Ocena efektywności stosowania komponentów biopaliwowych pod kątem spełnienia wymagań ograniczania emisji GHG w roku 2020

Transkrypt

1 Delfina Rogowska 1, Aleksander Mazanek 3 Instytut Nafty i Gazu Państwowy Instytut Badawczy w Krakowie Janusz Jakóbiec 2 Akademia Górniczo Hutnicza w Krakowie Ocena efektywności stosowania komponentów biopaliwowych pod kątem spełnienia wymagań ograniczania emisji GHG w roku 2020 Wstęp Dla producentów paliw silnikowych jednym z najistotniejszych aktów prawnych jest Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/30/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 98/70/WE odnoszącą się do specyfikacji benzyny i olejów napędowych oraz wprowadzającą mechanizm monitorowania i ograniczania emisji gazów cieplarnianych oraz zmieniającą dyrektywę Rady 1999/32/WE odnoszącą się do specyfikacji paliw wykorzystywanych przez statki żeglugi śródlądowej oraz uchylająca dyrektywę 93/12/EWG [1]. Dyrektywa potocznie nazywana jest dyrektywą FQD od angielskich słów Fuel Quality Directive. Do najistotniejszych zmian wprowadzonych tą dyrektywą należy zwiększenie maksymalnej zawartości biokomponentów w paliwach silnikowych. Dyrektywa ta również wśród wielu zapisów, nakłada na dostawców paliw obowiązek ograniczania emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia. W szczególności art. 7a ust.2 mówi: Państwa członkowskie wymagają od dostawców możliwie stopniowego zmniejszania emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia w przeliczeniu na jednostkę energii uzyskanej z paliw i energii dostarczonej o maksymalnie 10 % do dnia 31 grudnia 2020 r. w stosunku do podstawowej normy dla paliw, o której mowa w ust. 5 lit. b) dyrektywy FQD. Zmniejszenie to składa się z: a) 6 % do dnia 31 grudnia 2020 r. Dla celów zmniejszenia emisji państwa członkowskie mogą wymagać od dostawców spełnienia następujących celów przejściowych: 2 % do dnia 31 grudnia 2014 r. i 4 % do dnia 31 grudnia 2017 r.; b) wskaźnikowego celu dodatkowego 2 % do dnia 31 grudnia 2020 r., z zastrzeżeniem art. 9 ust. 1 lit. h), osiąganego za pośrednictwem jednej lub obu następujących metod: zaopatrzenia transportu w energię dostarczaną w celu stosowania we wszelkiego rodzaju pojazdach drogowych lub maszynach jezdnych nieporuszających się po drogach (w tym w statkach żeglugi śródlądowej), ciągnikach rolniczych i leśnych oraz statkach rekreacyjnych; wykorzystania wszelkich technologii (w tym wychwytywania i składowania dwutlenku węgla) umożliwiających zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia dostarczonego paliwa lub energii w przeliczeniu na jednostkę energii c) wskaźnikowego celu dodatkowego 2 % do dnia 31 grudnia 2020 r., z zastrzeżeniem art. 9 ust. 1 lit. i), osiąganego za pośrednictwem wykorzystania kredytów nabytych w ramach mechanizmu czystego rozwoju protokołu z Kioto, na warunkach określonych w dyrektywie 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r. ustanawiającej system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie, w celu redukcji w sektorze dostaw paliw. 1 Mgr inż. Delfina Rogowska, Instytut Nafty i Gazu Państwowy Instytut Badawczy w Krakowie 2 Prof. dr hab. inż. Janusz Jakóbiec, Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Wydział Energetyki Paliw, Katedra Technologii Paliw 3 Dr inż. Aleksander Mazanek, Instytut Nafty i Gazu Państwowy Instytut Badawczy w Krakowie Logistyka 5/

