3. Technologie zeroemisyjne.

Transkrypt

1 Wytwarzanie energii elektrycznej uwarunkowania emisji CO2 Autor: dr inŝ. Piotr Stawski - Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. ( Energetyka nr 12/2008) 1. Wstęp W marcu 2007 r. na szczycie Rady Europejskiej uzgodniono podstawowe cele strategiczne polityki energetycznej, tzw. cele 3 x 20. Cele te to: zmniejszenie emisji CO 2 o 20%, zwiększenie udziału energii ze źródeł odnawialnych do 20%, zwiększenie efektywności energetycznej o 20% do 2020 roku. Osiągnięcie przez Polskę dwóch pierwszych celów jest na tym poziomie nie jest praktycznie moŝliwe. Próba osiągnięcia tak wysokich pułapów obniŝenia emisji CO2 moŝe stanowić duŝe obciąŝenie dla całej polskiej gospodarki. Wymagania Komisji Europejskiej są w stosunku do energetyki polskiej relatywnie jedne z największych z uwagi na monokulturę węglową przemysłu wytwórczego w Polsce - około 96% generacji energii w oparciu o węgiel. Problem dotyczy jednak całej Unii Europejskiej - paliwa kopalne mają szczególne znaczenie w produkcji energii elektrycznej. Obecnie ponad 50 % energii elektrycznej w UE wytwarza się z paliw kopalnych, głównie węgla i gazu ziemnego. Oczekuje się, Ŝe przynajmniej do 2050 r. wzrost całkowitej produkcji energii będzie dalej w znacznym stopniu zaspokajany przez paliwa kopalne. Wymagać to będzie między innymi modernizacji istniejących elektrowni oraz budowy nowych bloków o wysokiej sprawności, w tym równieŝ w technologiach zeroemisyjnych, tj. z wychwytem i sekwestracją CO 2. Technologie, które mają się przyczynić się do osiągnięcia celów wyznaczonych na 2020 rok, są juŝ dostępne albo właśnie znajdują się w ostatecznej fazie opracowywania, jednakŝe pozostają wciąŝ drogimi rozwiązaniami[1,4]. Z pewnością wpłynie to na wzrost cen energii elektrycznej. Wzrost cen za energię elektryczna moŝe być bardzo dynamiczny w przypadku konieczności zakupu przez elektrownie praw do emisji CO 2 na wolnym rynku od roku Zostało to zapowiedziane przez Komisję Europejską. W chwili obecnej (listopad 2008) trwa uzgadnianie finalnych procedur dla Polski. W pracy przedstawiono symulacje warunków opłacalności inwestycji budowy nowych elektrowni w sytuacji obciąŝeń kosztami realizacji pakietu klimatycznego na przykładzie nowego bloku 460 MW na węgiel brunatny.. 2. Analiza otoczenia i uwarunkowań rynkowych Jednym z najistotniejszych czynników, które mogą mieć znaczący wpływ na wolumen produkcji elektrowni są zagadnienia związane z emisją zanieczyszczeń. Elektrownie starsze, o względnie niskiej sprawności, bez uzyskania limitów na emisję CO 2 wolną od opłat lub po cenach zakupu mniejszych od ceny rynkowej, nie będą konkurencyjne na rynku energii. W Polsce obecnie równieŝ część jednostek wytwórczych nie spełnia wymaganych limitów w zakresie emisji SOx i NOx na akceptowanym poziomie, tj. poniŝej limitów 200mg/Nm 3. Niezbędne działania dostosowawcze (lub ich brak) wpłyną negatywnie na cenę energii elektrycznej. Polska uzyskała na lata limity średniorocznej emisji na poziomie 208,5 milionów Mg [5,6]. Szacuje się, Ŝe w sektorze energetycznym limity są mniejsze o 11% w

