Spis treści
W połowie maja Orlen Upstream otworzył przy swoich kopalniach gazu na Kujawach pierwsze dwie modułowe elektrownie i szykuje się do uruchomienia kolejnych. Przez lata kujawskie złoża gazu w Bajerze i Tucholi były niewykorzystywane ze względu na dużą odległość od sieci gazowej oraz przede wszystkim z uwagi na wysokie zaazotowanie. Przy zawartości azotu 50 proc. nie było ekonomicznego sensu budowy instalacji odazotowania i doprowadzania w pole sieci gazowe do złóż, które wystarczą góra na kilkanaście lat.
Ostatecznie Orlen zdecydował, że bardziej opłaca się przejść bezpośrednio do produkcji prądu. Tak powstały dwie modułowe elektrownie gazowe o łącznej mocy nieprzekraczającej 20 MW. Rocznie z wydobywanego gazu można wytworzyć 125 tys. MWh energii elektrycznej czyli ilość, która jest w stanie zabezpieczyć zapotrzebowanie ok. 70 tys. mieszkańców.
Krótka budowa, szybki zysk
Orlen Upstream wystąpił z ofertą do około 40 firm, ostatecznie wykonawcą elektrowni został Enervigo, układy kogeneracyjne dostarczył Caterpillar, natomiast kopalnię i infrastrukturę gazową wykonała spółka Torpol Oil & Gas, która także połączyła zakład linią średniego napięcia z głównym punktem zasilania. Dostęp do GPZ to jeden z kluczowych elementów, bez którego inwestycja by nie powstała. Jedna z elektrowni jest położona na terenie Energi Operator, druga – na terenie Enei.
Dwie modułowe elektrownie gazowe powstały w ciągu zaledwie dwóch lat i czterech miesięcy. I – jak można było usłyszeć podczas konferencji prasowej na otwarciu elektrowni w Bajerze – tyle też mniej więcej czasu potrzeba na to, by inwestycja się zwróciła. Elektrownia nie jest obciążona opłatami za emisje CO2, nie płaci za gaz, ani za jego przesył, wymaga też niewielkiej liczby pracowników.
Ponadto, w procesie oczyszczania gazu, Orlen Upstream uzyskuje kondensat węglowodorowy, cenny surowiec w rafinerii. W przypadku elektrowni w Bajerze sprawność wynosi ok. 42 proc. Teraz spółka poszukuje rozwiązań, by zagospodarować ciepło, być może udałoby się je wykorzystać w suszarni np. pelletu.
Na dwie elektrownie Orlen Upstream wydał 111 mln zł, z czego połowę stanowiły koszty generatorów – zamówiono największe dostępne na rynku. – Nie ma drugiej takiej instalacji w Polsce – mówi portalowi WysokieNapiecie.pl Sylwia Kobyłkiewicz, prezes Orlen Upstream.
Zasoby geologiczne złóż Bajerze i Tucholi szacowane są na około 1,5 mld m sześc. gazu ziemnego. Ich eksploatacja potrwa około 14 lat. Po tym czasie instalacje będzie można przenieść w całości lub części do innych lokalizacji. Orlen Upstream ma w planach też kolejne takie modułowe elektrownie na Kujawach – w ciągu dwóch lat mogą powstać cztery.
Zagospodarowanie krajowych złóż gazu jest jednak obarczone sporym ryzykiem i także niemałymi kosztami, ponieważ przygotowanie odwiertu to wydatek rzędu 20-30 mln zł. Skład gazu różni się w zależności od regionu i złoża, poza wysoką zawartością azotu siarkowodoru. Póki co, niewielkie, modułowe elektrownie w Bajerze i Tucholi na złożach gazu, wykorzystujące silniki tłokowe, są pierwszymi tego typu w Polsce.
Od ciepłowni po kopalnie
Niewielkie układy kogeneracyjne w ostatnich latach budziły duże zainteresowanie na polskim rynku, zwłaszcza ze strony ciepłowni. Zastosowanie kogeneracji optymalizuje sezonową pracę konwencjonalnych ciepłowni węglowych i obniża emisje dwutlenku węgla. W ostatnich dwóch latach w gazowe agregaty kogeneracyjne zainwestowały ciepłownie m.in. w Jaśle, Łańcucie, Ciechanowie, Skierniewicach. Bydgoskie Komunalne Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej dostało na inwestycje w kogenerację dofinansowanie z funduszy unijnych.
