Perspektywy pozyskiwania energii ze źródeł nowych i odnawialnych w Polsce

Otwarcia konferencji „Perspektywy pozyskiwania energii ze źródeł nowych i odnawialnych w Polsce” dokonał Andrzej Kulesa, przewodniczący Okręgowej Rady Wielkopolskiej Okręgowej Izby Inżynierów Budownictwa, który w pierwszej kolejności powitał licznie zebranych uczestników i gości oficjalnych: Michała Zielińskiego, wojewodę poznańskiego, Piotra Uścińskiego, sekretarza stanu w Ministerstwie Rozwoju i Technologii, oraz Mariusza Dobrzenieckiego, prezesa Krajowej Rady Polskiej Izby Inżynierów Budownictwa.

Konferencję otworzył Andrzej Kulesa, przewodniczący Okręgowej Rady WOIIB

Po krótkich wystąpieniach wojewody i ministra głos zabrał prezes PIIB, który zwracając się do licznie zgromadzonych uczestników wydarzenia, podkreślił aktualność przedstawianej na konferencji problematyki przyszłości energetycznej Polski i koniecznej dekarbonizacji budownictwa, szczególnie w odniesieniu do obecnie realizowanej polityki gospodarczej w kraju i na świecie.

Następnie przewodniczenie konferencji „Perspektywy pozyskiwania energii ze źródeł nowych i odnawialnych w Polsce” oddano prof. dr. hab. inż. Józefowi Jasiczakowi z Politechniki Poznańskiej, który wygłosił referat wprowadzający dotyczący przyszłości energetycznej kraju. Zwrócił uwagę na systematyczny wzrost zanieczyszczeń atmosfery oraz globalny efekt termiczny, objawiający się podwyższeniem temperatury globu o ponad 1°C i obserwowanymi narastającymi ekstremalnymi zjawiskami atmosferycznymi (powodzie, trąby powietrzne, topnienie lodowców), oraz na grożące w najbliższych latach konsekwencje tych zmian. Następnie odniósł się on do Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/844 w sprawie efektywności energetycznej i długoterminowego celu dotyczącego emisji gazów cieplarnianych i dekarbonizacji zasobów budowlanych odpowiedzialnych za ok. 36% wszystkich emisji CO₂ w unii. Państwa członkowskie powinny dążyć do racjonalnej pod względem kosztów równowagi między dekarbonizacją dostaw energii a zmniejszeniem końcowego zużycia energii z myślą o osiągnięciu celów krótko- (do 2030 r.),  średnio- (do 2040 r.) i długoterminowych (do 2050 r.). W tym kontekście należy rozpatrywać przyszłość energetyczną kraju, przyjmując za punkt wyjścia obecnie wykorzystywane źródła energii i ich perspektywy rozwojowe do 2050 r. Zdaniem licznych agencji (np. Forum Energii, Wise Europa, Enervis) zajmujących się prognozami rozwoju rynku energetycznego do 2050 r. możliwe są 4 scenariusze rozwojowe:

• Scenariusz węglowy – opierający się głównie na jednostkach węglowych. Zakłada budowę nowych kopalń węgla kamiennego i brunatnego. Wedle tego scenariusza udział OZE w 2050 r. miałby wynosić 17%.
• Scenariusz zdywersyfikowany z energetyką jądrową – wprowadzający zróżnicowany miks technologii energetycznych włącznie z elektrownią jądrową (EJ) zamiast elektrowni na węgiel brunatny. Udział OZE w 2050 r. to 38%.
• Scenariusz zdywersyfikowany bez energetyki jądrowej – byłby zbliżony do poprzedniego, ale zastępuje produkcję energii w EJ zwiększoną produkcją z gazu ziemnego oraz OZE, których   udział w 2050 r. miałby wynosić 50%.
• Scenariusz odnawialny – zakładający stopniowe wycofanie energetyki węglowej na rzecz udziału produkcji energii z OZE do 73%. Jednostki kogeneracji gazowej dopełniałyby bilans produkcji energii.

