Optymalne kierunki rozwoju

Z Waldemarem Szulcem, Wiceprezesem Zarządu PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna Spółka Akcyjna rozmawia Jacek Świdziński

Panie Prezesie, PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA Oddział Elektrownia „Bełchatów” realizuje projekt budowy nowego bloku 858 MW z CCS czy jednak bez?

PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA realizuje w lokalizacji Oddziału Elektrownia „Bełchatów” budowę nowego bloku 858 MW, który aktualnie znajduje się w fazie uruchomienia. Z końcem października 2010 r. blok 858 uzyskał status „capture ready”, co oznacza, że jest gotowy do montażu instalacji CCS, która obejmuje trzy komponenty, tj. wychwytywanie dwutlenku węgla w opcji „post combustion” z zastosowaniem technologii aminowej, transport rurociągiem sprężonego dwutlenku węgla i jego składowanie w strukturach geologicznych. Planowana instalacja ma charakteryzować się zdolnością wychwytywania dwutlenek węgla z ok. 1/3 całkowitego strumienia spalin pochodzących z procesu spalania węgla brunatnego, co oznacza, że ekwiwalentny poziom mocy instalacji CCS wyniesie 260 MW.

Realizowana w Elektrowni „Bełchatów” inwestycja ma charakter rozwojowy, której celem jest zademonstrowanie nowatorskiej technologii. Wiąże się to z ryzykiem w wielu obszarach, w tym z ryzykiem technicznym wynikającym ze skalowania tego typu instalacji wychwytywania z poziomu pilotażowego do wielkości o znaczeniu przemysłowym. Referencje dla tego typu instalacji pochodzą z sektora petrochemicznego i mają znaleźć zastosowanie w energetyce dla wychwytywania CO2. Realizacja instalacji wychwytywania wiąże się również ze spadkiem sprawności bloku 858 MW, wynikającym z dodatkowych poborów pary na potrzeby instalacji.

Ponadto, istnieje znaczne ryzyko nieuzyskania akceptacji społeczności i władz lokalnych dla idei podziemnego składowania dwutlenku węgla w strukturach geologicznych, w przewidzianej opcji „on shore”, a także dla budowy rurociągu do przesyłu sprężonego dwutlenku węgla.

Trudność stanowi również aktualny brak stosownego otoczenia regulacyjnego umożliwiającego pełną realizację projektu, w szczególności związanego z implementacją dyrektywy w sprawie geologicznego składowania do polskiego porządku prawnego.

Istotne ryzyko to również możliwość nie uzyskania optymalnego poziomu wsparcia finansowego ze środków publicznych w fazie inwestycyjnej i eksploatacyjnej projektu.

Organizacyjnie projekt CCS realizowany jest w oparciu o najlepsze praktyki w ramach dostępnych metod zarządzania projektami. Jednak pamiętać należy, że – pomimo wielu trudnych aspektów – projekt i jego realizacja stanowią o udziale Polski w przedsięwzięciach, które zgodnie z polityką środowiskową i klimatyczną UE, po ich upowszechnieniu, przyczynią się do redukcji emisji gazów cieplarnianych i tworzyć będą istotny instrument w walce ze zmianami klimatycznymi, w szczególności, jeżeli paliwa kopalne, w tym węgiel, mają na długo pozostać strategicznym nośnikiem energii pierwotnej.

Jakie są Wasze oczekiwania wobec Brukseli w sprawie rokowań dla CO2?

Polska od 13 grudnia 2002 r. jest stroną Protokołu z Kioto do ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu. Nasz kraj zobowiązał się do zredukowania emisji gazów cieplarnianych o 6 proc. w pierwszym okresie, tj. w latach 2008-2012 – w odniesieniu do roku bazowego 1988, dla emisji trzech podstawowych gazów: dwutlenku węgla, metanu i podtlenku azotu. Cel redukcji o 6 proc. w pierwszym okresie zobowiązań zostanie przez Polskę osiągnięty z nadwyżką, ponieważ krajowa emisja gazów cieplarnianych została zredukowana od roku 1988 do 2007 o 29 proc.