2 stosunku do rzeczywistej emisji. Oznacza to juŝ bardzo trudną sytuację dla całej energetyki. Rząd Polski stara się z zwiększenie tych limitów i wynegocjowanie okresów przejściowych przy dochodzeniu do pełnego udziału w obrocie pozwoleniami na emisję. Praktycznie naleŝy liczyć się z powaŝnymi ograniczeniami produkcji z jednostek przestarzałych. W sytuacji zakupu na wolnym rynku europejskich praw do emisji dwutlenku węgla (EUA - European Emissions Allowance) dla całego wolumenu emisji rzędu 170 milionów Mg CO 2 rocznie, przy niedawnej cenie rzędu 25 /Mg CO 2, wyniósł by około 4,25 mld euro (170 milionów Mg x 25 /Mg), Poziom cen moŝe być znacznie wyŝszy. Komisja Europejska szacuje, Ŝe cena średnia za toną emisji C02 moŝe wzrosnąć do ok euro w 2020 r., Niektóre prognozy mówią o cenie nawet /Mg CO 2 do roku Na dzień dzisiejszy, w obliczy sygnałów recesji na rynku, ceny EUA spadły poniŝej 20 /Mg, do około 16 /Mg w połowie grudnia Zakupu pozwoleń na emisję nawet dla znacznie mniejszego wolumenu CO 2 moŝe radykalnie zwiększyć cenę produkowanej energii przez elektrownie, zwiększając koszty jej produkcji. DuŜy wzrost cen energii, spowodowany m.in. rosnącymi kosztami emisji CO 2, będzie trudny do zaakceptowania ze względów gospodarczych i społecznych. Ograniczenie uprawnień pogorszy sytuację sektora energetycznego, gdyŝ ograniczy zdolność spółek energetycznych do finansowania modernizacji i nowych inwestycji i w efekcie obniŝy wartość spółek energetycznych. W ciągu najbliŝszych kilku lat wytwórcy muszą podjąć wyzwanie przebudowy technologicznej instalacji wytwórczych dla spełnienia wymogów ekologicznych, określonych prawem wspólnotowym. Ocena rozwoju sytuacji po roku 2012 jest w tej chwili bardzo trudna. Wydaje się, Ŝe zostanie uruchomiony rynek obrotu pozwoleniami na emisje. Prawdopodobne jest uzyskanie przez Polskę procedur przejściowych, np. stopniowanie okresu dochodzenia do pełnego udziału w rynku pozwoleń i ewentualnie tzw. derogacje imienne. Ustalenia poczynione na szczycie klimatycznym UE w Brukseli w grudniu 2008 juŝ to przesądziły z duŝą korzyścią dla Polski wprowadzenie pełnego rynku emisji CO 2 zostało odsunięte do Dodatkowo by ograniczyć ryzyko znacznego wzrostu cen jednostek EUA, Polska proponowała wprowadzenie dolnego i górnego pułapu cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Widełki mają zapewnić zabezpieczenie przed nieprzewidywalnymi kosztami pakietu klimatycznego. 3. Technologie zeroemisyjne. Pomysłem na zmniejszenie emisji jest wychwytywanie i sekwestracja CO 2 czyli usuwanie dwutlenku węgla w procesie konwersji paliwa, np. ze spalin i magazynowanie go w wyrobiskach pokopalnianych, itp. Jednym z kluczowych problemów jest bardzo duŝy wolumen ciekłego CO 2, który powinien być wpompowany pod ziemię. O skali problemu moŝe świadczyć przybliŝone przeliczenie: jeŝeli produkcja 1 MWh energii elektrycznej wiąŝe się z koniecznością wychwycenia 1,1 tony CO 2, a roczna produkcja wynosi ok. 160 TWh, to naleŝy zagospodarować ok. 176 milionów ton CO 2 rocznie(!). Budzi to oczywiście obawy, nie tylko ekologów. Szacunkowy koszt sekwestracji 1 tony CO 2 zawiera się w granicach (15 75) USD/t CO 2. MoŜna ominąć sekwestrację i kupować uprawnienia do emisji od tych, którzy mają przyznane wysokie limity i sami ograniczyli emisję. Cena uprawnienia do emisji 1 tony obecnie waha się od 15 do 20 USD. Wszystko to wpłynie na ceny energii elektrycznej. DuŜą zmienność parametrów ceny energii powoduje, Ŝe projekcje cen energii w dłuŝszym horyzoncie czasowym, np. do roku 2020 i więcej, są mało wiarygodne, szczególnie, jeŝeli uwzględni się zalecenia Komisji Europejskiej zgodnie z którymi wszystkie elektrownie budowane po roku 2020 muszą mieć instalacje wychwytywania dwutlenku węgla.

