostanie uruchomiony rynek obrotu pozwoleniami na emisje. Prawdopodobne jest uzyskanie przez Polskę procedur przejściowych, np. stopniowanie okresu dochodzenia do pełnego udziału w rynku pozwoleń i ewentualnie tzw. derogacje imienne. Ustalenia poczynione na szczycie klimatycznym UE w Brukseli w grudniu 2008 już to przesądziły z dużą korzyścią dla Polski - wprowadzenie pełnego rynku emisji CO2 zostało odsunięte do 2019. Dodatkowo by ograniczyć ryzyko znacznego wzrostu cen jednostek EUA, Polska proponowała wprowadzenie dolnego i górnego pułapu cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Widełki mają zapewnić zabezpieczenie przed nieprzewidywalnymi kosztami pakietu klimatycznego.
Technologie zeroemisyjne.
Pomysłem na zmniejszenie emisji jest wychwytywanie i sekwestracja CO2 - czyli usuwanie dwutlenku węgla w procesie konwersji paliwa, np. ze spalin i magazynowanie go w wyrobiskach pokopalnianych, itp. Jednym z kluczowych problemów jest bardzo duży wolumen ciekłego CO2, który powinien być wpompowany pod ziemię. O skali problemu może świadczyć przybliżone przeliczenie: jeżeli produkcja 1 MWh energii elektrycznej wiąże się z koniecznością wychwycenia 1,1 tony CO2, a roczna produkcja wynosi ok. 160 TWh, to należy "zagospodarować" ok. 176 milionów ton CO2 rocznie(!). Budzi to oczywiście obawy, nie tylko ekologów. Szacunkowy koszt sekwestracji 1 tony CO2 zawiera się w granicach (15 -75) USD/t CO2. Można ominąć sekwestrację i kupować uprawnienia do emisji od tych, którzy mają przyznane wysokie limity i sami ograniczyli emisję. Cena uprawnienia do emisji 1 tony obecnie waha się od 15 do 20 USD. Wszystko to wpłynie na ceny energii elektrycznej. Dużą zmienność parametrów ceny energii powoduje, że projekcje cen energii w dłuższym horyzoncie czasowym, np. do roku 2020 i więcej, są mało wiarygodne, szczególnie, jeżeli uwzględni się zalecenia Komisji Europejskiej zgodnie z którymi wszystkie elektrownie budowane po roku 2020 muszą mieć instalacje wychwytywania dwutlenku węgla.
W przypadku technologii CCS intensywne prace prowadzi się w obszarze technologii ze zgazowaniem węgla (IGCC - Integrated Gasification Combined Cycle) oraz spalaniem węgla w tlenie (Oxyfuel lub O2/CO2). Poważną wadą technologii CCS jest znaczne obniżenie sprawności elektrowni w stosunku do elektrowni z emisją do atmosfery. Wartości procentowe obniżenia sprawności osiągają poziom 10÷14%. Obniżenie sprawności konwersji energii w przypadku zastosowania technologii CCS może znacząco wpłynąć na poziom kosztów energii u odbiorcy. W przypadku polskiej gospodarki może to być trudno akceptowalne. Technologie CCS mają zastosowanie zarówno dla węgla kamiennego jak i brunatnego. W Europie do leaderów w tej dziedzinie należą RWE i Vattenfall. Polska posiada bogate, dobrze udokumentowane i jeszcze nie eksploatowane złoża węgla brunatnego, np. w okolicach Legnicy czy też Gubina. Pomimo, że na dzisiaj rząd wybrał opcję rozwoju energetyki nuklearnej deklarując budowę dwóch elektrowni jądrowych z rozpoczęciem eksploatacji około roku 2025, złoża te mogą zostać udostępnione w przyszłości. Jednym z warunków niezbędnych do ich uruchomienia jest zastosowanie wysokosprawnych technologii, w tym technologii CCS.
Unia Europejska przez najbliższe 20 lat będzie promować i wspierać wdrażanie konkurencyjnych technologii związanych z zerową emisją CO2 w elektrowniach. Polityka ta znajduje odzwierciedlenie zarówno w deklaracjach, odpowiednich zapisach prawnych jak i w udostępnianiu środków na prace badawcze i wdrożeniowe. Technologie CCS (CO2 Capture and Storage) są obecnie na etapie badań i instalacji pilotowych. W horyzoncie do roku 2020 oczekuje się wzrostu sprawności nowych bloków energetycznych do 50%. W tym celu wspierane będą technologie produkcji kotłów na nadkrytyczną temperaturę pary 700oC i ciśnienie pary do 350 bar. Dalszy horyzont dotyczy budowy elektrowni z technologią IGCC uwzględniającą wychwytywanie CO2, jego transport i składowanie w złożu. Pierwsza elektrownia pilotowa zlokalizowana w Nadrenii zostanie uruchomiona w 2014 roku łącznie z transportem i składowaniem CO2 w pobliżu Morza Północnego.