W Nowym Targu, wykorzystanie agregatów kogeneracyjnych spowoduje, że MPEC będzie zużywał mniej węgla i zaoszczędzi na zakupie uprawnień do emisji CO2, a jednocześnie zarobi na sprzedaży energii elektrycznej. Stolica Podhala ma też w planach wykorzystać ciepło geotermalne, jednak ten projekt wymaga znacznie więcej czasu i nie tylko tego. Modułowe układy kogeneracyjne stawia się natomiast znacznie szybciej.
Wśród klientów Enervigo jest też oczyszczalnia ścieków z Olsztyna. W kopalniach generatory energii są wykorzystywane do odmetanowania. Natomiast w Polsce mało biogazowni rolniczych inwestuje w produkcję skojarzoną ciepła i chłodu i tu jest ogromny potencjał do rozwoju.
W przypadku zastosowania w przemyśle ważny jest taki profil działalności, by móc zagospodarować ciepło, ale także dzięki agregatom absorpcyjnym można produkować chłód. Zakłady oszczędzają na opłatach za energię elektryczną i ciepło i dodatkowo zarabiają na sprzedaży energii. To także łatwy sposób na uzyskanie dodatkowego wsparcia w wysokości 152,42/MWh dla nowej gazowej jednostki kogeneracyjnej do 1 MW, co liczy się do całej produkcji energii elektrycznej z instalacji.
Jednostki większe uczestniczą w aukcjach. Przy obecnych cenach gazu premie kogeneracyjne to jednak nadal za małe wsparcie i zainteresowanie układami kogeneracyjnymi jest już w tym roku mniejsze niż w poprzednich latach.
Transformacja coraz trudniejsza
Tego samego dnia, gdy Orlen otwierał modułowe elektrownie, należąca do jego grupy Energa podpisała kontrakt na budowę już znacznie większej elektrowni gazowej, która ma powstać w Grudziądzu. Obiekt o mocy 563 MW zrealizuje za 2 mld zł konsorcjum spółek Siemens oraz Mytilineos. Blok od 2026 r. będzie świadczyć usługi rynku mocy, z którego ma otrzymać minimum 3,5 mld zł.
Zobacz więcej: Siemens wybuduje nową elektrownię Orlenu
Będzie to zatem czwarty duży blok gazowy grupy Orlen po działających już na terenie zakładów produkcyjnych we Włocławku (463 MW) i Płocku (596 MW) oraz budowanym obecnie w Ostrołęce (745 MW). Do przebudowy swoich aktywów ciepłowniczych z węglowych na gazowe niezmienne dążą też najwięksi gracze na tym rynku, czyli PGE, Tauron, PGNiG czy Veolia.
Firm ciepłowniczych w Polsce jest jednak prawie 390, z czego większość to małe i średnie podmioty, których kondycja finansowa od wielu lat jest słaba. To z kolei czyni temat transformacji ciepłownictwa jednym z największych problemów nadchodzących lat.
Najnowsze, pełne dane dotyczące branży, które znamy to te, które znalazły się w raporcie „Energetyka cieplna w liczbach – 2020”, opublikowanym 4 lutego 2022 r. przez Urząd Regulacji Energetyki.
Podkreślono w nim, że w 2020 r. – po raz drugi od 2013 r. – przychody osiągnięte przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze nie umożliwiły pokrycia kosztów prowadzenia działalności związanej z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło.
– Wynik finansowy brutto ukształtował się na poziomie (-) 473 mln zł. Tym samym wskaźnik rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych był również ujemny i wynosił ok. (-) 2,4 proc. (w 2019 r. wynosił (-) 2,9 proc.) – zaznaczył URE.
Komplikacji tylko przybywa
W raporcie wskazano, że sytuacja firm ciepłowniczych jest coraz bardziej skomplikowana, gdyż dynamicznie rosnącym cenom paliw (węgla i gazu ziemnego) towarzyszą znaczące wzrosty cen uprawnień do emisji CO2. W tej sytuacji znacznie trudniejsza jest realizacja inwestycji związanych transformacją energetyczną.
– W dużych systemach ciepłowniczych paliwem „pomostowym” miał być gaz ziemny. Jednak przy aktualnym wzroście cen giełdowych tego paliwa nawet o kilkaset procent, będzie dużo trudniej zrealizować inwestycje w taki sposób, aby po ich zakończeniu i uruchomieniu jednostek udało się skalkulować ceny ciepła, które pozwolą utrzymać minimalną rentowność, a jednocześnie nie spowodują rezygnacji odbiorców z dostaw ciepła lub zatorów płatniczych – ocenił URE.