3 W przypadku technologii CCS intensywne prace prowadzi się w obszarze technologii ze zgazowaniem węgla (IGCC - Integrated Gasification Combined Cycle) oraz spalaniem węgla w tlenie (Oxyfuel lub O 2 /CO 2 ). PowaŜną wadą technologii CCS jest znaczne obniŝenie sprawności elektrowni w stosunku do elektrowni z emisją do atmosfery. Wartości procentowe obniŝenia sprawności osiągają poziom 10 14%. ObniŜenie sprawności konwersji energii w przypadku zastosowania technologii CCS moŝe znacząco wpłynąć na poziom kosztów energii u odbiorcy. W przypadku polskiej gospodarki moŝe to być trudno akceptowalne. Technologie CCS mają zastosowanie zarówno dla węgla kamiennego jak i brunatnego. W Europie do leaderów w tej dziedzinie naleŝą RWE i Vattenfall. Polska posiada bogate, dobrze udokumentowane i jeszcze nie eksploatowane złoŝa węgla brunatnego, np. w okolicach Legnicy czy teŝ Gubina. Pomimo, Ŝe na dzisiaj rząd wybrał opcję rozwoju energetyki nuklearnej deklarując budowę dwóch elektrowni jądrowych z rozpoczęciem eksploatacji około roku 2025, złoŝa te mogą zostać udostępnione w przyszłości. Jednym z warunków niezbędnych do ich uruchomienia jest zastosowanie wysokosprawnych technologii, w tym technologii CCS. Unia Europejska przez najbliŝsze 20 lat będzie promować i wspierać wdraŝanie konkurencyjnych technologii związanych z zerową emisją CO 2 w elektrowniach. Polityka ta znajduje odzwierciedlenie zarówno w deklaracjach, odpowiednich zapisach prawnych jak i w udostępnianiu środków na prace badawcze i wdroŝeniowe. Technologie CCS (CO 2 Capture and Storage) są obecnie na etapie badań i instalacji pilotowych. W horyzoncie do roku 2020 oczekuje się wzrostu sprawności nowych bloków energetycznych do 50%. W tym celu wspierane będą technologie produkcji kotłów na nadkrytyczną temperaturę pary 700 o C i ciśnienie pary do 350 bar. Dalszy horyzont dotyczy budowy elektrowni z technologią IGCC uwzględniającą wychwytywanie CO 2, jego transport i składowanie w złoŝu. Pierwsza elektrownia pilotowa zlokalizowana w Nadrenii zostanie uruchomiona w 2014 roku łącznie z transportem i składowaniem CO 2 w pobliŝu Morza Północnego. Polska z uwagi na uwarunkowania strukturę produkcji energii i zasoby węglowe powinna być głęboko zainteresowana uczestnictwem w programach badawczych dotyczących zagadnień technologii CCS oraz ewentualną realizacją programów pilotowych. Realizacja projektów pilotowych daje sprawdzoną wiedzę o parametrach techniczno-ekonomicznych technologii oraz umoŝliwia projekcję ewentualnych późniejszych realizacji. WaŜne jest to z punktu widzenia strategii rozwoju polskiej energetyki, w tym sektora wytwarzania opartego na węglu. W Ministerstwie Gospodarki przygotowywany jest projekt "Czysty węgiel w elektroenergetyce", który będzie m.in. określał zakres działań w celu wprowadzenia technologii CCS w Polsce. Zostały zgłoszone cztery projekty obiektów demonstracyjnych CCS. Dwa z tych bloków są to nowe jednostki w elektrowni Bełchatów: - blok 858 MW z usuwaniem dwutlenku węgla oraz blok 950 MW w technologii IGCC z usuwaniem dwutlenku węgla w elektrowni Bełchatów, opalany docelowo węglem kamiennym [6]. Z uwagi na rosnące zapotrzebowanie na energię polskiej gospodarki oraz znaczy stopień zuŝycia większości starszych bloków w krajowych elektrowniach, wydaje się, Ŝe w scenariuszach rozwoju sektora wytwórczego będzie moŝna znaleźć miejsce dla nowej duŝej elektrowni na węglu brunatnym w technologii niskoemisyjnej lub CCS. Przy planowaniu takiej elektrowni, na dzień dzisiejszy występuje duŝe ryzyko wyboru technologii. Stąd teŝ potrzeba dalszych badań i analiz jest bardzo aktualna.