2 Z wymienionych powyżej trzech celów, cel pierwszy wyznaczający minimalną wartość redukcji emisji na poziomie 6% jest celem obowiązkowym, pozostałe dwa, to cele dodatkowe. Dyrektywa nie podała jednak metodologii obliczania emisji gazów cieplarnianych a jedynie w ust. 5 artykułu 7a zapisano konieczność podania wszystkich środków niezbędnych do wprowadzenia w życie wspomnianego artykułu. Szacowanie emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia oznacza konieczność uwzględnienia emisji GHG na każdym etapie, począwszy od wydobycia i transportu ropy naftowej poprzez przerób i dystrybucje gotowych paliw, aż po ich spalenie w silniku samochodowym [2,3]. Zgodnie z wyżej wspomnianą dyrektywą, od dostawców wymaga się raportowania intensywności emisji gazów cieplarnianych, ilości, pochodzenia i miejsca zakupu paliw i energii dostarczonej. Metodyka wyznaczania intensywności emisji GHG powinna równoważyć konieczność zastosowania dokładnych pomiarów, minimalizację działań administracyjnych i jednocześnie zachęcać dostawców paliw do działań mających na celu redukcję emisji gazów cieplarnianych. Dyrektywa 2009/30/WE ustaliła wymagania, nie podała jednak metodyki obliczania emisji GHG, więc w kolejnych krokach Komisja Europejska podjęła działania zmierzające do ustalenia metodyki, a co za tym idzie sposobu realizacji tego wymagania. Jesienią 2011 roku ukazał się projekt dyrektywy ustanawiającej metodykę: COMMISSION DIRECTIVE../ /EU of XXX laying down calculation methods and reporting requirements pursuant to Directive 98/70/EC of the European Parliament and of the Council relating to the quality of petrol and diesel fuels. Projekt ten zawierał między innymi [4]: wyznaczenie bazowej wartości emisji dla roku 2010 metodykę opartą na stałych domyślnych wskaźnikach emisji (średnie intensywności emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do jednostki energii w paliwie w zależności od surowca - ropa ze złóż konwencjonalnych / niekonwencjonalnych i typu paliwa podane w dyrektywie) wyznaczonych w pracy konsorcjum JEC [14], ograniczanie emisji poprzez stosowanie biopaliw, uwzględnienie redukcji emisji na etapie wydobycia ropy naftowej. Projekt ten nie spotkał się z akceptacją państw członkowskich i został odrzucony. Kwestie sporne przede wszystkim stanowiło przypisanie wskaźników emisji GHG do poszczególnych gatunków rop. Z tego względu, że do tej pory nie pojawiły się inne, konkretne propozycje obliczeń, w niniejszym artykule oparto się na metodyce obliczeń zaproponowanej w odrzuconym projekcie dyrektywy. Metodyka obliczeń Do oszacowania ograniczenia emisji GHG dla modelowej rafinerii posłużono się metodyką zaproponowaną w projekcie dyrektywy określającej właśnie tę metodykę [4]. Obliczenia przeprowadzono zgodnie ze wzorem: x GHGi AF MJ x x MJ x x UER (1) Gdzie: X - oznacza paliwo lub nośnik energii, GHGix - jednostkowe natężenie emisji gazów cieplarnianych rocznej dostawy paliwa x wyrażone w gco2eq/mj, AF - współczynnik zależny od układu napędowego, MJx - całkowita ilość energii dostarczona wraz z raportowaną ilością każdego rodzaju paliwa paliwa (x), UER - redukcja emisji na etapie wydobycia i transportu ropy w gco2eq. Intensywność emisji gazów cieplarnianych dla danego dostawcy, obliczona zgodnie ze wzorem (1) wyrażona jest w gco2eq/mj paliwa. 510 Logistyka 5/2015

