Rewolucja energetyczna po naszemu

Rozwój technologii i ich wpływ na rynek energii, walka ze zmianami klimatu, rozwój energetyki odnawialnej i energoefektywność, przeobrażenia na rynku surowców wraz z ich geopolitycznymi uwarunkowaniami - to główne czynniki energetycznej rewolucji.

Dostępność energii ze źródeł odnawialnych rośnie, szybko spadają koszty jej wytworzenia, co wpływa na rynek tradycyjnej energetyki opartej na spalaniu paliw węglowodorowych. Szybko zmienia się struktura popytu na energię - trend elektromobilności może znacząco zmienić zapotrzebowanie na energię i sposoby jej dystrybucji.

Zeroenergetyczny wzrost gospodarczy przestał być futurystyczną utopią? Realizowaną ambicją rozwiniętych gospodarek jest wzrost bez zwiększania popytu na energię, co jest pochodną stosowania technik, procedur i materiałów sprzyjających energetycznej efektywności. Nowa energetyka szeroko wykorzystuje narzędzia informatyczne i pomiarowe pozwalające sterować zapotrzebowaniem na energię i racjonalnie zarządzać energetycznymi zasobami.

Zmienia się system zaopatrzenia w energię. Rośnie znaczenie energetyki obywatelskiej i rozproszonej, co wpływa na perspektywy rozwoju wielkich koncernów energetycznych i stawia nowe wymagania wobec dystrybucji.

Kraje europejskie szukają rozwiązań służących bezpieczeństwu zaopatrzenia w energię - w tych ramach wdrażają m.in. systemy rynku mocy.

Polska energetyka, ze swoją węglową specyfiką, przechodząca okres zmian strukturalnych i własnościowych, próbuje odnaleźć się w tym szybko przekształcającym się krajobrazie. Służą temu zarówno śmiałe i innowacyjne pilotaże, jak i działania mniej spektakularne, ale racjonalne, przykrawane na miarę realiów, a przynoszące efekty pożądane ze społecznego, środowiskowego i ekonomicznego punktu widzenia. Na kolejnych stronach opisujemy przykłady nowego myślenia o polskiej energii.

Polski system elektroenergetyczny będzie zmagał się z ryzykiem deficytu mocy najpewniej do 2025 r. To niebezpieczeństwo może zniwelować koncepcja Duo-Bio - pomysł na modernizację bloków 200 MW.

Bloki klasy 200 MW to najczęściej spotykany typ jednostki w polskiej energetyce. Powstało ich łącznie ponad 50, głównie w latach 60. i 70. ubiegłego wieku. Większość z nich będzie musiała w nadchodzących latach zostać wyłączona z powodu wyeksploatowania oraz niespełniania wymogów środowiskowych. W sumie - ok. 10 000 MW, przy łącznej mocy osiągalnej "dwusetek" wynoszącej ponad 12 000 MW.

Tę lukę można zasypać poprzez budowę nowych źródeł, ale zdaniem autorów koncepcji Duo-Bio ich pomysł jest tańszy, a także łatwiejszy do szybkiego wdrożenia i realizacji. Z doświadczeń dotyczących największych przedsięwzięć energetycznych ostatnich lat wynika, że proces inwestycyjny trwa średnio 10 lat. Obejmuje on zarówno prace przygotowawcze (dokumentacja, pozwolenia, przetarg na generalnego wykonawcę itp.), jak i fazę budowlaną projektu oraz przekazanie do eksploatacji. W przypadku referencyjnego bloku Duo-Bio cały proces ma zamknąć się w siedmiu latach.

Projekt badawczy był realizowany w latach 2013-16 przez Rafako, Energoprojekt-Katowice, Politechnikę Śląską pod przewodnictwem Instytutu Energetyki. Wypracowano koncepcję i projekt bazowy.

Koncepcja zakłada wprowadzenie w miejsce dwóch istniejących bloków 200 MW nowego układu nadkrytycznego. Obejmuje on dwa kotły zasilające jedną turbinę klasy 500 MW, która zastąpi dwie turbiny klasy 200 MW. Kotły te mogą być opalane różnym paliwem, np. jeden węglem, a drugi biomasą. Właśnie ta druga opcja stanowi wariant "bio" i pozwala na wykorzystanie OZE.