4 4. Emisja CO2 a cena energii elektrycznej - blok 460 MW na węgiel brunatny ZagroŜenia dla rentowności elektrowni z tytułu rosnących kosztów emisji CO 2 przeanalizowano na przykładzie budowy bloku o mocy 460 MW na węgiel brunatny [2,3]. Podobny blok został zsynchronizowany z krajowym systemem energetycznym w ubiegłym roku. Na dzień dzisiejszy jest blok nowoczesny, pomimo to z perspektywy roku 2020 jego parametry eksploatacyjne nie będą najwyŝsze. Przewiduje się, Ŝe rozwój technologii pozwoli na osiąganie sprawności na poziomie powyŝej 50% dla elektrowni węglowych bez wychwytu CO 2. Dla celów symulacji przyjęto sprawność energetyczną brutto 44% i netto 41%, roczny czas wykorzystania mocy zainstalowanej wyniesie 6800 godzin przy rocznej produkcji energii elektrycznej na poziomie 3,18 TWh. Dla celów przykładowej projekcji finansowych przyjęto jako bazowy koszt jednostkowy inwestycji na poziomie 1000 /kw, rozkład kredytu 50% bank i 50% kredyt własny z oprocentowaniem 6% i 11% odpowiednio, stopy procentowe, 15 lat spłaty kredytu. Przyjęto kaloryczność węgla na poziomie 8065 kj/kg. Jest to poniŝej średniej wartości opałowej. Wskaźnik obciąŝenia (load factor) na poziomie 75,9%. Podstawowe koszty jednostkowe średnioroczne dla całego okresu eksploatacji (28 lat) dla takiego projektu przedstawiono w tabeli 1 Tabela 1. Wybrane parametry kosztów jednostkowych dla bloku 460 MW Udział w kosztach % Udział w cenie % Koszty jednostkowe netto /MW zł/mwh Koszty wytwarzania stałe 8,08 29,09 27,36 17,57 Koszty wytwarzania zmienne 17,58 63,27 59,50 38,21 Koszty wytwarzania razem 25,66 92,36 86,85 55,77 Koszty działalności 7,42 26,72 25,12 16,13 Koszty razem 29,54 106,34 100,00 64,22 Cena średnia energii 46,00 165,6 Wykres przepływów pienięŝnych przy załoŝonej cenie sprzedaŝy energii przedstawiono na rysunku s Wartość NPV [ '000] t a r t Nr roku eksploatacji Rys.1. Przepływy finansowe przy przyjętych załoŝeniach kosztowych.