3 Proponowana ideologia zakłada, że natężenie emisji gazów cieplarnianych będzie wartością domyślną. Dyskusyjne jest natomiast zróżnicowanie tych wartości w zależności od ropy, z której zostało wyprodukowane. Odrzucony projekt dyrektyw poddawał następujące propozycje: Tabela 1. Jednostkowe natężenie emisji gazów cieplarnianych dla wybranych produktów paliwowych wg projektu dyrektywy [4] Surowiec Paliwo GHGix - jednostkowe natężenie emisji gazów cieplarnianych gco2eq/mj Ropa konwencjonalna Benzyna silnikowa 87,5 Olej napędowy 89,1 Naturalne bituminy Benzyna silnikowa 107 Olej napędowy 108,5 Ropa z formacji łupkowych Benzyna silnikowa 131,3 Olej napędowy 133,7 Każdy surowiec LPG 73,6 Współczynnik AF dla silników wewnętrznego spalania wynosi 1, natomiast dla pojazdów z napędem elektrycznym 0,4. Redukcja emisji gazów cieplarnianych dla etapu upstream (UER) mierzona jest w gco2eq i obliczona zgodnie z zasadami wyznaczonymi przez Komisję Europejską, wdrożonymi przez systemy dobrowolne, zaaprobowane przez Komisję. Uzyskaną wartość należy odnieść do wyznaczonej wartości dla roku 2010 roku bazowego. Wg projektu dyrektywy [4] wartość ta wynosi 88.3 gco2eq/mj. Przyjmując wartości domyślne zamieszczone w tablicy 8, zakładając zerowy udział biopaliw, poniżej obliczono średnią intensywność emisji gazów cieplarnianych dla modelowego dostawcy w skali roku. Do obliczeń przyjęto wartości opałowe paliw na podstawie [5]. Tabela 2. Wartości opałowe paliw silnikowych przyjęte do obliczeń Benzyna ON LPG Etanol FAME Wartości opałowe, MJ/kg 42,6 42,9 46,0 26,7 37,7 źródło:[opracowanie własne] Ponieważ w Polsce produkcja paliw opiera się głównie o ropę Rebco [6,7], do przeprowadzenia obliczeń w ramach niniejszego projektu przyjęto, że paliwa otrzymywane są z konwencjonalnych rop. W przypadku, gdy zaproponowana metodyka zostałaby przyjęta, dostawcy paliw silnikowych raportowaliby średnią intensywność emisji GHG zgodnie ze wzorem (1). Poniżej przedstawione zostaną możliwości osiągnięcia celu roku 2020, przez hipotetycznego dostawcę paliw, zgodnie z powyższą metodyką. W praktyce realizacja celu redukcji emisji GHG, zgodnie z proponowaną metodyką, realizowana może być wyłącznie poprzez biokomponenty. Wytypowanie średniej struktury dostaw silnikowych paliw konwencjonalnych dla hipotetycznego dostawcy. Obowiązek realizacji Narodowego Celu Redukcyjnego, dotyczy dostawców konwencjonalnych paliw silnikowych. Dlatego analiza przeprowadzona w ramach niniejszego projektu badawczego przeprowadzona zostanie w oparciu o przypadek reprezentatywny dla rynku polskiego. W Polsce głównymi dostawcami paliw silnikowych są: PKN ORLEN S.A., Grupa LOTOS S.A., BP, Shell, Statoil oraz inni. Według danych POPiHN-u [8] strukturę konsumpcji paliw w Polsce w trzech kwartałach ubiegłego roku przedstawiono w tabeli 3: Logistyka 5/

4 Tabela 3. Struktura konsumpcji paliw w Polsce w trzech kwartałach 2012 roku wg POPiHN-u [8] Benzyny silnikowe Olej napędowy LPG konsumpcja tys. m3 import produkcja Założona gęstość, kg/m tys. ton konsumpcja Struktura w % 21,49 67,37 11,15 Największym dostawcą paliw silnikowych na krajowym rynku jest PKN ORLEN SĄ. Dysponuje on również największą siecią stacji paliw. Wg danych URE [9], w 2012 roku pod logo Orlen-u działało aż 1760 stacji. Dla porównania stacji Lotos-u było 370, BP 440. W tabeli poniżej zamieszczono wielkość sprzedaży poszczególnych produktów w ostatnich pięciu latach (na podstawie [6,7]). Tabela 4. Sprzedaż