Polska z uwagi na uwarunkowania - strukturę produkcji energii i zasoby węglowe powinna być głęboko zainteresowana uczestnictwem w programach badawczych dotyczących zagadnień technologii CCS oraz ewentualną realizacją programów pilotowych. Realizacja projektów pilotowych daje sprawdzoną wiedzę o parametrach techniczno-ekonomicznych technologii oraz umożliwia projekcję ewentualnych późniejszych realizacji. Ważne jest to z punktu widzenia strategii rozwoju polskiej energetyki, w tym sektora wytwarzania opartego na węglu. W Ministerstwie Gospodarki przygotowywany jest projekt "Czysty węgiel w elektroenergetyce", który będzie m.in. określał zakres działań w celu wprowadzenia technologii CCS w Polsce. Zostały zgłoszone cztery projekty obiektów demonstracyjnych CCS. Dwa z tych bloków są to nowe jednostki w elektrowni Bełchatów: - blok 858 MW z usuwaniem dwutlenku węgla oraz blok 950 MW w technologii IGCC z usuwaniem dwutlenku węgla w elektrowni Bełchatów, opalany docelowo węglem kamiennym [6].
Z uwagi na rosnące zapotrzebowanie na energię polskiej gospodarki oraz znaczy stopień zużycia większości starszych bloków w krajowych elektrowniach, wydaje się, że w scenariuszach rozwoju sektora wytwórczego będzie można znaleźć miejsce dla nowej dużej elektrowni na węglu brunatnym w technologii niskoemisyjnej lub CCS. Przy planowaniu takiej elektrowni, na dzień dzisiejszy występuje duże ryzyko wyboru technologii. Stąd też potrzeba dalszych badań i analiz jest bardzo aktualna.
Emisja CO2 a cena energii elektrycznej - blok 460 MW na węgiel brunatny
Zagrożenia dla rentowności elektrowni z tytułu rosnących kosztów emisji CO2 przeanalizowano na przykładzie budowy bloku o mocy 460 MW na węgiel brunatny. Podobny blok został zsynchronizowany z krajowym systemem energetycznym w ubiegłym roku. Na dzień dzisiejszy jest blok nowoczesny, pomimo to z perspektywy roku 2020 jego parametry eksploatacyjne nie będą najwyższe. Przewiduje się, że rozwój technologii pozwoli na osiąganie sprawności na poziomie powyżej 50% dla elektrowni węglowych bez wychwytu CO2. Dla celów symulacji przyjęto sprawność energetyczną brutto 44% i netto 41%, roczny czas wykorzystania mocy zainstalowanej wyniesie 6800 godzin przy rocznej produkcji energii elektrycznej na poziomie 3,18 TWh. Dla celów przykładowej projekcji finansowych przyjęto jako bazowy koszt jednostkowy inwestycji na poziomie 1000 EUR/kW, rozkład kredytu 50% bank i 50% kredyt własny z oprocentowaniem 6% i 11% odpowiednio, stopy procentowe, 15 lat spłaty kredytu. Przyjęto kaloryczność węgla na poziomie 8065 kJ/kg. Jest to poniżej średniej wartości opałowej. Wskaźnik obciążenia (load factor) na poziomie 75,9%.
Wnioski
Polityka klimatyczna Unii Europejskiej jest poważnym wyzwaniem dla Polski. Realizacja tej polityki zgodnie z obowiązującymi zaleceniami i zapowiadanymi obostrzeniami stanowić będzie znaczne obciążenie polskiej gospodarki. Wymagania pakietu klimatycznego kumulują się z potrzebami inwestycyjnymi sektora energetycznego, co dodatkowo wzmacnia dynamikę wzrostu prognozowanych cen energii elektrycznej w nadchodzącej dekadzie. Klasyczne elektrownie oparte na węglu kamiennym lub brunatnym mogą być obciążone dużymi kosztami wynikającymi z konieczności zakupu pozwoleń na emisję CO2. Przewidywany wzrost cen za energię elektryczną z tego tytułu może zrównoważyć wysokie koszty wprowadzania nowych, tzw. "zeroemisyjnych" technologii z wychwytem i sekwestracją CO2. Klasyczne technologie spalania węgla w elektrowniach, przy pełnym obciążeniu kosztami pakietu klimatycznego, mogą nie być konkurencyjne w stosunku do innych technologii produkcji energii elektrycznej, w tym technologii CCS, jądrowej nowej generacji czy ze źródeł odnawialnych.

Autor: dr inż. Piotr Stawski - Instytut Automatyki Systemów Energetycznych / www.ogrzewnictwo.pl