Strona główna

Innowacyjna Energetyka. Rolnictwo energetyczne Jan Popczyk


Pobieranie 185.3 Kb.
Strona1/4
Data17.06.2016
Rozmiar185.3 Kb.
  1   2   3   4



Innowacyjna Energetyka. Rolnictwo energetyczne

Jan Popczyk

 

Jeśli w 2008 roku chcemy się dobrze przysłużyć rozwojowi rynku paliw w Polsce i bezpieczeństwu energetycznemu oraz modernizacji rolnictwa i rozwojowi wsi, to w ten sposób, że pokażemy nową perspektywę, w której elektroenergetyka, ciepłownictwo i transport konkurują (w jednakowych warunkach) o te same paliwa, ale szczególnie o paliwa odnawialne. Do takiej konkurencji już się przyczyniają: fundamentalnie uniwersalizacja technologii energetycznych i rozwój paliw nowych generacji1, a politycznie (regulacyjnie) Pakiet klimatyczno-energetyczny 3x20 (perspektywa 2020) i przygotowywana nowelizacja dyrektywy IPPC (perspektywa 2016), mająca podstawowe znaczenie dla ciepłownictwa.



W nowej perspektywie, zwłaszcza w świetle zamierzonego wprowadzenia pełnej odpłatności za uprawnienia do emisji CO2 (po 2012 roku, jednorazowo dla elektroenergetyki wielkoskalowej i stopniowo dla ciepłownictwa), Polsce potrzebna jest klarowna redefinicja roli węgla. Z drugiej strony brak, nawet na poziomie Komisji Europejskiej, działań w kierunku integracji systemów karania (brudne paliwa/technologie) i wspierania (energia odnawialna/czyste technologie) w jeden system rynkowy, a także determinacja krajów członkowskich w podtrzymywaniu narodowych systemów wsparcia dla energii odnawialnej powodują, że redefinicja roli węgla będzie napotykać w Polsce zasadniczy opór.

Nie zwalnia to jednak autora niniejszego artykułu od podjęcia tego trudnego tematu, poprzez skonfrontowanie trzech koncepcji. Pierwsza z koncepcji (umożliwiająca polityczno-korporacyjne gry interesów) oznacza kontynuację polskiego systemu wsparcia, którego podstawą są: certyfikacja (obecnie zielonej energii elektrycznej i kogeneracji) oraz administracyjna alokacja uprawnień do emisji CO2. Druga z koncepcji (ewolucyjna w sferze mechanizmów, radykalna w sferze efektów, prostsza od pierwszej proceduralnie, ale dalej skomplikowana) polega na wprowadzeniu jednolitego systemu zielonej energii elektrycznej, zielonej benzyny (biopaliwa płynne), zielonego ciepła i zielonego gazu (biometan). Trzecia koncepcja (radykalna w sferze mechanizmów, ewolucyjna w sferze efektów, i najprostsza proceduralnie) polega na „opodatkowaniu” paliw, odpowiednio do pochodzącej z nich emisji CO2.

Podkreśla się tu, że zła decyzja (brak odwagi polityków i wysiłku koncepcyjnego naukowców) może spowodować bardzo szybkie upodobnienie się narodowych systemów wsparcia energii odnawialnej do Wspólnej Polityki Rolnej (ustanowionej w Traktacie Rzymskim o EWG), która jest balastem Europy już od kilkudziesięciu lat. Ale podkreśla się tu także, że powołanie Wspólnej Polityki Rolnej jeszcze (1957 rok) w społeczeństwie przemysłowym było bardziej uzasadnione niż obrona narodowych systemów wsparcia energii odnawialnej już (obecnie) w społeczeństwie wiedzy. W perspektywie polskiej jest to tym bardziej oczywiste, że dla Polski jednolity rynek certyfikatów zielonych (jeśli działałby on nawet odrębnie od rynku uprawnień do emisji CO2) jest korzystniejszy niż narodowe systemy wsparcia energii odnawialnej.

