Taka masa biomasy!

Do 2020 roku udział OZE w krajowej energetyce ma wzrosnąć z obecnych 9 do 15 procent. Bez rozwoju spalania biomasy stałej uzyskanie takiego tempa wzrostu nie będzie możliwe.

W krajach "starej" UE udział biomasy w OZE oscyluje w okolicy 50 proc. W Polsce jest to ponad 80 proc. Mimo iż w ciągu najbliższych 10 lat ma on spaść do około 60 proc, jednak w wartościach bezwzględnych wymaga to wzrostu o 1,7 Mtoe, czyli prawie o 40 proc. Następnie do 2030 roku konieczny będzie wzrost o dalsze 20 proc.

W praktyce przytoczone cele przekładają się na roczną dynamikę na poziomie około 2,5 proc. O ile jest to wartość niezbyt wyśrubowana, biorąc pod uwagę, że przez ostatnie kilka lat wynosiła ona nieco ponad 3 proc, to jednak patrząc wyłącznie na energię elektryczną, wzrost musi sięgnąć ponad 11 proc, co jest już celem ambitnym.

Więcej, ale za mało

Dotychczas dominującym czynnikiem wzrostu było zwiększenie udziału bezpośredniego współspalania biomasy w tradycyjnych elektrociepłowniach węglowych. Dla producentów jest to bowiem najszybszy i najlepiej rozpoznany sposób uzyskania wymaganego poziomu OZE. Większość planowanych w kraju inwestycji w budowę lub modyfikację bloków podąża tą właśnie ścieżką.

W ciepłownictwie obecnie stosowane kotły fuidalne mogą przy relatywnie niewielkich nakładach uzyskać współspalanie na poziomie 15 proc. Dla kotłów pyłowych jest to od 5 do 10 proc. Nawet zakładając, że wszystkie bloki zagospodarują biomasę we wspomnianym stopniu, w dalszym ciągu nie wystarczy to do osiągnięcia zakładanego piętnastoprocentowego celu. Wśród wytwórców energii elektrycznej perspektywa dalszego wzrostu jest jeszcze trudniejsza. Obecny poziom współspalania przekraczający 92 proc. oznacza, że dalszy wzrost może być uzyskany praktycznie wyłącznie przez budowę dedykowanych bloków spalania biomasy.

Reasumując - zainstalowane w kraju instalacje nie będą w stanie sprostać narzuconym celom. Pytanie, jaki zakres inwestycji jest konieczny i co będzie decydowało o ich opłacalności?

Kluczem jest paliwo

Doświadczenie z innych krajów europejskich pokazuje, że w dziesięcioletnim czasie statystycznie koszt inwestycji to nieco ponad 30 proc. całkowitego kosztu wytworzenia energii, natomiast ponad 55 proc. przypada na koszt samej biomasy. Co więcej, również koszty inwestycji w znacznym stopniu zależą od spalanego surowca. Zakres koniecznych modyfikacji technologicznych w układach rozdrabniania oraz podawania paliwa jest bezpośrednio związany z lepkością wykorzystywanej biomasy. Należy przy tym mieć na uwadze, że to właśnie te systemy generują najwięcej kosztów przy większości modyfikacji (zmiany w paleniskach występują zdecydowanie rzadziej). Jednocześnie jakość spalanego surowca przekłada się na żywotność całej instalacji (głównie urządzeń pomocniczych). Biorąc to wszystko pod uwagę, widać, że parametry wykorzystywanej biomasy są kluczem dla opłacalności inwestycji.

To, że wilgotność i kaloryczność paliwa mają kluczowe znaczenie w bieżącej pracy, wydaje się już bardziej oczywiste. W bezpośredni sposób wpływają one na sprawność oraz maksymalną wydajność kotła. Jednocześnie budzi ona największe obawy wśród inwestorów. Jest to zrozumiałe, choć nie zawsze uzasadnione. Rozrzut kaloryczności biomasy jest bowiem znaczny - od ~6,5 MJ/kg dla ścieru drzewnego do ponad 18 MJ/kg dla makuch czy pelet rzepakowych. Mimo powszechnych obaw o efektywność, w praktyce okazuje się więc, że dobrej jakości biomasa może być nawet konkurencyjna w stosunku do węgla brunatnego (7,5 do 21 MJ/kg) i może być niewiele mniej efektywna niż węgiel kamienny (20-30MJ/kg).

Gdzie po biomasę?

W najszerszym rozumieniu biomasę stałą dzieli się na biomasę rolniczą, drzewną oraz przemysłowo-miejską. Dziś najczęściej wykorzystywane są paliwa leśne (drewno opałowe oraz drewna niewymiarowe - gałęzie, przecinek, chrust), odpady przemysłu drzewnego (wióry, trociny) oraz papierniczego (ług czarny). Mimo iż biomasa z przemysłu drzewnego pozostaje dominującym paliwem z udziałem w okolicach 80 proc, jednak systematycznie rośnie udział biomasy rolniczej. Dzieje się tak głównie za sprawą Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawiania do umorzenia świadectw pochodzenia [...] (Dz.U. 2008 r. nr 156 poz. 969). Zgodnie z jego zapisami, w ciągu najbliższych 5 lat energia z odpadów drzewnych współspalanych z węglem przez elektrownie o mocy powyżej 5 MW przestanie być uznawana za zieloną. Elektrownie będą musiały wykorzystywać surowce rolnicze. W tym roku udział ten obligatoryjnie musi osiągnąć 25 proc, za rok - 40 proc, aż do 100
proc. w 2015 r. Zmiany te nasuwają szereg pytań o potencjalne konsekwencje.