Przyjęty w grudniu 2008 r. pakiet energetyczno-klimatyczny nakłada na państwa członkowskie, w tym Polskę, kolejne zobowiązania redukcji emisji dwutlenku węgla o 20 proc. do roku 2020, w stosunku do roku 2005 – przyjętego jako rok bazowy dla sektora objętego ETS (Europejski System Handlu Uprawnieniami do Emisji). Jest to kolejne poważne wyzwanie dla Polski zważywszy, że polski sektor wytwórczy ciepła i energii elektrycznej opiera się głównie na węglu. Wdrażane, zgodnie z przyjętą w UE polityką rozdziału uprawnień do emisji dwutlenku węgla, ograniczenia w zakresie przydziału darmowych uprawnień do emisji CO2, prowadzące przy uwzględnieniu ewentualnych derogacji dla polskich elektrowni na lata 2013-2020, do pełnego aukcjoningu począwszy od roku 2020, stwarzają zagrożenie dla rentowności inwestycji opartych na technologii węglowej, w związku ze wzrostem kosztu CO2. Dlatego istotne jest, aby w aktualnie opracowywanej przez KE mapie drogowej dla energetyki do 2050 r., znalazły się inicjatywy wsparcia w zakresie regulacji oraz instrumentów finansowych, które pozwolą na dalszy rozwój czystych technologii węglowych, w tym CCS. Ważne, aby instrumenty wsparcia finansowego dla nowoczesnych technologii energetycznych, w tym niskoemisyjnych technologii węglowych, obok rozwoju technologii pozyskiwania gazu łupkowego oraz innowacyjnej energetyki odnawialnej, znalazły swoje odzwierciedlanie w opracowywanej aktualnie przez KE propozycji budżetu UE na lata 2013-2020. Ramy czasowe implementacji nowoczesnych technologii energetycznych powinny być spójne z harmonogramami wdrażania programów wsparcia finansowego oraz niezbędnych dla tej implementacji nowych regulacji prawnych.

W Elektrowni „Turów” również planujecie nowe inwestycje; czy to oznacza przyszłość energetyki opartej na węglu brunatnym?

W Elektrowni „Turów”, ze względu na wyeksploatowaną infrastrukturę części bloków oraz zaostrzające się kryteria w zakresie emisyjności, przeprowadzono analizy efektywności ekonomicznej ponoszenia nakładów inwestycyjnych w celu dostosowania tych jednostek do pracy z zaostrzonymi limitami emisyjnymi. Ze względu na brak opłacalności tych inwestycji podjęto decyzję o wycofaniu z eksploatacji trzech bloków. Proces ten rozpoczął się w 2010 r. i zostanie zakończony w roku 2013. W związku z powyższym zainicjowano działania mające na celu odbudowanie części wycofywanych z systemu mocy wytwórczych w Elektrowni „Turów”, w efekcie których rozwinięto projekt budowy nowego bloku energetycznego, który zrekompensuje ubytek mocy z tytułu wycofywanych z eksploatacji bloków. Parametry nowego bloku były przedmiotem wnikliwych analiz, w tym w szczególności posiadanych zasobów węgla w pobliskiej Kopalni Węgla Brunatnego „Turów”, celem optymalnego i zrównoważonego wykorzystania potencjału produkcyjnego kompleksu energetycznego w Turowie. Nowy blok będzie dysponował mocą na poziomie 450 MW ze sprawnością netto min. 41,5 proc.

„Dolna Odra” – gazowa, biomasowa i bezwęglowa? Jaką rolę przeznacza PGE GiEK SA dla tej najdalej wysuniętej na północ elektrowni systemowej?

Obecnie w Oddziale „Dolna Odra” prowadzone są prace o charakterze koncepcyjnym mające na celu wypracowanie optymalnej ścieżki dalszego rozwoju tej elektrowni systemowej. Prace te uwzględniają istniejący stan infrastruktury, potrzebę spełnienia przyszłych wymagań w zakresie aspektów środowiskowych oraz dalsze strategiczne kierunki rozwoju sektora elektroenergetycznego uwzględniające strategię naszej spółki. Istotnym elementem prac koncepcyjnych są analizy opłacalności, które wskażą optymalne kierunki rozwoju. W bieżącym roku planuje się przygotowanie rekomendacji dla wybranego, optymalnego wariantu rozwoju elektrowni i uzyskanie stosownych zgód korporacyjnych. Bardzo prawdopodobnym wariantem realizacyjnym jest dywersyfikacja produkcji energii z różnych źródeł. Stare źródła będą stopniowo wyłączane z eksploatacji. Dla części z nich przeprowadzone zostaną zabiegi rewitalizacyjne połączone z zabudową instalacji proekologicznych, a ubytek mocy z odstawianych obiektów będzie kompensowany nowymi jednostkami zasilanymi biomasą lub gazem systemowym.

Rozpoczął się proces inwestycyjny nowych bloków w Elektrowni „Opole”. Jakie to będą bloki? Jakich kolejnych dużych inwestycji w energetyce konwencjonalnej możemy spodziewać się w najbliższych latach?