Uwzględniając przełomowe znaczenie (na całym świecie) paliw i środowiska naturalnego dla bezpieczeństwa energetycznego oraz krajowe uwarunkowania w tym obszarze proponuje się wykorzystać polską prezydencję w 2011 roku do wypromowania tożsamości Polski w UE czyniąc hasłem przewodnim tej prezydencji racjonalizację narodowych systemów wsparcia OZE z perspektywą jednolitej internalizacji kosztów zewnętrznych środowiska i innych energetyki wielkoskalowej (tradycyjnej) i odnawialnej (w szczególności wiatrowej). Oczywiście to wymaga podjęcia natychmiastowych, zgodnych działań przygotowawczych wielu środowisk, dotychczas konkurujących ze sobą, a często nawet skonfliktowanych.

Wprowadzenie


Bardzo dobrze, że Pakiet klimatyczno-energetyczny 3x20 z marca 2007 zmienia ukierunkowanie z dotychczasowych rozwiązań segmentowych (adresowanych przede wszystkim do energii elektrycznej, ale także do paliw transportowych, do kogeneracji i do efektywności budynków energetycznych) na cele łączne, w zakresie redukcji zużycia energii pierwotnej i emisji CO2, określone dla wszystkich trzech rynków energii końcowej (energii elektrycznej, ciepła, paliw transportowych). W szczególności zmianę tę można traktować, jako dobrą odpowiedź   na szybko uniwersalizujące się technologie energetyczne (agregat kogeneracyjny, samochód hybrydowy, ogniwo paliwowe). Jest to także (w długiej perspektywie) siła sprawcza rozwoju nowych technologii paliwowych (paliwa drugiej generacji, paliwa wodorowe). Skutkiem będzie w nadchodzących latach szybko rosnąca konkurencja elektroenergetyki, ciepłownictwa i transportu o te same paliwa.

Inaczej natomiast ma się sprawa z projektem dyrektywy, związanej z Pakietem 3x20, ze stycznia 2008. Chodzi o to, że w projekcie dyrektywy zapisane zostało dobre rozwiązanie w postaci unijnego rynku certyfikatów zielonych. Kraje członkowskie nie godzą się jednak na likwidację narodowych systemów wsparcia energetyki odnawialnej. W lipcu 2008 jest już prawie przesądzone, że systemy te, chociaż nie mają one na ogół rynkowego charakteru, pozostaną, co najmniej do 2015 roku.

W takiej sytuacji Polska skupia się na rozszerzeniu podstaw prawnych (w ramach nowelizacji ustawy Prawo energetyczne) pod rozbudowę istniejącego systemu certyfikatów. Do istniejących certyfikatów (zielonych, czerwonych, żółtych) planuje się dołożenie certyfikatów białych (efektywności energetycznej), a także certyfikatów biogazowych. Taki kierunek powoduje jednak, że zamiast jednolitego rynku na rzecz realizacji celów Pakietu 3x20 będziemy mieć system administracyjny zbliżony do taryfowego (np. taki jak niemiecki system feed-in tariffs). Niebezpieczeństwo jest tym większe, że na drugim biegunie jest w Polsce system alokacji uprawnień do emisji CO2, o którym w żadnym wypadku nic dobrego się nie da powiedzieć [1] (system jeszcze bardziej administracyjny niż system certyfikatów, skrajnie przetargowy).

W rozrośniętym administracyjnym systemie, w którym równolegle działają certyfikacja pochodzenia energii elektrycznej i alokacja uprawnień do emisji (i skupiają się wady obu tych rozwiązań), będzie narastać szybko nieracjnalność, której już obecnie jest zdecydowanie za dużo (skrajnie nieefektywne współspalanie, bardzo zła kalibracja opłat zastępczych, fatalne KPRU 2). Będą się także tworzyły nowe grupy interesów [2], będzie rosła ilość niepotrzebnej pracy i będzie się zwiększać pole do konfliktów [3], nie będzie dobrych przesłanek dla rozwijania nowych technologii [4,5].