– Tym samym istotne będą możliwość i umiejętność pozyskiwania środków zewnętrznych na realizację inwestycji mających na celu przede wszystkim uniezależnienie się od kosztów związanych z zakupem uprawnień do emisji CO2 – dodał.
Trzeba też zwrócić uwagę na to, że raport URE został wydany na trzy tygodnie przed rosyjską agresję na Ukrainę, czyli w mniej trudnych okolicznościach niż obecne realia.
Czytaj także: Ostre cięcie gazu mrozi europejski przemysł
Ciepłownicy zakręcają gaz
Niepewność związana z przyszłością błękitnego paliwa była jednym z głównych wątków ubiegłotygodniowej „XIII Konferencji Gaz i Wodór w Energetyce”. Wśród jej uczestników znalazł się Janusz Głowacki, wiceprezes ds. technicznych PGNiG Termika.
W grudniu 2021 r. spółka ta ukończyła swoją sztandarową inwestycję, czyli blok gazowo-parowy w stołecznej Elektrociepłowni Żerań o mocy 494 MW elektrycznych i 326 MW termicznych. Za 1,6 mld zł wybudowało go konsorcjum firm Mitsubishi i Polimex Mostostal.
Według założeń projektu blok ma produkować rocznie 3 TWh energii elektrycznej oraz 1,9 TWh ciepła, a jego zapotrzebowanie na gaz ziemny wyniesie od 500 do 650 mln m sześc.
– O ile założenia były takie, aby blok gazowo-parowy był jednostką podstawową, to jednak były takie okresy, gdy musieliśmy ją odstawiać, bo ceny nie były satysfakcjonujące – przyznał Głowacki.
Jednym z prekursorów energetyki gazowej w Polsce jest Przedsiębiorstwo Energetyczne w Siedlcach, w którym pierwsza taka jednostka powstała w 2002 r., a kolejna dekadę później. Łącznie bloki te mają ponad 30 MWe oraz ponad 45 MWt. Ponadto zakład posiada węglową ciepłownię o mocy 158 MWt.
– Od lipca 2021 r. źródła gazowe zostały wyłączone ze względu na to, że nie bilansowaliśmy cen energii elektrycznej i gazu – mówiła Marzena Komar, prezes PEC Siedlce podczas konferencji. Jak dodała, to pierwsza taka sytuacja od 2014 r., gdy powodem wyłączenia był brak instrumentu wsparcia w postaci premii kogeneracyjnej.
Komar zwróciła uwagę, że problemem w przypadku gazu nie jest jego dostępność tylko cena. Z kolei w przypadku węgla coraz większe problemy zaczynają dotyczyć nie tylko ceny, ale samej dostępności paliwa. Stąd wśród ciepłowników coraz częściej mówi się o scenariuszu, w którym kolejnej zimy mogą czekać nas przerwy w dostawach ciepła.
Prąd na minusie
Od 2000 r. działa gazowa Elektrociepłownia Nowa Sarzyna, która dostarcza ciepło do zakładów chemicznych Ciechu oraz miejskiej sieci ciepłowniczej. Należący obecnie do grupy Polenergia obiekt ma 116 MWe oraz 70 MWt.
Jak przyznał Mirosław Rokicki, członek zarządu i dyrektor techniczny elektrociepłowni, spółka w pełni wywiązuje się z dostaw ciepła.
Natomiast energia elektryczną jest obecnie tylko opcją na potrzeby usług, które firma pełni na rzecz Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE): rynku mocy, generacji wymuszonej oraz odbudowy systemu.
– Poza tym czekamy na lepsze czasy – konfrontujemy możliwości powrotu do produkcji energii elektrycznej na warunkach czasu rzeczywistego, czyli zestawiamy ceny paliwa, energii i uprawnień do emisji CO2. Jesteśmy w każdym momencie gotowi do produkcji, kiedy będzie to dawało pozytywny wynik finansowy – wyjaśnił Rokicki.
Klamka zapadła
PGNiG, jak na gazowy koncern przystało, w ostatnich latach nie poprzestał na inwestycjach tylko w nowy blok na Żeraniu. Równolegle oddano tam do użytku pierwszy etap kotłowni gazowej z trzema kotłami po 130 MWt każdy. Drugi etap (2×130 MWt) ma być gotowy na początku 2023 r.
