Biomasa krajowa w rękach koncernów
Autor: Jolanta Kamińska
("Magazyn Biomasa" - marzec 2015 r.)
Rozwój krajowego rynku biomasy przez lata był możliwy dzięki energetyce zawodowej – nawet po załamaniu systemu zielonych certyfikatów współspalanie było dla dużych elektrowni i elektrociepłowni opłacalne. Czy uchwalona właśnie ustawa o OZE ograniczająca rządowe wsparcie dla technologii spalania wielopaliwowego to zmieni?
Spór o współspalanie biomasy toczący się pomiędzy jej zwolennikami i przeciwnikami pokazał, że kompromis nie będzie łatwy. Zapowiadane przez Ministerstwo Gospodarki stopniowe wygaszanie tej technologii i wprowadzone zmiany legislacyjne ograniczające wysokość wsparcia dla współspalania (współczynnik 0,5) wywołały obawy, że polski rynek czeka kolejny krach. Wszystko jednak wskazuje na to, że koncerny energetyczne nadal będą zainteresowane biomasą jako paliwem. Pytanie, czy z korzyścią dla krajowego rynku.
Co mówi prawo
Nowa ustawa wprowadza podział na dedykowane instalacje spalania biomasy, dedykowane instalacje współspalania wielopaliwowego, instalacje hybrydowe i pozostałe (tzw. proste współspalanie). Biorąc pod uwagę mapę OZE opublikowaną przez URE, skala spalania dedykowanego jest dosyć duża – w Polsce istnieje 36 elektrowni o mocy 1008 MW zasilanych wyłącznie biomasą, co daje drugie miejsce (po energii wiatrowej) pod względem zainstalowanej mocy wśród źródeł odnawialnych. Najtańsze w praktyce (i najbardziej popularne) współspalanie klasyczne zgodnie z zapowiedziami Ministerstwa Gospodarki ma być stopniowo wygaszane, aż do jego całkowitego wyeliminowania w 2020 r. Wytwórcy stosujący najprostszą technologię nie będą startować w aukcjach, zachowają więc prawo do otrzymywania świadectw pochodzenia na poziomie 0,5 certyfikatu za wytworzenie 1 MWh energii przez 15 lat. Jedynym warunkiem jest ograniczenie produkcji z biomasy do średniej z 2011 – 2013. Ministerstwo założyło, że będą to 2 TWh energii, z danych URE wynika jednak, że to ponad dwa razy większa liczba. Proste instalacje współspalające biomasę z węglem będą mogły zostać zmodernizowane i już jako instalacje dedykowane brać udział w nowym systemie aukcji.
Wytwórcy energii w dedykowanych i hybrydowych instalacjach współspalających biomasę zachowają prawo otrzymywania dotychczasowej liczby certyfikatów przez 15 lat od ich uruchomienia oraz gwarantowaną cenę zakupu prądu. Dotyczy to jednak DISW-ów, które spełniają dwa podstawowe warunki: posiadają wydaną przed 30.06.2014 koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej razem z odpowiednią dokumentacją, a udział biomasy liczonej wg wartości energetycznej w łącznej ilości spalanej wszystkich paliw w instalacji wynosi min. 20 proc. Oznacza to, że po wejściu ustawy w życie ilość instalacji współspalających biomasę z węglem, które utrzymają dotacje na dotychczasowym poziomie zostanie ograniczona z 42 do zaledwie 12. Definicja DISW została rozszerzona także o technologię fluidalną, ale wyłącznie dla małych bloków do 50 MW. Tracą więc państwowe koncerny energetyczne, a to rodzi obawy, że krajowych producentów biomasy czekają kolejne trudne lata. - Już dziś borykamy się z monopolem energetyki zawodowej, bo niestety nie mamy innego odbiorcy – podkreśla Dariusz Zych z Polskiego Stowarzyszenia Producentów Biomasy. - Do tego biomasa pochodzenia rolnego powstała niejako na specjalne zamówienie niegdysiejszego ministra gospodarki dla poprawy ekonomiki rolnictwa. Biomasa taka znajduje zastosowanie jedynie w instalacjach przemysłowych, bo pelletu rolnego nie możemy zastosować zamiennie z pelletem drzewnym DIN dla odbiorców detalicznych. Skazani więc jesteśmy na monopolistyczne kaprysy energetyki albo, jeśli nas na to stać, na zakończenie biomasowej działalności. Nie zawsze z różnych względów jest to możliwe – podsumowuje obecną sytuację polskich producentów biomasy Dariusz Zych. Reprezentowane przez niego Stowarzyszenie walczyło (podobnie jak wiele innych organizacji) o ograniczenie ilości importowanej biomasy postulując wprowadzenie zapisów dotyczących śladu węglowego przez ustanowienie wskaźnika wsparcia dla biomasy – im większa odległość od wytworzenia biomasy do miejsca jej spalenia tym niższe wsparcie. Bezskutecznie. Ministerstwo Gospodarki nie przewiduje zmian prawnych w tym zakresie, zatem rządowe wsparcie biomasy wędruje do Rosji, Białorusi, Ukrainy i krajów spoza UE zamiast na rynek krajowy. Warto zadać pytanie gdzie w takiej sytuacji podziały się podstawowe założenia OZE?