Taka modernizacja - dzięki wykorzystaniu istniejącej infrastruktury elektrowni - może przynieść w stosunku do budowy nowego obiektu o podobnej mocy oszczędności rzędu 15-25 proc., czyli nawet ok. 1 mld zł.

Autorzy koncepcji zapewniają też, że blok Duo-Bio pod względem parametrów technologicznych, sprawnościowych i ekologicznych będzie odpowiadał obecnie budowanym blokom nadkrytycznym.

Jednocześnie ma być bezpieczniejszy dla systemu, gdyż wyłączenie jednego kotła nie będzie skutkowało zatrzymaniem pracy całej jednostki, tak jak jest to w przypadku monobloków. Ta cecha ma mieć także przełożenie na element regulacyjności, którego znaczenie będzie rosło z uwagi na zmienne zapotrzebowanie na moc oraz coraz większe znaczenie niestabilnych źródeł energii. Chodzi tu głównie o uzależnione od warunków atmosferycznych farmy wiatrowe.

Na entuzjazm autorów koncepcji wpływa także potencjalne duże zaangażowanie w jej wprowadzenie rodzimych firm projektowych, produkcyjnych oraz wykonawczych, co zdecydowanie wpłynęłoby na koniunkturę w tym sektorze gospodarki.

Zainicjowany przez PGE i Gaz- -System projekt magazynowania energii elektrycznej w postaci gazowej otacza cisza dyskretna, ale nie złowroga. Pomysł jest realizowany.

Mowa o przedsięwzięciu Power-to- Gas (pilotażowa instalacja ma mieć 1,5 MW). Chodzi o instalację zamiany - w procesie elektrolizy - nadwyżek energii elektrycznej z wiatraków na wodór, który mógłby być tłoczony do sieci gazowej, a potem wykorzystany jako zeroemisyjny nośnik energii.

PGE i Gaz-System obwieściły start projektu w maju 2015 r., podpisując list intencyjny o przygotowaniu studium wykonalności. W 2016 r. kierowanie projektem objęła PGE Energia Odnawialna, która teraz wraz z Gaz-Systemem pracuje nad projektem.

- Magazynowanie energii elektrycznej jest jednym z głównych wyzwań, przed którym stoi sektor elektroenergetyczny. Upowszechnienie technologii z grupy Power-to-Gas stworzy w przyszłości możliwości zastosowania innowacyjnej opcji zagospodarowania nadwyżek energii elektrycznej z farm wiatrowych Grupy PGE, których łączna moc zainstalowana wynosi 529 MW. Instalacje Power-to-Gas mogą również z powodzeniem współpracować z innymi źródłami OZE - ocenia Henryk Baranowski, prezes zarządu PGE.

Studium budowy instalacji Power-to Gas jest gotowe, trwa analiza rezultatów. Wiadomo jednak, że przewiduje się budowę pilotażowej instalacji o mocy 1,5 MW zintegrowanej z należącą do PGE EO farmą wiatrową o mocy ok. 90 MW, z której energia elektryczna (wytwarzana w tzw. dolinie nocnej) może być zmagazynowana w technologii Power-to-Gas.

- Coraz częściej słychać o konieczności wydatków na nowe, kosztowne inwestycje w wysokoelastyczne źródła szczytowe oraz na rozbudowę sieci elektroenergetycznych, by umożliwić przyłączanie coraz większej ilości OZE - zauważa Aleksander Zawisza, zastępca dyrektora w pionie rozwoju Gaz-Systemu. - Zapomina się o efektywnym wykorzystaniu istniejącej infrastruktury wytwórczej czy potencjału infrastruktury gazowej, której pożytkowanie jako magazynu energii może przynieść wymierne skutki dla społeczeństwa.

Także z tego powodu Gaz-System podejmuje wysiłki na rzecz rozszerzenia działalności spółki o usługi okołoprzesyłowe związane nie tylko z gazem ziemnym, ale i możliwością magazynowania energii z OZE w postaci wodoru cząsteczkowego.

W tym roku przewiduje się uzgodnienie ostatecznego składu i zasad partnerstwa w projekcie Power-to-Gas, podziału kompetencji i zakresów odpowiedzialności za poszczególne części projektu, no i zawarcie umowy o konsorcjum. Ważna też będzie budowa optymalnej struktury finansowania. No i partnerstwo z samorządem, zainteresowanym wykorzystaniem ekologicznych paliw w transporcie.