Z kolei w warszawskiej Ciepłowni Kawęczyn powstaje kotłownia gazowo-olejowa o mocy 220 MWt, która ma zostać ukończona wiosną 2024 r. W Przemyślu powstała natomiast elektrociepłownia gazowa o mocy 5 MWe i 12 MWt. Ponadto w przyszłości w stołecznej EC Siekierki planowana jest budowa bloku gazowego o podobnej mocy jak na Żeraniu.
– W branży energetycznej proces inwestycji trwa tyle, że jeśli kilka lat temu zapadły jakieś decyzje, to musimy je realizować. Tego wymaga bezpieczeństwo naszych odbiorców, którym musimy dostarczyć ciepło i energię elektryczną – stwierdził wiceprezes Głowacki.
Dodał, że wraz z wygasaniem wsparcia z rynku mocy po 2025 r. z użytkowania będą wyłączane kolejne bloki węglowe, co sprawi, że rola jednostek gazowych w KSE będzie rosła.
Przed paliwowym kryzysem w modernizację jednego ze swoich bloków gazowych postanowił zainwestować również PEC Siedlce, który tę inwestycję kontynuuje mimo obecnych warunków rynkowych.
– Myślę, że ten kryzys nośników energii kiedyś się skończy i wtedy produkcja z gazu znów będzie możliwa. Musimy mieć strategię i cel, do którego konsekwentnie dążymy, aby móc przeprowadzić transformację energetyczną – podkreśliła prezes Marzena Komar, dodając, że spółka przygotowuje również projekt jednostki opalanej odpadami komunalnymi.
Fundusze na kogenerację
Swoją inwestycję PEC Siedlce prowadzi dzięki wsparciu z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Od czerwca rusza natomiast program „Kogeneracja dla Energetyki i Przemysłu”, który będzie finansowany ze środków Funduszu Modernizacyjnego – unijnego instrumentu wsparcia, którego operatorem jest NFOŚiGW.
Fundusz ten jest zasilany wpływami ze sprzedaży 2 proc. ogólnej puli uprawnień do emisji CO2. Polska może liczyć z tego źródła na ok. 10 mld euro (przy cenie 75 euro za uprawnienie do emisji CO2).
Program „Kogeneracja dla Energetyki i Przemysłu” ma budżet wynoszący 2 mld zł – po połowie na bezzwrotne i zwrotne formy dofinansowania. Jest on skierowany do podmiotów posiadających zainstalowaną moc cieplną i/lub elektryczną źródeł energii nie mniejszą niż 50 MW.
Wsparcie mogą otrzymać inwestycje dotyczące budowy lub/i przebudowy jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 10 MW, pracujących w warunkach wysokosprawnej kogeneracji. Dotyczy to produkcji energii z ciepła odpadowego, OZE, a także paliw gazowych, mieszanki gazów, gazu syntetycznego lub wodoru. Inwestycje mają zostać zrealizowane do końca 2030 r.
Podczas „XIII Konferencji Gaz i Wodór w Energetyce” Artur Michalski, wiceprezes NFOŚiGW zapowiedział również, że w trzecim kwartale tego roku jest planowane uruchomienie finansowanego z Funduszu Modernizacyjnego programu „Kogeneracja dla Ciepłownictwa” o wartości 3 mld zł.
Z niego będą mogły być realizowane podobne zadania, przy czym ten program będzie skierowany do podmiotów, które spełniają nie tylko warunek posiadanej mocy cieplnej i/lub elektrycznej minimum 50 MW. Dodatkowo będzie potrzebne także legitymowanie się 50 MW zamówionej mocy cieplnej oraz minimum 70 proc. ciepła produkowanego na potrzeby publicznej sieci ciepłowniczej.
Odnosząc się do sytuacji podmiotów, których kondycja finansowa utrudniania przeprowadzenie inwestycji związanych z transformacją energetyczną, wiceprezes Michalski informował, że obok dotacji czy pożyczek NFOŚiGW planuje również angażować się kapitałowo w przedsięwzięcia. Po ich przeprowadzeniu i wejściu instalacji w fazę eksploatacji Fundusz będzie odzyskiwał zainwestowany kapitał zbywając swoje udziały.
Zobacz też: Niemcy myślą jak zaoszczędzić gaz. Elektrownie węglowe i olejowe chwilowo wracają do łask