Na tle tak zarysowanego problemu przystąpiono do przedstawienia sektorowych możliwości energetycznych w kraju, rozpoczynając od oczekiwanej z nadzieją energetyki jądrowej, której założenia przedstawił prof. Janusz   Wojtkowiak z Politechniki Poznańskiej w referacie pt. „Program polskiej energetyki jądrowej – korzyści dla środowiska”.

Rys. 1. Porównanie wymienionych w tekście scenariuszy i ich rozwój w latach 2030 i 2050 (wg Forum Energii)

Realizowany od 2 października 2020 r. „Program polskiej energetyki jądrowej III” (PPEJ III), przedłożony przez Ministra Klimatu, dotyczy budowy oraz oddania do eksploatacji w Polsce elektrowni jądrowych o łącznej mocy zainstalowanej od ok. 6 do ok. 9 GWe, w oparciu o sprawdzone, wielkoskalowe, wodne ciśnieniowe reaktory jądrowe (PWR) generacji III(+). Przewidywane są następujące lokalizacje elektrowni: w strefie nadmorskiej – Lubiatowo-Kopalino oraz wewnątrz kraju – Pątnów i Bełchatów. Potencjalni dostawcy technologii to Westinghouse z USA, KHNP z Korei Południowej i AREWA z Francji. W PPEJ III nie ma jeszcze mowy o planach wdrożenia technologii małych reaktorów modułowych (SMR) w Polsce, ale niezależnie od budowy EJ możliwa jest także lokalizacja dodatkowych małych reaktorów modułowych typu o mocy 300 MWe typu GE Hitachi BWRX 300 (ORLEN) i Nuscale 70 (KGHM). Zdaniem profesora możliwy jest następujący harmonogram realizacji prac: rozpoczęcie w bieżącym roku działań wstępnych i przygotowawczych dotyczących lokalizacji EJ1, kontynuacja prac nad wyborem lokalizacji EJ2, wydanie do 2025 r. pozwolenia na budowę EJ1 przez Prezesa Polskiej Agencji Atomistyki (PAA), wybudowanie do 2033 r. pierwszego bloku EJ1 i wydanie przez PAA pozwolenia na jego eksploatację.

W części końcowej swojego wystąpienia podczas konferencji „Perspektywy pozyskiwania energii ze źródeł nowych i odnawialnych w Polsce” prof. Janusz Wojtkowiak wskazał także na środowiskowe argumenty przemawiające za budową EJ w Polsce, z których najważniejsze to: obniżenie emisji CO₂ ze spalania paliw konwencjonalnych, ograniczenie dewastacji środowiska związanej z odkrywkową eksploatacją pokładów węgla brunatnego i szkodami górniczymi, brak zapylenia i efektu cieplarnianego.

Pierwszy dzień konferencji w Poznaniu

Kolejną, niespotykaną dotąd w Polsce technologią pozyskiwania energii są elektrownie wodorowe o możliwościach szczegółowo przedstawionych w wystąpieniu prof. Edwarda Szczechowiaka pt. „Możliwości zastosowania wodoru w krajowym budownictwie”. Elektrownie te mogą produkować zarówno energię dla ogólnej sieci elektrycznej, jak i do napędzania pojazdów. Wodór może być również magazynowany i transportowany, a elektrownie mogą być wykorzystywane jako zapasowe źródło energii. Zaznaczyć należy, że produkcja wodoru jest bardzo energochłonna, wymaga też dużej ilości wody do procesu elektrolizy, co może być problematyczne na niektórych obszarach, gdzie dostęp do wody jest ograniczony.