Kto zyska, kto straci
Nowoczesne jednostki spalające biomasę w Polsce to np. kocioł GDF Suez w Połańcu, ZE PAK w Koninie czy kocioł Spółki Tauron Jaworzno III. Czy powstanie ich więcej? Trudno przewidzieć, bo budowa kotła spalającego biomasę jest kosztowna, a czy inwestycja się zwróci zależeć będzie przede wszystkim od wysokości przyznanej dotacji. Z 45 instalacji współspalających biomasę wsparcie na dotychczasowym poziomie zachowa prawdopodobnie 12 posiadających DIWS-y: EDF (EC Kraków, EC Wrocław i EC Rybnik), PGE (część El. Opole), Veolia (EC Łódź), Fortum (EC Częstochowa), JSW (EC Zofiówka), Tauron (część EC Stalowa Wola) oraz 4 mniejsze instalacje. Szacuje się, że wprowadzenie współczynnika 0,5 zmniejszy przychody największych elektrowni i elektrociepłowni o 500 mln zł rocznie. Nadal jednak musi to być opłacalny biznes, skoro planowane są kolejne inwestycje: do końca 2020 r. Grupa Tauron zamierza uruchomić moce oparte na spalaniu biomasy na poziomie 240 MW, z czego 150 MW mają stanowić nowe moce, a 90 MW modernizacja istniejących kotłów węglowych.
Jaki surowiec będzie spalany w instalacjach?
Rynek rządzi się prostym rachunkiem ekonomicznym, w którym liczy się cena. Krajowa biomasa agro przegrywa z importowaną z Ukrainy łuską słonecznika czy łupiną orzecha palmy olejowej. - Przeszkodą w rozwoju polskiego rynku biomasy jest trend oszczędności za wszelką cenę. Nie sztuką jest kupić najtańszy surowiec, a potem narzekać na problemy eksploatacyjne – mówi dr Rafał Rajczyk
z Instytutu Zaawansowanych Technologii Energetycznych Politechniki Częstochowskiej. Dodaje jednocześnie, że biomasa agro to najtrudniejsze paliwo z grupy biomasy stałej, a budowa kotła technicznie przygotowanego na jej duży udział jest droższa niż standardowe wykonanie. Dlatego zazwyczaj spala się minimalną ilość biomasy agro, konieczną do uzyskania certyfikatu, resztę uzupełniając mniej problematyczną biomasą np. zrębką.
Bardziej optymistycznie przyszłość rynku widzi Mariusz Kulka, Prezes Zarządu Green Energia Polska, który odczuwa wzrost zapotrzebowania pelletu agro na cele energetyczne. - Stąd decyzja firmy o budowie następnej fabryki do produkcji brykietu ze słomy. Wielkopolska, w której mieści się nasz zakład oraz gdzie budowany będzie kolejny, należy do liderów w kraju z rocznymi zbiorami słomy ok. 3,4 mln ton (ok. 16% zbiorów w Polsce). Ponadto istotnym dla naszej branży jest fakt, że na terenie kraju jest kilka bloków dedykowanych do spalania biomasy agro, które dostały dofinansowanie z UE i są zobowiązane spalać biomasę. W związku z powyższym nie widzimy zagrożeń, o których mowa w ustawie, choć za pewne jak każdy producent biomasy, chcielibyśmy aby ustawa o OZE wspierała również nas, gwarantując stałość zbytu oraz minimalizując zagrożenia płynące z konkurencyjnych źródeł energii odnawialnej – dodaje Mariusz Kulka.