paliw silnikowych przez PKN ORLEN S.A. w latach , tys. ton (na podstawie [6,7]) Produkt średnia za lata , tys. ton Benzyny silni kowe ,1% Olej napędowy ,4% LPG ,5% % udział poszczególnych paliw W celu przeprowadzenia dalszych obliczeń, zostało przyjęte, że modelowy dostawca paliw dostarcza na rynek ilości paliw wykazane w kolumnie średnia w tabeli 4. Benzyny silnikowe, jako biokomponenty mogą zawierać etanol w ilości do 5% (V/V) (zgodnie z obowiązującym Rozporządzeniem [10] i/lub eter etylowo-tert butylowy. Ponieważ zgodnie z metodologią podaną w dyrektywie RED [11] wskaźnik emisji GHG dla ETBE jest taki sam jak dla etanolu, z którego wytworzono ten biokomponentm, dla uproszczenia zostało przyjęte założenie, że biokomponentem stosowanym w przypadku benzyn silnikowych jest etanol, dodany w maksymalnej dopuszczalnej ilości. Dla oleju napędowego analogicznie zostało przyjęte, że biokomponentami są estry metylowe kwasów tłuszczowych (FAME). Dlatego, do przeprowadzenia obliczeń przyjęto pewne uproszczenia/założenia: obliczenia przeprowadzono dla modelowego dostawcy paliw; metodykę obliczeń przyjęto z projektu dyrektywy (wzór 1); przyjęto, że struktura dostaw paliw będzie taka, jak średnia z ostatnich trzech lat PKN ORLEN S.A.; prowadząc obliczenia przyjęto stałą masę paliwa wprowadzaną na rynek, tzn. zwiększając udział biokomponentów zmniejszano ilość paliwa węglowodorowego. Założenie to wprowadza pewien błąd związany z różnym ładunkiem energetycznym paliw i biopaliw. Ponieważ obliczenia dotyczą roku 2020, można założyć, że to zmniejszenie ilości dostarczanej energii wraz z paliwami zostanie zrekompensowane zwiększeniem udziału bardziej efektywnych silników samochodowych; przyjęto, że Narodowy Cel Redukcyjny realizowany będzie wyłącznie w oparciu o biokomponenty I-wszej generacji; wartości opałowe i gęstości paliw i biopaliw przyjęto z Obwieszczenia [12]; w obliczeniach nie uwzględniono kosztów produkcji poszczególnych paliw ani możliwości ich odbioru przez rynek (dostępności pojazdów zasilanych poszczególnymi paliwami). 512 Logistyka 5/2015

5 Wykonanie analizy możliwości redukcji emisji GHG przy wykorzystaniu biokomponentów o różnej charakterystyce KZR W niniejszym punkcie opracowania przeprowadzona zostanie analiza najbardziej optymalnego sposobu osiągnięcia redukcji o 5 gco2eq/mj dla modelowego dostawcy z wykorzystaniem wyłącznie biokomponentów. Analiza zostanie przeprowadzona w kilku wariantach, wszystkie w oparciu o wzór 1. I wariant obliczeń W pierwszym wariancie obliczeń przyjęto następujące założenia: - przyjęto domyślne wskaźniki emisji dla biokomponentów na podstawie załącznika V do dyrektywy RED; - udział etanolu w benzynie silnikowej wynosi do 5% (V/V); - udział FAME w oleju napędowym wynosi do 7% (V/V); - przyjęto, że stosowane są polskie biokomponenty, tzn. etanol z kukurydzy oraz FAME z oleju rzepakowego. Dane wejściowe do obliczeń przedstawiono w tabeli 5. Tabela 5. Dane wejściowe do obliczeń wskaźnika emisji GHG dla wariantu I Benzyna ON LPG Etanol FAME Ilość paliw, tys. ton Ilość sprzedanych paliw w GJ Emisja GHG, kgco2eq/rok Wyznaczony na podstawie danych zawartych w tabeli 5 wskaźnik emisji wynosi 85,6 gco2eq/mj, a więc jest o 2,6 gco2eq/mj za wysoki w stosunku do wymagania dla roku II wariant Dane wyjściowe do obliczeń w wariancie II są analogiczne do tych w wariancie I, z tym, że zakłada się 10% (V/V) etanolu, przy