1. Punkt wyjścia. Rynek energii pierwotnej i końcowej w roku 2008 i 2020

W tablicy 1 przedstawiono oszacowanie rynku energii pierwotnej, emisji CO2 pochodzącej ze spalania paliw pierwotnych oraz rynku energii końcowej w 2008 roku (uwzględniające potencjał rolnictwa energetycznego). Jest to oszacowanie stanowiące podstawę do dalszych rozważań.

Oszacowanie rynku paliw pierwotnych i energii końcowej w 2020 roku za pomocą trady­cyjnych metod prognostycznych jest obecnie praktycznie niemożliwe. Nie jest to jednak zasad­niczy problem, bowiem obecnie nie chodzi o precyzyjne prognozy, a o stwierdzenie, czy rynek (bez interwencjonizmu państwowego) będzie w stanie odpowiadać na popyt. To zależy oczywiście od dynamiki wzrostu popytu. Można z bardzo dużym prawdopodobieństwem przyjąć, że zdolność rynku do odpowiedzi na wzrost zapotrzebowania do 2020 roku będzie w pełni wystarczająca (oczywiście pod warunkiem, ze państwo nie będzie psuło rynku za pomocą konsolidacji, zaniżania cen podporządkowanego politycznym kampaniom wyborczym i podobnych działań). Wynika to z oszacowań wielkości polskich rynków końcowych energii w okresie 2008-2020 roku. Są one następujące:


  1. Energia elektryczna. Zakłada się 2-procentowy roczny wzrost rynku. Zatem wzrost rynku w całym okresie wyniesie 26 proc. Wielkość rynku końcowego (zużycie przez odbiorców) na koniec okresu wyniesie około 150 TWh, a z potrzebami własnymi i stratami sieciowymi 190 TWh.

  2. Ciepło. Zakłada się stabilizację rynku, czyli wielkość rynku końcowego na koniec okre­su będzie taka jak w 2008 roku i wyniesie 240 TWh.



      1. Transport. Zakłada się 3-procentowy roczny wzrost rynku. Zatem wzrost rynku w całym okresie wyniesie 43 proc. Wielkość rynku koń­cowego (zużycie) na koniec okresu wyniesie około 210 TWh.

Jeśli wiadomo, że istotą zmian (fundamentalnych i politycznych/regulacyjnych), które należy uwzględnić (projektując przyszłościowy rozwój wydarzeń w Polsce), jest redukcja emisji CO2 i lepsze wykorzystanie energii pierwotnej, to przydatność tabl. 1 polega na łatwym zidentyfikowaniu za jej pomocą uwarunkowań do odpowiednich działań (paliwa węglowe są odpowiedzialne za ponad 70 proc. emisji CO2, a efektywność ich przetworzenia na energię końcową, elektryczną i ciepło, kształtuje się zaledwie na poziomie około 44 proc.).

Tabl.1. Polski rynek paliw pierwotnych, emisji CO2 oraz energii końcowej (sprzedaż do odbiorców końcowych, czyli bez potrzeb własnych źródeł wytwórczych i bez strat sieciowych) w wymiarze ilościowym [Popczyk].



Paliwo

Rynek

w jednostkach

naturalnych na rok


Emisja CO2

mln ton/rok



Rynek paliw

pierwotnych, TWh/rok



Rynek energii

końcowej, TWh/rok



1

2

3

4

5

Węgiel kamienny

80 mln ton

160

600

300

Węgiel brunatny

60 mln ton

60

170

40

Gaz ziemny

10 mld m3

20

100

84

Ropa naftowa

22 mln ton

70

220

50

Energia odnawialna

-

-

-

6

Razem

-

310

1090

480

Uwagi do tabl. 1

Uwaga 1. Węgiel kamienny – całkowite wydobycie wynosi 100 mln t/a, 20 mln t/a stanowi eksport.