Należy podkreślić, że aż 95% produkowanego wodoru wciąż pochodzi z użycia paliw kopalnych (tzw. szary wodór), a tylko 5% jest wytwarzanych z odnawialnych źródeł. Unia Europejska zamierza odwrócić te proporcje, a opublikowana w 2020 r. strategia wodorowa ma być impulsem do rozwoju rynku energetycznego w Europie, którego szacunkowe zapotrzebowanie na wodór w 2030 r. ma już sięgnąć 16,5 mln ton. Wyzwaniem pozostają jednak koszty, bo wytwarzanie zielonego, niskoemisyjnego wodoru wciąż jest droższe od innych metod. Są również bariery technologiczne związane z produkcją i transportem tego surowca. Mimo to właśnie zielony wodór ma w UE szansę, czego przykładem jest działalność firmy Siemens Energy związana z uruchomieniem masowej produkcji elektrolizerów ekologicznego wodoru, który ma być nośnikiem energii i surowcem do dalszych zastosowań (np. produkcji paliw syntetycznych) oraz służyć jako źródło energii w procesie wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej. Politechnika Poznańska – w tym instytut prof. Edwarda Szczechowiaka – czynnie włączyła się w proces badawczy nad zastosowaniami wodoru w budownictwie, instalując pilotażową linię właśnie z elektrolizerem Simensa zasilanym początkowo gazem ziemnym, a później OZE.

Piotr Uściński, sekretarz stanu w MRiT

Podczas konferencji „Perspektywy pozyskiwania energii ze źródeł nowych i odnawialnych w Polsce” po wystąpieniach reprezentantów środowiska naukowego Politechniki Poznańskiej głos zabrali także przedstawiciele firm i jednostek związanych bezpośrednio z kreowaniem polityki produkcyjnej w sektorze energetycznym. Jako pierwsza wystąpiła mgr inż. Karolina Talarek z Eurowind Energy z prezentacją pt. „Historia budowy farmy wiatrowej w Mirosławcu – uwarunkowania lokalne”. Produkcję energii elektrycznej z farm wiatrowych można traktować centralnie (jako zasilanie ogólnego systemu energetycznego) albo lokalnie dla zapewnienia komfortu cieplnego mieszkańcom określonego regionu. Ma temu służyć planowana inwestycja w Zakładzie Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. w Wałczu opierająca się na współpracy z firmą Eurowind Energy Sp. z o.o., która wybuduje w promieniu 30 km od Wałcza farmę wiatrową o mocy 20,7 MW i farmę fotowoltaiczną o mocy około 25 MW, zasilającą bezpośrednią linią energetyczną kotłownię KR2 w Wałczu. Zielona energia z farm OZE będzie bezpośrednio trafiała prywatną siecią off-grid do tej kotłowni, gdzie za pomocą kotła elektrodowego w 100% będzie przetwarzana na energię cieplną. Planuje się wybudować kocioł elektrodowy o bardzo dużej sprawności. Oznacza to, że ze 100 MWh energii elektrycznej przesłanej z farmy wiatrowej do wałeckiej sieci ciepłowniczej trafi 99,8 MWh ciepła.

Dla przykładu sprawność kotłów węglowych wynosi 84%, a kotłów gazowych – 95%. Ciepło wyprodukowane będzie zużywane na bieżące potrzeby, a w okresach niższego zapotrzebowania oddawane do magazynu. Magazyn będzie miał postać dużego zbiornika na ciepłą wodę. W analizowanym przypadku, na podstawie zleconych obliczeń, rozważany jest magazyn PTES (czyli zbiornik wodny w wykopie gruntowym) o wielkości 90 000 m³. Nadwyżki energii będą oddawane do sieci   przez przyłącze o mocy 20,7 MW.

Innym przykładem projektu hybrydowego jest przedsięwzięcie spółki Eurowind Energy w Danii, które zakłada budowę farmy wiatrowej o mocy 77,4 MW i przyłączenie do niej gruntowej pompy ciepła wybudowanej przy farmie wiatrowej. Produkcja farmy wiatrowej ma zapewniać wysoką sprawność pompy ciepła, która poprzez swoją specyfikę dostarczy 3–4 razy więcej energii cieplnej, niż dostanie energii elektrycznej. Co za tym idzie, pompa ciepła będzie produkować ciepło na terenie (lub blisko) farmy wiatrowej, które z kolei będzie transportowane rurociągiem o długości ~7 km do sieci ciepłowniczej miasta. W przypadku niskiego zapotrzebowania ciepło będzie mogło zostać zmagazynowane w wodach gruntowych, których niska prędkość przepływu umożliwi jego sezonowe przechowanie. Nadwyżka energetyczna będzie odprowadzana do sieci. Istnieje też możliwość wybudowania elektrolizera i produkcji wodoru w okresach występowania nadmiarowej energii (cieplnej lub elektrycznej). Jest to zgodne z wcześniej przytoczoną koncepcją przedstawioną przez prof. E. Szczechowiaka dotyczącą pozyskiwania i magazynowania energii z kotłów wodorowych.