Bloki 5. i 6. w PGE Elektrownia „Opole” SA będą blokami o mocy 800-900 MW każdy. Będą to bloki na parametry nadkrytyczne, z kotłem pyłowym, opalane węglem kamiennym o sprawności netto ok. 46 proc. Zostaną one wyposażone w układ wysokosprawnych elektrofiltrów oraz instalacje odsiarczania spalin. Dodatkowo zostaną one wybudowane w formule CCS-Ready (gotowe do rozbudowy o instalację wychwytywania dwutlenku węgla). Bloki te spełniać będą wymagania Dyrektywy IED.

Oprócz wspomnianych powyżej inwestycji należy wspomnieć o innych projektach znajdujących się w zaawansowanym stadium realizacji, tj. budowa kotła parowego opalanego biomasą o mocy 61 MWe, 183 MWt w Oddziale Dolna Odra (Szczecin) oraz budowa bloków gazowo-parowych (kogeneracyjnych) o mocy ok. 240 MWe i 170 MWt w Oddziałach „Dolna Odra” (Pomorzany), ZEC „Bydgoszcz” i EC „Gorzów”.

We wszystkich Oddziałach Spółki prowadzone są szczegółowe analizy stanu technicznego źródeł wytwarzania w aspekcie możliwości dalszej eksploatacji tych źródeł w zgodzie z obowiązującymi przepisami – głównie dyrektywą IED. Powyższa analiza będzie źródłem dla przygotowania spójnej strategii utrzymania i wzrostu potencjału wytwórczego PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA w najbliższych latach.

PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna to oprócz węgla brunatnego i elektrowni również elektrociepłownie. W chwili obecnej stanowią one sześć oddziałów. Czy planujecie Państwo poszerzać ten obszar działalności?

Zainteresowanie i aktywność spółki w tym obszarze jest znaczna, głównie w aspekcie możliwości pozyskiwania źródeł ciepła wraz z rynkiem ciepła, tzn. systemów ciepłowniczych przyłączonych do elektrociepłowni. Z jednej strony pozwala to na zwiększenie łańcucha wartości dla spółki, a z drugiej, w wyniku połączenia i optymalizacji elektrociepłowni z siecią ciepłowniczą jesteśmy w stanie oferować odbiorcom ciepło systemowe po konkurencyjnych cenach. Ponadto obiekty kogeneracyjne charakteryzują się lepszym wykorzystaniem paliwa w stosunku do rozdzielonego wytwarzania ciepła i prądu, przez co jest to działanie spójne z celami indykatywnymi naszego kraju i powinno być wspierane przez podmioty działające w branży elektroenergetycznej.

W ostatnim czasie PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA dokonała zakupu większościowego pakietu udziałów w przedsiębiorstwie PEC w Zgierzu, gdzie wspólnie z miastem Zgierz planujemy rozwój sieci i nowe przyłączenia.

Obecnie w ramach akwizycji zaawansowane są dwa duże projekty kogeneracyjne o mocy cieplnej ok. 600 MW i 400 MW, których losy rozstrzygną się w ciągu najbliższego roku oraz kilka pomniejszych, których realizacja może nastąpić w ciągu najbliższych trzech lat.

Biomasa jako paliwo – większość energetyków nie lubi tego paliwa, niektórzy wskazują, że nie tędy droga. Jak to wygląda w PGE GiEK SA?

W 2010 r. w linii biznesowej Energetyka Konwencjonalna spalono łącznie ponad 500 tys. ton biomasy pochodzenia rolniczego i leśnego. W wyniku jej przetworzenia wyprodukowaliśmy prawie 700 tys. MWh energii elektrycznej z OZE. W naszych Oddziałach, gdzie istnieją już instalacje umożliwiające podawanie i spalanie biomasy, wykorzystujemy jej różne rodzaje, tj. zrębki leśne oraz z wierzby energetycznej, brykiety drzewne, brykiety lub pellety ze słomy czy z ligninocelulozy pohydrolitycznej. Spalamy również pellety z chmielu, trocin, z łuski słonecznika i wiele, wiele innych.

Najwięcej biomasy wykorzystaliśmy do produkcji energii w czterech elektrowniach zawodowych („Bełchatów”, „Opole”, „Turów” oraz „Dolna Odra”), z czego pod względem ilościowym przoduje Elektrownia „Opole”, która jednak ustępuje palmy pierwszeństwa elektrowni „Bełchatów” pod względem liczby wytworzonych MWh w OZE.