utrzymaniu sprzedaży paliw na tym samym poziomie. Dane wejściowe do obliczeń dla wariantu II zebrano w tabeli 6. Tabela 6. Dane wejściowe do obliczeń wskaźnika emisji GHG dla wariantu II Benzyna ON LPG Etanol FAME ilość paliw, tys. ton Ilość sprzedanych paliw w GJ emisja GHG, kgco2eq/rok Wyznaczony na podstawie danych zawartych w tabeli 6 wskaźnik emisji GHG dla modelowego dostawcy wyniósł 85,2 gco2eq/mj. Tak więc zwiększenie udziału etanolu do 10%(V/V) obniżyło wskaźnik emisji tylko 0,4 gco2eq/mj. Obliczenia przeprowadzone w I i II wariancie obliczeń, wskazują, że stosowanie typowych krajowych biokomponentów w dopuszczonych prawnie udziałach nie jest wystarczające dla spełnienia celu postawionego w artykule 7a dyrektywy FQD. Logistyka 5/

6 W związku z tym należy przeanalizować inne, możliwe do realizacji ścieżki postępowania dla dostawców paliw, tak, aby ten cel osiągnąć. Działaniami możliwymi do realizacji są: - zwiększenie udziału LPG; - wprowadzenie wysokobiopaliwowych paliw (E85, B100); - zakup biokomponentów o lepszej charakterystyce emisji GHG. III wariant. Zwiększenie udziału LPG Dane zamieszczone w raportach rocznych PKN ORLEN S.A. [6,7] wskazują, że średni udział LPG w ostatnich latach wyniósł 4 % (358 tys. ton), natomiast wg danych POPIHN-u, udział konsumpcji LPG w całkowitej ilości paliw plasuje się na poziomie 11% (1490 tys. ton). W skrajnym wariancie można przyjąć, że modelowy dostawca zostałby monopolistą na rynku LPG, i dostarczałby całą ilość tego paliwa na rynek, przy zachowaniu pozostałych ilości paliw i maksymalnym udziale biokomponentów tj. etanolu na poziomie 10% (V/V) oraz FAME na poziomie 7% (V/V). Dane do obliczeń dla tego wariantu przedstawiono w tabeli 7. Tabela 7. Dane do obliczeń dla wariantu III z maksymalizacją sprzedaży LPG Benzyna ON LPG Etanol FAME Ilość paliw, tys ton/rok Ilość sprzedanych paliw w GJ/rok Emisja GHG, kgco2eq/rok Wyliczony na podstawie danych zawartych w tabeli 7 wskaźnik emisji gazów cieplarnianych wyniósł 83,1gCO2eq/MJ, a więc jest wciąż za wysoki w stosunku do wymaganego poziomu. IV wariant. Wprowadzenie biopaliw E85, B100 Zarówno jedno jak i drugie biopaliwo (E85, B100) są to paliwa, wymagające oddzielnego systemu dystrybucji. Jak podano w założeniach do obliczeń, uwzględniany będzie rynek odbiorców (park samochodów dostosowanych do napędzania tymi biopaliwami), koszty związane z wprowadzeniem, czy cena tych biopaliw. Jedynymi kryteriami analizy będzie osiągnięcie Narodowego Celu Redukcyjnego przez dostawców paliw konwencjonalnych. Zakładając wariant najbardziej optymistyczny z możliwych, do obliczeń przyjęto, że biopaliwo E85 składa się z 85% (V/V) etanolu, pomimo tego, że wiadomo, że z powodów technologicznych wytworzenie takiego paliwa jest bardzo trudne. W założeniach do obliczeń przyjęto, że stosowany etanol charakteryzuje się wskaźnikiem emisji GHG na poziomie 43 gco2eq/mj a FAME 52 gco2eq/mj. Wskaźnik emisji dla etanolu jest niższy niż dla FAME, natomiast wartość opałowa FAME jest o ponad 10 MJ/kg wyższa od wartości etanolu. Tym samym, przy stosowaniu tej samej ilości, jego udział energetyczny będzie wyższy, a co za tym idzie i efektywność redukcji emisji GHG. Ponadto w biopaliwie E85 należy uwzględnić również wysoką emisję GHG wnoszoną z benzyną silnikową, będącą komponentem tego paliwa. Można przyjąć, że ponieważ ceny biopaliw podrażają koszty paliwa, celem