Przemówienie Mariusza Dobrzenieckiego, prezesa Krajowej Rady PIIB

Pewne nadzieje w miksie energetycznym związane są z energetyką wodną, która jest jednym z najstarszych sektorów OZE (młyny wodne były używane już od czasów starożytnych). Tym zagadnieniom poświęcone było wystąpienie mgr. inż. Józefa Zgrabczyńskiego oraz mgr. inż. Karola Ślisińskiego pt.  „Elektrownie wodne budowane w Polsce”. Autorzy stwierdzili, iż obecnie na świecie ponad 20% energii elektrycznej produkuje się właśnie na bazie energii spadku wód, przede wszystkim śródlądowych, ale też pływów morskich i fal oraz energii cieplnej oceanów. Najwięcej, bo aż ponad 98% swojej energii elektrycznej z elektrowni wodnych uzyskuje Norwegia oraz takie państwa jak Kanada czy Wenezuela, w których udział ten wynosi ponad 50%. Energia wodna stanowi w Europie największe źródło energii odnawialnej (pokrywa ok. 25% zapotrzebowania na energię), a małe hydroelektrownie o mocy do kilkuset kW są obecnie najszybciej rozwijającą się formą pozyskiwania energii z wody i są coraz powszechniej stosowane nie tylko na starym kontynencie, ale i na całym świecie. Pierwsza na terenie Polski elektrownia wodna Leśna na rzece Kwisie ze spadem H = 45 m, o mocy do 2,61 MW, powstała już w 1907 r., a kolejna na rzece Wdzie w mieście Gródek ze spadem H = 12 m, o mocy 3,5 MW, w 1923 r. Największe elektrownie wodne na terenie Polski to: Żarnowiec (716 MW), Porąbka-Żar (500 MW), Włocławek (160 MW), Żydowo (167 MW), Solina (200 MW), Niedzica (92,75 MW), Rożnów (56 MW). W Europie Wschodniej 13% energii elektrycznej jest wytwarzanych z elektrowni wodnych, w Polsce jest to jedynie 2%. Jako zapowiedź pewnych zmian można uznać zaprojektowaną przez biuro BIPROWODMEL i będącą w budowie elektrownię w Ostrowie na rzece Dunajec, mającą 5 sztuk turbin Kaplana o wale pionowym i mocy instalowanej do 2,5 MW. O ile energetyka wodna z racji przesłanek geograficznych kraju rokuje niskie tendencje rozwojowe, o tyle produkcja biogazu może w perspektywie 30 lat stanowić nawet 30% OZE. Dr inż. Artur Olesienkiewicz z Polbiotech Laboratorium w wystąpieniu pt. „Biogazownie – sposób na utylizację odpadów i produktów ubocznych w przemyśle spożywczym i rolnictwie” zaprezentował aktualny stan tej gałęzi produkcji energii w Polsce.