Uwaga 2. Gaz ziemny – całkowite zużycie wynosi 15 mld m3/a, 5 mld m3/a wykorzystuje się w przemyśle chemicznym (przede wszystkim przy produkcji nawozów sztucznych). Całe wydo­bycie krajowe 4,5 mld m3 jest wykorzystywane do celów energetycznych.

Uwaga 3. Emisja CO2 została oszacowana na podstawie danych z rynku paliw (wykorzystywanych w technologiach energetycznych opartych na spalaniu). Jest to obecnie, kiedy nie ma jeszcze węglowych (i węglowodorowych) technologii bezemisyjnych, najprostszy i najbardziej wiarygodny sposób szacowania łącznej (z energetyki wielkoskalowej i rozproszonej) emisji CO2.

Uwaga 4. Energia odnawialna (wykorzystanie/potencjał) – według obecnych wyobrażeń skła­dają się na nią ciągle tylko: biomasa wykorzystana we współspalaniu, hydroenergetyka prze­pływowa i energetyka wiatrowa. Czyli na rynku końcowym reprezentowana jest obecnie tylko w postaci energii elektrycznej (i śladowej ilości biopaliw). Takie podejście do energetyki odnawialnej jest już, w świetle Pakietu energetycznego 3×20, całkowicie nieuprawnione.

Uwaga 5. Rynek energii końcowej został oszacowany z uwzględnieniem sprawności ener­getycznej charakterystycznej dla stosowanych obecnie technologii energetycznych. W przypadku energii elek­trycznej są to praktycznie tylko technologie systemowe wielkoskalowe, o niskiej sprawności wykorzystania energii pierwotnej w elektrowniach (kondensacyjnych) i dużych potrzebach własnych tych elektrowni oraz o dużych stratach w sieciach elektroenergetycznych.

Paliwa II generacji. Potencjał polskiego rolnictwa energetycznego

Współcześnie znaczenie paliw I, II i III generacji należy rozpatrywać głównie w kontekście rolnictwa energetycznego i lasów energetycznych oraz w kontekście utylizacji odpadów w gospodarce komunalnej, rolnictwie żywnościowym i przetwórstwie rolno-spożywczym. Postęp w dziedzinie pozyskiwania takich paliw będzie miał fundamen­talne znaczenie z punktu widzenia zarządzania bezpieczeństwem energetycznym w perspektywie do 2020 roku, a z dużym prawdopodobieństwem nawet do 2030 roku.

Jednoznaczne zakwalifikowanie do poszczególnych generacji paliw pozyskiwanych z rolnictwa energetycznego i z lasów energetycznych oraz z utylizacji odpadów w rolnictwie żywnościowym i w przetwórstwie rolno-spożywczym, a także z utylizacji odpadów biodegradowalnych w gospodarce komunalnej (dalej określanych łącznie biopaliwami) nie jest jednak jeszcze możliwe. Najwięcej kłopotów sprawia przy tym definicja paliw II generacji. Rolnicy na ogół definiują je jako te, których produkcja nie jest konkurencyjna względem produkcji żywności. Energetycy natomiast jako te, które mają wysoki (na przykład 1,6 i wyższy) stosunek energii na wyjściu z procesu do energii włożonej w procesie pozyskiwania paliwa.

W świetle obydwóch wymienionych kryteriów biopaliwa płynne (etanol i estry) produkowane obecnie z ziarna zbóż (takich jak kukurydza, pszenica i inne) oraz z rzepaku są jednoznacznie paliwami pierwszej generacji, bo ich produkcja dokonuje się w bezpośredniej konkurencji do produkcji żywności, a stosunek energii zawartej w tych paliwach do energii włożonej w procesie ich pozyskiwania wynosi około 1. Powstaje natomiast trudność w odpowiedzi na pytanie, do której generacji zaliczyć biogaz? Na przykład w klasyfikacji europejskiej jest on zaliczany zarówno do paliw pierwszej jak i drugiej generacji. W pierwszym segmencie są: gaz wysypiskowy, z oczyszczalni ścieków, z biogazowni utylizujących odpady rolnicze i z przetwórstwa rolno-spożywczego. W drugim segmencie będą natomiast jednoznacznie (po skomercjalizowaniu technologii, obecnie ciągle jeszcze tylko demonstracyjnych) paliwa gazowe (także płynne) ze zgazowania (upłynniania) celulozy w postaci słomy, drewna, wytłoków z trzciny cukrowej itp.