Zwiększenie zużycia biomasy agro planuje w tym roku m.in. Fortum Polska. Jak podkreśla Piotr Górnik, Dyrektor ds. Produkcji i Dystrybucji Fortum Power and Heat Polska, nadrzędnym celem firmy jest wykorzystywanie paliw produkowanych lokalnie, dlatego w zdecydowanej większości spółka podpisuje umowy z krajowymi dostawcami. Podobnie jak Veolia Energia Polska: 100 proc. pelletu agro i 90 proc. zrębki spalanych w EC 4 w Łodzi oraz EC Karolin w Poznaniu to biomasa pochodzenia polskiego. Zapotrzebowanie na surowiec w 2015 Spółka szacuje na 500 tys. ton. W ENEA zapotrzebowanie na biomasę w Elektrowni Kozienice i Elektrowni Białystok może wynieść od 450 do 700 tys. ton. PGNiG Termika w nowym kotle EC Siekierki planuje spalać rocznie 300 tys. ton biomasy pochodzenia leśnego i rolnego.
Rynek rozproszony ratunkiem?
Ratunkiem dla krajowego rynku mogłyby być instalacje - mało i średnioskalowe, które rozwiązałyby problem transportu i logistyki dostaw biomasy, importu surowca z egzotycznych krajów i częściowo uniezależniłyby producentów od energetyki zawodowej. I tu potrzebna jest rządowa pomoc, jednak w trakcie prac nad ustawą o OZE MG nie poparło zapisów mówiących o systemie certyfikatów za wytworzenie ekologicznego ciepła. - Miejskie ciepłownie i kotłownie spalają biomasę wyłącznie z powodów wizerunkowo-hobbystycznych lub do czasu zakończenia okresu trwałości projektu, o ile inwestycja w kocioł biomasowy była np. dotowana. Niestety, ustawodawca od lat pozostaje głuchy na postulaty środowiska związanego z energetycznym wykorzystaniem biomasy. 3-5 MW energii cieplnej powinno otrzymywać takie samo wsparcie jak wytworzenie 1 MW energii elektrycznej w OZE – mówi dr Rafał Rajczyk. Według niego brak tego typu wsparcia kreuje wiele niekorzystnych zjawisk: biomasa nie jest w stanie konkurować z węglem jako paliwo dla ciepłownictwa, a jej wykorzystywanie w dużych jednostkach powoduje nienaturalnie duże zapotrzebowanie na surowiec w jednym miejscu i uniemożliwia realizację postulatu samowystarczalnych energetycznie gmin, gdzie nadwyżka biomasy wykorzystywana jest na potrzeby lokalnych społeczności.
Zalety energetyki rozproszonej na małą skalę podkreśla także Dariusz Marczewski, Prezes Zarządu PEC w Płońsku MPGK Sp. z o.o. - Jeżeli chodzi o rynek biomasy to widzę jego przyszłość w małych i średnich firmach ciepłowniczych, ale tylko do produkcji energii cieplnej i elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji. Na rynku nie brakuje biomasy, a nowa perspektywa finansowa pozwala na pozyskanie w miarę taniego źródła finansowania. W naszej spółce pracuje układ kogeneracyjny o mocy termicznej 12,5 MW i mocy elektrycznej 2 MW. Rocznie spalamy 25-27 tys. Mg biomasy, z czego 70% stanowi biomasa z gospodarki leśnej a 30 % biomasa tartaczna – dodaje Dariusz Marczewski.
Wielu specjalistów wskazuje, że Polska powinna rozwijać zarówno energetykę węglową jak i odnawialną, z tym że na małą skalę. Wsparcie rozproszonej energetyki konwencjonalnej (bloki węglowe i gazowe do 50 MW) połączone ze wsparciem OZE może być jedynym sposobem na zażegnanie konfliktu między energetyką węglową i odnawialną i osiągnięcie unijnych celów polityki klimatycznej.