Rys. 2. Harmonogram finansowania przekształceń sektora ciepłowniczego

Biogazownie są specjalnymi instalacjami produkującymi w procesie beztlenowej fermentacji palną mieszaninę gazową zwaną biogazem. Składa się ona z 45–75% metanu, ok. 35% dwutlenku węgla i śladowych ilości związków takich jak siarkowodór czy azot. Biogaz może być wykorzystywany do spalania w tzw. agregatach kogeneracyjnych, które pozwalają na jednoczesne otrzymywanie energii elektrycznej i ciepła użytkowego. Wykorzystanie biogazu jest szeroko rozpowszechnione m.in. w Niemczech, Austrii czy Danii. Według stanu na 31 grudnia 2021 r. w rejestrze wytwórców biogazu rolniczego KOWR wpisanych było 128 instalacji (m.in. elektrociepłownia biogazowa w Skrzatuszu omawiana szczegółowo w wystąpieniu). Należały one do 109 podmiotów, z czego 104 zadeklarowały wytwarzanie energii elektrycznej, a 5 – wykorzystanie w inny sposób. Instalacje zarejestrowane na koniec 2021 r. pozwalały na wytworzenie ponad 513 mln m3 biogazu rolniczego rocznie. Wszystkie biogazownie rolnicze miały zainstalowane moduły kogeneracyjne, których łączna moc elektryczna wynosiła 125 MW.

Ze sprawozdań przekazywanych Dyrektorowi Generalnemu KOWR wynika, że do wytworzenia biogazu rolniczego w 2021 r. zostało wykorzystanych ponad 4,9 mln ton surowców. Do pokonania – zdaniem dr. Artura Olesienkiewicza – jest jeszcze wiele barier technologicznych, np. dotyczących kontroli procesu fermentacji w biogazowni, ponieważ jego zaburzenia mogą prowadzić do chwilowej albo trwałej destabilizacji produkcji biogazu i metanu, powodując w konsekwencji spadek produkcji energii elektrycznej oraz straty finansowe biogazowni. Często obserwuje się znaczne zmiany i wahania właściwości fizykochemicznych dostarczanych odpadów biologicznych, a to ma bezpośredni wpływ na wydajność i stabilność produkcji. Niemniej jednak branża wykazuje stałe tendencje rozwojowe, bowiem na koniec 2022 r. zarejestrowano już 194 takie instalacje.

Prelegenci konferencji „Perspektywy pozyskiwania energii ze źródeł nowych i odnawialnych w Polsce” w zdecydowanej większości przedstawiali problematykę przyszłościowych źródeł energii, dla pozyskiwania której należy zbudować nową infrastrukturę. Nie można jednak zapominać o koncesjonowanych przedsiębiorstwach ciepłowniczych, których w kraju jest prawie 400.

Wystąpienie pt. „Transformacja sektora ciepłownictwa systemowego. Kryzys energetyczny – zagrożenia i szanse rozwojowe” mgr. inż. Jacka Szymczaka, prezesa Izby Ciepłownictwo Polskie, dotyczyło tego właśnie zagadnienia. Wychodząc od idei Fit for 55 i zmian w dyrektywie o efektywności energetycznej (EED), prelegent zwrócił uwagę na nowy, wiążący cel na poziomie Unii Europejskiej związany z redukcją zużycia energii o co najmniej 9% w 2030 r. w porównaniu do bazowego roku 2020. Istotnymi dla systemów ciepłowniczych są założenia dyrektywy EED, która zawiera m.in. zmianę dotychczasowej definicji systemu ciepłowniczego i chłodniczego tak, aby w kolejnych latach spełniał on następujące kryteria:

• do 31 grudnia 2025 r. system wykorzystujący co najmniej 50% energii z odnawialnych źródeł, 50% ciepła odpadowego, 75% ciepła z kogeneracji lub 50% połączenia takiej energii i ciepła (definicja dotychczasowa);
• od 1 stycznia 2026 r. system wykorzystujący co najmniej 50% energii z odnawialnych źródeł, 50% ciepła odpadowego, 80% ciepła z wysokosprawnej kogeneracji lub co najmniej połączenie takiego ciepła dostarczanego do sieci, w której udział energii z odnawialnych źródeł wynosi co najmniej 5%, a łączny udział energii z odnawialnych źródeł, ciepła odpadowego lub ciepła z wysokosprawnej kogeneracji wynosi co najmniej 50%;
• od 1 stycznia 2035 r. system wykorzystujący co najmniej 50% energii z odnawialnych źródeł i ciepła odpadowego, w którym udział energii z odnawialnych źródeł wynosi co najmniej 20%;
• od 1 stycznia 2045 r. system wykorzystujący co najmniej 75% energii z odnawialnych źródeł i ciepła odpadowego, w którym udział energii z odnawialnych źródeł wynosi co najmniej 40%;
• od 1 stycznia 2050 r. system wykorzystujący wyłącznie energię z odnawialnych źródeł i ciepło odpadowe, w którym udział energii z odnawialnych źródeł wy- nosi co najmniej 60%.