Jeśli chodzi o biogaz produkowany z całych roślin energetycznych zielonych (takich jak kukurydza, buraki pastewne/półcukrowe i inne) w procesie zgazowania biologicznego (fermentacyjnego), i ewentualnie oczyszczony do postaci gazu ziemnego wysokometanowego, to proponuje się [Popczyk], aby kwalifikować go do paliw drugiej generacji. Dlatego, że stosunek energii zawartej w tym paliwie do energii włożonej w procesie jego pozyskiwania jest duży, wynosi na ogół ponad 1,6. Także dlatego, że konkurencja między produkcją tego paliwa i żywności ma charakteru pośredni (dotyczy zasobów ziemi), a nie bezpośredni (na rynku zbożowym).

Wodór produkowany (w przyszłości) bezpośrednio z biomasy, bez przechodzenia przez fazę gazową, będzie jednoznacznie paliwem III generacji.

W tablicy 2 przedstawia się przez pryzmat paliw II generacji wyniki szacunków obecnego potencjału polskiego rolnictwa energetycznego oraz potencjału po zmianie fundamentalnych uwarunkowań w 2020 roku, którymi są: liczba ludności, powierzchnia użytków rolnych i przede wszystkim – postęp w zakresie wydajności energetycznej gruntów rolnych. Wyniki mają charakter szokowy i powinny się stać pilnie przedmiotem licznych specjalistycznych analiz weryfikujących, a także publicznej debaty o masowym zasięgu.

Tabl. 2. Oszacowanie potencjału (na 2020 rok) rolnictwa energetycznego Polski w aspekcie całego rynku paliw i energii [Popczyk].



Wielkość

2008

2020

Ludność [mln]

38

36,5

Powierzchnia [tys. km2]

314

Użytki rolne [mln ha]

18,6

17,9

Roczne zapotrzebowanie na żywność (na zboże) [mln ton]

26

26

Wydajność zbóż [ton/ha]

3,5

7,01

Użytki rolne niezbędne do pokrycia potrzeb żywnościowych [mln ha]

7,4

3,7

Dostępne zasoby rolnictwa energetycznego [mln ha]

11,2

14,2

Wykorzystane zasoby gruntów rolnych do produkcji biopaliw (paliw I generacji) [mln ha]

0,22

-

Obliczeniowa wydajność energetyczna gruntów rolnych (produkcja paliw II generacji), pp3 [MW/ha]

504

> 804

Zredukowana wydajność energetyczna gruntów rolnych (produkcja paliw II generacji), pp [MW/ha]

40

> 60

Potencjał rolnictwa energetycznego, pp [TWh/rok]

450

> 850

Osiągalna energia końcowa możliwa do pozyskania z rolnictwa energetycznego [TWh/rok]

360

> 720

Zapotrzebowanie na energię końcową

480

640

Zapotrzebowanie energii końcowej z rolnictwa energetycznego do pokrycia polskiego celu z Pakietu 3x20 [TWh]

-

65


1 Przyjęto, że przeciętna wydajność zbóż w Polsce w 2020 roku będzie równa obecnej przeciętnej wydajności zbóż w takich krajach jak Francja, Holandia, Irlandia, Niemcy.

2 Do oszacowania wykorzystanych zasobów gruntów przyjęto rzepak będący przedmiotem eksportu oraz zakontraktowany w kraju na cele energetyczne.

