Spis treści
Przez lata ciepłownie nie musiały martwić się o emisję CO2 i wskaźniki inwestycji w odnawialne źódła energii. Zakłady korzystały z niskich cen węgla oraz okresu przejściowego na dostosowanie się do wymogów emisji. Ale węgiel zdrożał, ceny praw do emisji CO2 poszły w górę, a derogacja ciepłownicza dla instalacji poniżej 200 MW kończy się 1 stycznia 2023 r. Teraz zakłady przeprowadzają się trudne kalkulacje, co zrobić, by mieszkańcy płacili jak najmniej za ciepło.
Często okazuje się, że w elektrociepłowniach i ciepłowniach można zastąpić węgiel lokalną biomasą. Takie rozwiązanie kusi przedsiębiorstwa w północnej i wschodniej Polsce, gdzie biomasy leśnej jest pod dostatkiem. Kotłownie i elektrociepłownie na biomasę mogą powstać m.in. w Zambrowie, Łomży, Olsztynie, Suwałkach, Wyszkowie, Białej Podlaskiej ale też w centralnej Polsce – w Kaliszu i Kole, na Podkarpaciu i w północno-zachodniej Polsce.
Ostatnia wiadomość jest taka, że na produkcję energii z OZE przejdzie w stu procentach elektrownia Konin. Od 2012 roku działa tu kocioł na biomasę o mocy 50 MW, ma dojść kolejny o takiej mocy. Do tego ZE PAK zainwestuje w fotowoltaikę.
Czy to znaczy, że dla dostawców biomasy idą tłuste lata?
Ceny w górę
Producenci biomasy wreszcie dostrzegają pozytywny ruch na rynku. Jest popyt, więc ceny biomasy poszły w górę.
– Dla zaspokojenia popytu rynku powinno wystarczyć 8,5-9 milionów ton biomasy. Większość zapewniają lokalni dostawcy, import jest niewielki. Nie ma obawy, że biomasy zabraknie – zapewnia Ryszard Gajewski, prezes Polskiej Izby Biomasy.
Swoją ocenę opiera o statystyki Urzędu Regulacji Energetyki. Według tych danych, w ciągu półrocza moc zainstalowanych źródeł na biomasę zwiększyła się o około 100 MW do 1468 MW na koniec czerwca tego roku. Dane Agencji Rynku Energii pokazują z kolei, że o jedną piątą zwiększyła się w tym czasie produkcja energii elektrycznej w elektrowniach na biomasę – to w sumie ok. 2 TWh w pierwszym półroczu, do tego 0,8 TWh ze współspalania (wzrost o 14 proc.)
Czytaj także: Biomasa zastąpi węgiel?
Biomasa leśna jest dostępna wszędzie tam, gdzie istnieją duże nadleśnictwa i działające w regionie tartaki. Ale to nie wszystko, idealnie byłoby mieć dedykowane plantacje wierzby i topoli oraz długoterminowe umowy odbioru biomasy.
Co posadzić na słabszej glebie
Najbardziej znanym przykładem jest plantacja International Paper. Kilka lat temu koncern zainwestował wokół Kwidzynia w ogromną plantację szybko rosnących topoli hybrydowych. Tereny do uprawy biomasy w rotacjach trzy- i czteroletnich są dzierżawione od lokalnych rolników. To praktyczne, ponieważ rolnicy nie zawsze mają wiedzę i pieniądze, by zainwestować w odpowiednie maszyny i profesjonalnie przygotować biomasę do odbioru przez zakład energetyczny.
– Biomasa powinna być pozyskiwana w obrębie powiatu, albo kilku powiatów. Mamy ogromne możliwości jej produkcji, ale nie są one wykorzystywane – wskazuje Dariusz Zych, ze Stowarzyszenia Producentów Polska Biomasa.
Jak dodaje, nadal elektrownie narzucają producentom niekorzystne umowy, jednak pojawiająca się konkurencja ze strony mniejszych zakładów powinna wprowadzić zmiany na rynku.
Opłacalność produkcji biomasy jest porównywalna z produkcją zbóż, z tym że pod uprawy biomasy można przeznaczyć słabsze gleby. – Do osiągnięcia dobrej rentowności biomasa powinna być uprawiana na dużą skalę, na powierzchniach powyżej 20 hektarów, a nawet 50 hektarów. Ceny idą regularnie w górę, w ciągu ostatniego roku skoczyły o 30 procent. Teraz metr przestrzenny biomasy kosztuje ok. 50 zł, z czego rolnik na rękę ma około 34 złotych – wyjaśnia Maciej Specylak, prezes Specmot, firmy zajmującej się kompleksową obsługą plantacji wierzby energetycznej.