Powyższe kryteria mogą doprowadzić do tego, że zakłady ciepłownicze staną się efektywne tylko w przypadku zwiększenia udziału OZE i ciepła odpadowego. Transformacji mają sprzyjać fundusze europejskie i krajowe na modernizację oraz rozwój systemów ciepłowniczych, w tym: Krajowy Plan Odbudowy 2021–2023, polityka spójności 2021–2027 (program FEnIKS – następca POIiŚ), programy regionalne, Fundusz Modernizacyjny, Fundusz Transformacji Energetyki, Fundusz Innowacyjny, NFOŚiGW – środki krajowe, projektowane zmiany zasad pomocy publicznej na klimat, energetykę i ochronę środowiska (CEEAG). Harmonogram finansowania przedstawia rys. 2.

Podczas konferencji „Perspektywy pozyskiwania energii ze źródeł nowych i odnawialnych w Polsce” w ramach promocji działań wystąpił jeszcze mgr inż. Maciej Putowski, dyrektor Działu Sprzedaży Pekabex, z informacją o „Ograniczeniu zużycia energii i surowców w procesie wznoszenia konstrukcji budynków” oraz przyjętej w firmie gospodarce obiegu zamkniętego, zero waste, z własnymi, odnawialnymi źródłami energii w zakładach w: Mszczonowie (2020 r. – pierwsza farma 50 kW, 2022 r. – druga farma 1000 kW), Gdańsku (2022 r. – dwie farmy 500 kW), Poznaniu (2023 r. – dwie farmy 50 kW, w budowie dwie farmy 500 kW), Bielsku-Białej (500 kW). Wprowadzono tam m.in. oświetlenie LED, co wpłynęło na poprawę efektywności energetycznej.

Następnie pokazano film pt. „Problemy energetyczne kraju w ujęciu globalnym”, udostępniony przez Centralną Grupę Energetyczną S.A. Po podsumowaniu dyskusji przez prowadzącego oficjalnego zakończenia konferencji „Perspektywy pozyskiwania energii ze źródeł nowych i odnawialnych w Polsce” dokonał mgr inż. Andrzej Kulesa, przewodniczący Okręgowej Rady WOIIB, zapraszając na spotkanie w 2024 r.

„DZIEŃ PRZYSZŁEGO INŻYNIERA” – 2.02.2023 R.

Po raz pierwszy w historii Budmy zorganizowano także „Dzień przyszłego inżyniera” pod hasłem: „Uprawnienia budowlane – droga do sukcesu dla techników i inżynierów w kreowaniu budownictwa”. Zaprezentowane zagadnienia kształcenia kadr dla przyszłościowej energetyki były skierowane głównie do młodych techników i przyszłych inżynierów. Niedługo przybędą tysiące miejsc pracy w różnych sektorach. To wielka szansa dla szkolnictwa akademickiego i zawodowego. Przygotowano też prezentacje merytoryczne o przyszłości sektora energetycznego w Polsce oraz informacje o kierunkach studiów pozwalających na uzyskanie branżowych uprawnień budowlanych i procedurach kwalifikacji do egzaminu na uprawnienia budowlane.

prof. Józef Jasiczak

Fot. Mirosław Praszkowski

Czytaj także:

Budma 2023 – nowe możliwości dla branży budowlanej

Budowlane aspekty realizacji elektrowni jądrowej w Polsce

Jak dobrze wykorzystać ciepło z biogazowni?

Morskie elektrownie wiatrowe – technologia, ekonomia, gospodarka