3 pp - paliwo pierwotne.

4 Obliczeniowa wydajność energetyczna gruntów rolnych została przyjęta bardzo zachowawczo. Jest to mianowicie wydajność kukurydzy uprawianej w Polsce (bez stosowania modyfikacji genetycznej). Już obecnie (2008 rok) wydajność ta w przypadku buraków półcukrowych (uprawianych również bez stosowania modyfikacji genetycznej) wynosi nie 50, a 80 MWh/ha. W przypadku kukurydzy GMO jest to nawet 150 MWh/ha.

Znaczenie wyników przedstawionych w tabl. 2 polega na tym, że ukazują one w horyzoncie 2020 realną perspektywę zrównoważonego rozwoju dla Polski (całe zapotrzebowanie na energię może być pokryte przez krajowe zasoby odnawialne). I pod tym kątem trzeba przygotować różne koncepcje racjonalizacji obecnego narodowego (polskiego) systemu wsparcia OZE, z wyjściem na znacznie bardziej odważne systemy, nadające się do zastosowania w całej UE (takie jak na przykład system inkorporacji kosztów zewnętrznych do kosztów paliwa) po to, aby je próbować wdrożyć w czasie polskiej prezydencji.

Dlatego dalsza część referatu poświęcona jest w szczególności analizom dotyczącym trzech koncepcji, w tym krytycznej analizie istniejącego systemu, któremu się nadaje walor pierwszej koncepcji, i dwóch (drugiej i trzeciej) koncepcji autorskich [Popczyk].

2. Pierwsza koncepcja widziana przez pryzmat wybranych

rozwiązań

Wykorzystanie biomasy w charakterystycznych technologiach energetycznych

W najbliższych latach najważniejsze jest to, czy biomasa będzie źródłem niezwykle atrak­cyjnego biznesu (pod względem zysków wynikających ze szkodliwej regulacji prawnej) tylko dla wielkiej elektroenergetyki, nawet w przypadkach bezsensownych z punktu widzenia energetycz­nego (współspalanie w elektrowniach kondensacyjnych z kotłami pyłowymi), czy też zostanie efektywnie wykorzystana w energetyce rozproszonej, w źródłach dedykowanych, przede wszystkim na rynku ciepła. Odpowiedź na to pytanie powinna uwzględniać szerszą, oprócz elektrowni kondensacyjnych z kotłami pyło­wymi, listę technologii.

W tablicy 3 przedstawiono oszacowanie wykorzystania biomasy charakterystyczne dla róż­nych technologii energetycznych, od najniekorzystniejszej, obecnie dominującej, technologii w postaci współspalania w elektrowniach kondensacyjnych z kotłami pyłowymi, poprzez duże elektrociepłownie węglowe z kotłami fluidalnymi aż do najkorzystniejszych technologii w postaci kogeneracji gazowej (biogazowej/biometanowej) małej skali (o mocy jednostkowej poniżej 1 MWel) i małego kotła (o mocy kilkunastu kWc) do ogrzewania małych indywidualnych domów. Oszacowanie to wymaga dalszej pogłębionej analizy, ale już obecnie wskazuje na wielki, nie­uświadomiony dotychczas, problem nieefektywności wykorzystania biomasy z punktu widzenia dwóch celów Pakietu energetycznego 3x20 (zwiększenia efektywności wykorzystania paliw oraz obniżenia emisji CO2).

Tabl. 3. Oszacowanie (autorskie) wykorzystania biomasy, charakterystyczne dla różnych technologii energetycznych [Popczyk].



Technologia

Elektrownia kondensacyjna

Elektrociepłownia węglowa

Elektrociepłownia biogazowa

Kocioł na biomasę stałą

Kocioł pyłowy

Kocioł fluidalny

Kocioł pyłowy

Kocioł fluidalny

3%

25%

48%

70%

85%

85%

Uwagi do tabl. 3
  1   2   3   4


©snauka.pl 2016
wyślij wiadomość