Naturalna była obawa o to, że rolnicy masowo przestawiając gospodarstwa na uprawy roślin energetycznych, spowodują zauważalny spadek podaży żywności i wzrost jej cen. Obawa o tyle uzasadniona, że swego czasu sytuacja taka była szeroko komentowana na rynku brazylijskim, gdzie na dużą skalę zakrojone inwestycje w produkcję bioetanolu z kukurydzy były traktowane jako przyczyna wzrostu cen tego surowca. Z perspektywy lat widać jednak, że podejście takie jest znacznym uproszczeniem i w praktyce okazuje się błędne (roczne spożycie produktów zbożowych na jednego mieszkańca nie tylko nie zmalało, lecz wręcz wzrosło). Problemy Brazylii wynikały z kombinacji błędnej polityki faworyzującej eksport, centralnego sterowania gospodarką, hiperinflacji oraz szeregu innych czynników ekonomiczno-politycznych.

Szansa dla rolnictwa

Tak czy inaczej, już dzisiaj można powiedzieć, że areał upraw energetycznych w Polsce będzie musiał wzrosnąć kilkakrotnie - boom w produkcji biomasy rolniczej w Polsce jest nieunikniony. Oznacza to ogromną szansę szczególnie dla gospodarstw zlokalizowanych niedaleko elektrowni. Za sprawą kosztów transportu, z ekonomicznego punktu widzenia najkorzystniejsze jest bowiem posiłkowanie się zasobami lokalnymi dostępnymi w promieniu około 50 km od instalacji. Zasięg ten można zwiększyć, korzystając z modelu magazynów pośrednich, jednak wymaga to dodatkowych nakładów inwestycyjnych.

Kwestia zaopatrzenia w surowiec ma też drugą stronę medalu. Z racji znacznego rozdrobnienia polskiego rolnictwa (średnia wielkość gospodarstwa poniżej 10 ha), spalanie biomasy na dużą skalę oznacza dla producentów konieczność kontraktowania zapasu surowca u kilkudziesięciu czy nawet powyżej stu rolników. Jest to proces czasochłonny i kosztowny, obarczony dużym ryzykiem operacyjnym. Wystarczająco dużym, by negatywnie wpłynąć na decyzje inwestycyjne.

Oprócz czynników stricte operacyjnych, otwarte pozostaje pytanie, jaki będzie udział polskiego ustawodawstwa nie tylko w kształtowaniu, ale i we wzroście rynku biomasy?

Doświadczenia zagraniczne - do wykorzystania

Doświadczenia innych krajów europejskich pokazują, że dobrze skonstruowane programy wsparcia skutkują dynamicznym wzrostem wykorzystania biomasy. Najlepszym przykładem są Wielka Brytania, Holandia, Hiszpania, Francja czy Włochy.

Rządowa pomoc może być rozłożona na dwa obszary: bieżącej pracy oraz samej inwestycji. Obejmuje przy tym takie narzędzia, jak bezpośrednie wsparcie dla inwestycji (Austria, UK, na poziomie regionalnym również Hiszpania), ulgi podatkowe przy modernizacji kotłów (UK, Hiszpania) oraz gwarancje kredytowe dla inwestorów (Hiszpania dla kogeneracji poniżej 2 MW).

Na poziomie bieżącego funkcjonowania stosowane są mechanizmy publicznych aukcji koncesji na instalacje oraz cen energii, gwarantowanie ceny energii dla małych dostawców (czasem w połączeniu z wymogami modernizacji) czy też dobrze znany system zielonych certyfikatów.

Jednocześnie doświadczenia holenderskie pokazują, że nieprzemyślana zmiana może przerodzić się w kilkunastoprocentowy spadek produkcji energii z biomasy w ciągu zaledwie jednego roku. Oprócz jakości samego wsparcia, niezwykle istotna jest bowiem stabilność prawa. Każdy inwestor doskonale zdaje sobie sprawę, że nakłady nie zwrócą się w ciągu jednej kadencji, a ponoszenie ryzyka zawsze oznacza dodatkowe koszty.

W kraju prowadzone lub planowane są budowy lub modyfikacje bloków współspalania o łącznej mocy ponad 1,5 GW (elektrycznej i cieplnej). Jednostkowy koszt inwestycji w instalacje waha się od 1 do 8 mln zł na MW w zależności od zakresu modyfikacji czy też skali budowy. W najbardziej zaawansowanych systemach zdolność współspalania wzrasta do ponad 65-80 proc. Aby spełnić wymogi dotyczące OZE, wystarczy, aby co piąty blok ciepłowniczy w kraju osiągnął taki wskaźnik przed 2020 rokiem. Powstaje również kilka bloków całkowicie dedykowanych biomasie.

Perspektywy są obiecujące. Polska ma ogromną szansę bycia liderem wykorzystania biomasy. Otwarte pozostaje pytanie, czy wykorzysta swój potencjał?

Norbert Dworzyński