Kto da na to pieniądze?
Skoro jest tak dobrze, to czego brakuje? Decyzji o inwestycjach, pieniędzy na inwestycje i długoterminowych umów z dostawcami biomasy. – Chęć jest, ale pieniędzy nie widać – podsumowuje Gajewski.
Plany budowy kotłów na biomasę ma wiele miast, ale to drogie inwestycje o kosztach kilkunastu, a nawet kilkudziesięciu milionów złotych. Zakłady startują po unijne fundusze, ale ze zmiennym szczęściem. Gdy dostają za niskie dofinansowanie, zawieszają projekt i startują w kolejnym konkursie, licząc na wyższe wsparcie. Ostatecznie cena inwestycji przełoży się na ceny ciepła dla mieszkańców.
Czytaj także: Zmiana ogrzewania na węglowe będzie trudniejsza
Wytwórcy prądu nadal preferują kontakty spot, a dostawcy w pamięci mają zrywane sześć lata temu umowy, gdy energetyka ograniczyła współspalanie krajowej biomasy. Jako powód podawano spadające ceny zielonych certyfikatów. Część plantatorów sparzyła się na inwestycjach. Teraz to się mści. Rozwiązaniem byłoby wprowadzenie zachęt do zakładania plantacji wierzby czy topoli. Polska Izba Biomasy chce do tego namówić resort rolnictwa i Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Rozmowy przeciągają się.
– Na szczęście import biomasy został zablokowany i teraz rynek odżył. Zapotrzebowanie na biomasę agro jest większe niż może dostarczyć rynek. Bariera wejścia w uprawy biomasy jest dość wysoka, ponieważ to wydatek rzędu 6-9 tys. zł/ hektar. Tymczasem nie ma dotacji na zakładanie takich plantacji. Co więcej, są ograniczenia w zakupie ziemi przez przedsiębiorców, a to oni mają chęć i pieniądze, by zainwestować w plantacje. Z kolei rolnicy nie mają do tego potrzebnego kapitału. Wsparcie jest pilnie potrzebne – mówi Specylak.
Geotermia, dlaczego nie?
Polskie ciepłownie i elektrociepłownie idą w podobnym kierunku jak europejskie. Z raportu przygotowanego dla Komisji Europejskiej na temat możliwości zastosowania OZE w systemach ciepła i chłodu wynika, że zdecydowana większość planowanych do 2020 r. inwestycji dotyczy zastosowania stałej biomasy. Inwestycje w systemy geotermalne są na ostatnim miejscu, ale zdaniem Jacka Szymczaka, prezesa Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie, może być lepiej.
Czytaj także: Małe ciepłownie mogą być olbrzymią szansą
NFOŚiGW w lipcu uruchomił nowy program Geotermia Plus, skierowany do przedsiębiorców. Czy branża będzie takimi projektami zainteresowana? Można uzyskać dotacje i pożyczki – w sumie jest 600 mln zł do rozdysponowania. To gigantyczne pieniądze.
– Z analiz Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie wynika, iż kilkanaście procent przedsiębiorstw byłoby zainteresowanych takim wsparciem. Źródła geotermalne są dość kosztowne, a zwrot z nich bardzo długi. Wsparcie na takie źródła sprawiłoby, iż takie inwestycje będą atrakcyjniejsze dla producentów ciepła systemowego. Inną barierą do tego typu realizacji jest lokalizacja. Nie wszędzie są one możliwe do wybudowania z punktu widzenia zaopatrywania mieszkańców w ciepło. Ponadto dla każdego nowego obiektu, w którym planowane jest wykorzystanie energii geotermalnej, konieczne jest wykonanie indywidualnych badań dotyczących choćby temperatury i składu chemicznego wody – wskazuje Szymczak.
– Aby się ciepłownictwo geotermalne mogło rozwinąć muszą być spełnione różne uwarunkowanie, spośród których najistotniejsze są odpowiednie warunki hydrogeotermalne w danym miejscu, warunkujące odpowiednio wysoką temperaturę wody na wypływie i wydajność otworu geotermalnego – wtóruje mu dr Anna Sowizdrzał z Akademii Górniczo-Hutniczej.
Z programów unijnych cztery projekty geotermalne dostaną 75 mln zł. Wcześniej przyznano z krajowych funduszy 107 mln zł na siedem inwestycji w odwierty, ale jakie tego będą efekty – to dopiero się okaże.
Czytaj także: Geotermia ponownie w grze