Obecnie w Oddziałach naszej spółki trwają prace montażowe nad budową nowych lub rozbudową już istniejących linii, bądź prace koncepcyjne nad uruchomieniem nowych linii do przygotowywania oraz podawania biomasy do kotłów, zarówno w wersji bezpośredniej – z pominięciem młynów węglowych, jak i w opcji z podawaniem biomasy do głównego strumienia paliwa podstawowego.

Tegoroczną, sztandarową inwestycją będzie przekazanie przed końcem roku do eksploatacji w Oddziale „Dolna Odra” (Szczecin) nowego kotła ze złożem fluidalnym, opalanego wyłącznie biomasą o mocy 183 MWt, gdzie roczne zapotrzebowanie na biopaliwo wyniesie 700 tys. ton.

W celu zoptymalizowania kierunków i działań podejmowanych przez wszystkie Oddziały w naszej spółce we współpracy z Instytutem Energetyki – Zakładem Procesów Cieplnych w Warszawie uruchomiliśmy projekt pn. „Program techniczny wzrostu produkcji energii z biomasy w Spółkach Grupy Kapitałowej PGE do min. 4 TWh/a w 2012 r. wraz z modelem logistyki zapewniającym realizację programu”. Opracowanie instytutu po wielowątkowej dyskusji wewnątrz Grupy posłuży do wyznaczenia kolejnych celów biomasowych i wdrożenie ich dla osiągnięcia założonego celu.

Wszystkie polskie elektrownie i prawie wszystkie elektrociepłownie posiadają instalacje już IOS. Przychodzi pora na NOx. Jak radzicie sobie Państwo z tym wyzwaniem w swoich Oddziałach?

Nasze elektrownie i elektrociepłownie wypełniają obecnie obowiązujące wymogi emisyjne zawarte w pozwoleniach zintegrowanych. Jednakże biorąc pod uwagę zaostrzone wymagania emisyjne Dyrektywy 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola – IED), nad zagadnieniem redukcji emisji NOx z naszych elektrowni i elektrociepłowni pracujemy już od dawna. Zmodernizowane bloki nr 3 i 4 w Elektrowni „Bełchatów” już spełniają wymagania Dyrektywy IED w zakresie emisji NOx, wykorzystując pierwotne metody odazotowania, a w PGE Elektrowni „Opole” SA z powodzeniem zrealizowano modernizację bloku nr 3 pod kątem redukcji emisji NOx z zastosowaniem metod wtórnych niekatalitycznych. W ramach prac nad ograniczeniem emisji zanieczyszczeń opracowujemy szeroki program dostosowania naszych Oddziałów do wymogów Dyrektywy IED. Aktualnie w programie trwają prace analityczne, których efektem będą konkretne projekty inwestycyjne dostosowujące poszczególne Oddziały naszej spółki do zaostrzonych wymagań środowiskowych.

A jaka jest przyszłość Waszych elektrowni i elektrociepłowni? Co z produkcją energii po wyczerpaniu obecnie eksploatowanych złóż węgla brunatnego?

W czerwcu 2010 r. Kopalnia Węgla Brunatnego „Bełchatów” uzyskała koncesję na rozpoznanie złoża „Złoczew”. Złoże to będące złożem satelitarnym obecnie eksploatowanego złoża „Bełchatów”, dysponuje ponad 400 mln ton wysokokalorycznego węgla. Badanie złoża zostanie zakończone w 2014 r. i wówczas możliwe będzie precyzyjne określenie dalszych prac przygotowawczych pozwalających na przedłużenie produkcji energii w bełchatowskim zagłębiu energetycznym.

Po zakończeniu eksploatacji bełchatowskiego złoża i zagospodarowaniu wyrobisk górniczych w kierunku wodnym na terenie dziś funkcjonującej KWB „Bełchatów” powstanie doskonałe miejsce do rozwoju energetyki jądrowej. O czym już dziś mówią zarówno władze GK PGE, jak również przedstawiciele samorządów lokalnych, terenów, których bezpośrednio będzie dotyczyła ta ewentualna inwestycja. Wierzymy, że w przyszłości region ten będzie nadal rozwijał się jako zagłębie energetyczne, lecz bazujące na paliwie jądrowym.

A na dzień dzisiejszy nasza spółka uczestniczy we wstępnych pracach rozpoznawczych złóż „Legnica” i „Gubin”. W złożach tych zalega odpowiednio 14 i 4 mld ton węgla. Wielkość zasobów może zagwarantować produkcję energii z węgla brunatnego przez kolejne wiele dziesięcioleci i ugruntować pozycję GK PGE jako jednego z liderów na polskim i unijnym rynku energetycznym.

Dziękuję za interesującą rozmowę.