- Dziś scenariusz zagospodarowania wodoru z instalacji Power-to-Gas przez zastosowanie w transporcie wydaje się najlepszym wariantem z punktu widzenia ekonomicznego i regulacji prawnych - wskazuje Paweł Śliwa, wiceprezes PGE ds. innowacji.

Ścieżki innowacji nie są proste, ale wodorem, jako paliwem przyszłości, biznes interesuje się coraz wyraźniej. Podczas tegorocznego Światowego Forum Ekonomicznego w Davos powołano Komitet Promocji Wodoru. Nie zrobili tego anonimowi gracze, lecz sami wielcy - m.in. Air Liquide, Alstom, Engie, Shell, Linde i Total, a także BMW, Daimler, Toyota i Honda...

Tauron Wytwarzanie zaproponował pilotażowy układ metanizacji CO2. Technologia łączy ideę magazynowania energii z jednoczesną redukcją emisji dwutlenku węgla.

Koncepcja projektu polega na przekształceniu dwutlenku węgla pochodzącego z instalacji przemysłowych na metan w reakcji z wodorem pochodzącym z elektrolizy wodnej zasilanej nadwyżką taniej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.

Produktem ubocznym tego procesu jest tlen, który może być wykorzystany dla procesów zewnętrznych - m.in. do zgazowania węgla. Koncepcja ta łączy trzy ważne źródła energii wraz z infrastrukturą - OZE, węgiel i gaz ziemny, w jeden uzupełniający się system.

Tauron podkreśla przydatność swojego rozwiązania w przypadku okresowo pojawiających się nadwyżek z trudnosterowalnych źródeł (wiatr, słońce). Pojawiające się nadwyżki energii będą wykorzystywane do produkcji wodoru, który następnie w reaktorze do metanizacji posłuży wraz z dwutlenkiem węgla - wychwyconym ze strumienia spalin kotłowych - do produkcji syntetycznego metanu.

Projekt realizuje postulat tzw. CCU, czyli wychwytu CO2 i - zamiast transportu i składowania - jego utylizacji, czyli przetworzenia na produkt. Wyprodukowany SNG (syntetyczny gaz ziemny) może być zatłaczany do istniejącej sieci gazu ziemnego w celu wykorzystania go w godzinach szczytu do produkcji energii np. w turbinie gazowej. Wdrożenie tej technologii przyczyniłoby się więc do zwiększenia zdolności magazynowania energii w postaci metanu przy jednoczesnym wykorzystaniu CO2 do celów gospodarczych.

Projekt, jak informuje Tauron, nie jest inwestycją nastawioną na przynoszenie korzyści bezpośrednio po rozpoczęciu eksploatacji wytworzonego obiektu. To "praca badawcza" nakierowana na sprawdzenie innowacyjnej technologii. Dopiero pozytywny wynik - w tym również co do komercyjnego zastosowania - może być podstawą do dalszych działań.

W aspekcie ściśle technicznym projekt CO2-SNG ma na celu opracowanie zaawansowanego reaktora metanizacji oraz instalacji do wytwarzania metanu z CO2 i wodoru, o wysokiej sprawności przetwarzania i wysokiej elastyczności pracy, dostosowanej do magazynowania okresowych nadwyżek energii w postaci syntetycznego metanu. Instalacja CO2-SNG w skali pilotowej zostanie zaprojektowana i zbudowana w jednej z elektrowni Tauron Wytwarzanie.

Projekt, prowadzony w ramach KIC InnoEnergy, wykorzystuje kompetencje kilku podmiotów. Technologia dla reaktora metanizacji pochodzi od francuskich partnerów projektu - tj. CEA i Atmostat. Za dobór katalizatora do metanizacji odpowiada Akademia Górniczo-Hutnicza. West Technology & Trading Polska odpowiada za projekt integracji reaktora metanizacji i urządzeń pomocniczych, dokumentację do zakupu tych urządzeń, natomiast Rafako wykona projekt wykonawczy integracji reaktora z pozostałymi urządzeniami. Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla przygotuje instalację pilotową do usuwania CO2 ze spalin do współpracy z instalacją do metanizacji. Firma Exergon będzie także odpowiedzialna za ocenę ekonomiczną i plan komercjalizacji wyników przedsięwzięcia.

Oskar Filipowicz, Tomasz Elżbieciak, Ireneusz Chojnacki

Więcej informacji w portalu "Wirtualny Nowy Przemysł"

Polecamy: PIT 2016