5 Z wykresu na rysunku 1 wynika, Ŝe przy przyjętych parametrach kosztowych i cenie za energię elektryczną na poziomie 46 /MWh (165 zł), zwrot z inwestycji następuje po około 20 latach od rozpoczęcia produkcji. Z przebiegów wskaźnika przepływów pienięŝnych na rysunku 2 wynika, Ŝe przy cena ok. 52 /MWh (187,2 zł; 3,6 zł/ ) zapewnia szybką rentowność, spłatę po ok. 15 latach od rozpoczęcia inwestycji liczonego od okresu wstępnego NPV w zaleŝności od ceny energii /MWh (165,6zł) 49 /MWh (176,4 zł) 52 /MWh (187,2zł) Rys.2. ZaleŜność wskaźnika przepływów finansowych w zaleŝności od ceny energii sprzedanej Wyliczony wskaźnik emisji wynosi w tym przypadku 0,947 Mg CO 2 /MWh. Przy produkcji energii średnio na poziomie 3,3 milionów MWh rocznie brutto, daje to emisję na poziomie 3,132 miliony ton. NaleŜy podkreślić, Ŝe w przypadku zaistnienia sytuacji konieczności zakupu praw do emisji dla całego wolumenu emisji CO 2, nawet nieznaczne obniŝenie wskaźnika emisji moŝe mieć kluczowe znaczenia dla rentowności elektrowni. W przypadku zakupu praw do emisji 50% wolumenu CO 2 po cenie 20 /Mg, cena minimalna wynosi około 203 zł/mwh (56,4 /MWh). W przypadku zakupu praw do całego wolumenu emisji minimalna cena energii wyniesie juŝ 241 zł/mw (67 /MW). Minimalny wzrost ceny energii w funkcji wolumenu zakupionych praw do emisji CO 2 przedstawiono na rysunku 3, przy cenie referencyjnej EUA 20 /MW.

6 Minimalna cena cenergii elektrycznej zł/mwh zł/mwh Wolumen emisji 0% 50% 100% Rys.3. ZaleŜność wskaźnika przepływów finansowych w zaleŝności od ceny energii sprzedanej Symulacje zmian minimalnej ceny energii elektrycznej w funkcji ceny jednostek pozwolenia na emisję przedstawiono na rysunku 4. Ilustrację tą wykonano przy załoŝeniu zakupu praw do całego wolumenu emisji CO cena energii zł/mwh Rys.4. Rys.3. ZaleŜność minimalnej ceny energii elektrycznej w zaleŝności od ceny jednostkowych kosztów pozwoleń na emisję CO 2 /MW. 5. Wnioski Polityka klimatyczna Unii Europejskiej jest powaŝnym wyzwaniem dla Polski. Realizacja tej polityki zgodnie z obowiązującymi zaleceniami i zapowiadanymi obostrzeniami stanowić będzie znaczne obciąŝenie polskiej gospodarki. Wymagania pakietu klimatycznego kumulują się z potrzebami inwestycyjnymi sektora energetycznego, co dodatkowo wzmacnia dynamikę wzrostu prognozowanych cen energii elektrycznej w nadchodzącej dekadzie. Klasyczne elektrownie oparte na węglu kamiennym lub brunatnym mogą być obciąŝone duŝymi kosztami wynikającymi z konieczności zakupu pozwoleń na emisję CO 2. Przewidywany wzrost cen za energię elektryczną z tego tytułu moŝe zrównowaŝyć wysokie koszty wprowadzania nowych, tzw. zeroemisyjnych technologii z wychwytem i sekwestracją CO 2. Klasyczne technologie spalania węgla w elektrowniach, przy pełnym obciąŝeniu kosztami

7 pakietu klimatycznego, mogą nie być konkurencyjne w stosunku do innych technologii produkcji energii elektrycznej, w tym technologii CCS, jądrowej nowej generacji czy ze źródeł odnawialnych. 6. Literatura [1]. Halawa T. Postęp w budowie bloków energetycznych duŝej mocy opalanych węglem brunatnym, Energetyka 2007, nr 12. [2]. Hotta A. i inni: Milestones for CFB and OTU Technology The 460 MWe Łagisza Supercritical Boiler Project Update Foster Wheeler Global Power Group. Clinton NJ Presented at Coal Gen Milwarkee, WI USA 8/1/2007. [3]. Eriksson i inni: Development of OXY-FUEL CFB Boilers. I Konferencja Naukowo Techniczna. Współczesne Technologie i Urządzenia Energetyczne. Kraków [4]. Rakowski J.: Obecne moŝliwości technologiczne ograniczania emisji CO z elektrowni węglowych, Energetyka nr 06, [5]. [6].