dostawcy paliw (przynajmniej na chwilę obecną) jest minimalizowanie udziału biokomponentów w paliwach finalnych. Zwiększając udział bioetanolu zgodnie z przyjętymi założeniami jednocześnie zmniejsza się udział benzyny węglowodorowej charakteryzującej się wyższym wskaźnikiem emisji GHG. Natomiast wprowadzając FAME, wprawdzie wprowadza się biokompnent o wyższym wskaźniku emisji GHG od bioetanolu, ale jednocześnie ten biokomponent eliminuje paliwo węglowodorowe (ON) o wskaźniku wyższym. Uwzględniając różnice w wartościach opałowych oraz wskaźnikach emisji FAME i etanolu, do wyznaczenia minimalnego udziału biopaliw o wysokiej zawartości biokomponentów, wykorzystano dodatek Solver działający pod arkuszem kalkulacyjnym Excel, którego zadaniem jest przeprowadzenie obliczeń optymalizacyjnych. Jako funkcję celu postawiono minimalizację ilości B100 oraz E85, oraz założono, że wskaźnik emisji dla dostawcy musi wynosić minimum 83 gco2eq/mj. Przyjęto, że cala pula konwencjonalnej benzyny silnikowej zawiera 10% 514 Logistyka 5/2015

7 (V/V) etanolu, oraz, że olej napędowy zawiera 7% (V/V) FAME. Wartościami zmiennymi były: ilość B100 oraz ilość etanolu skierowana do paliwa etanolowego E85. Wyniki obliczeń przedstawiono w tabeli 8. Tabela 8. Bilans paliw modelowego dostawcy po przeprowadzeniu obliczeń optymalizacyjnych Benzyna silnikowa z 10% (V/V) etanolu ON Etanol do benzyny silnikowej E10 FAME do ON B7 Benzyna do E85 LPG B100 Ilość paliw konwencjonalnych, tys. ton /rok Ilość sprzedanych paliw w GJ/rok Emisja GHG, kgco 2eq/rok Etanol do E85 Wyznaczony wskaźnik emisji GHG dla modelowego dostawcy paliw wyniósł 83,00 gco2eq/mj. Dane zamieszczone w tabeli 8 wskazują, że najbardziej optymalną ścieżką osiągnięcia założonego celu jest wprowadzenie dodatkowych 390 tys. ton rocznie B100 kosztem oleju napędowego. Łączne zapotrzebowanie na bioester wyniesie 640 tys. ton rocznie. Przy tak przyjętych założeniach stosowanie E85 jest nieefektywne. V wariant. Zakup niskoemisyjnych biokomponentów Przeprowadzone powyżej obliczenia zakładały stosowanie biokomponentów, typowych dla obecnego polskiego rynku. Należy jednak pamiętać o tym, że w 2020 roku obowiązywały będą zaostrzone wymagania dla biopaliw. W zależności od tego, czy biopaliwo będzie pochodziło z nowej czy ze starej instalacji będzie się musiało charakteryzować 50% lub 60% zdolnością do redukcji emisji GHG względem paliwa kopalnego. Wartość standardowa etanolu z kukurydzy, przy stosowaniu gazu ziemnego jako paliwa technologicznego w elektrociepłowni wynosi 49 % [11], natomiast dla FAME wyprodukowanego z oleju rzepakowego 47%. Tak więc biorąc pod uwagę wartości standardowe, żadne z tych biokomponentów nie będzie miało zastosowania w roku 2020, przy założeniu stosowania wartości standardowych. Niektórzy producenci biopaliw podejmują jednak próby wyznaczania wartości rzeczywistych. Brak jest natomiast udokumentowanych danych, które pozwoliłyby na przyjęcie założenia, że w 2020 roku dostępne będą na rynku polskim biokomponenty, charakteryzujące niskim rzeczywistym wskaźnikiem emisji GHG. Z tego względu, w dalszym ciągu obliczeń, przyjęto, że dostawcy paliw konwencjonalnych Narodowy Cel Redukcyjny realizować będą w oparciu o biokomponenty, dla których w Załączniku V do dyrektywy RED wyznaczono wartości standardowe. W tabeli 9, przytaczając za RED [11] podano te ścieżki produkcji dla etanolu oraz FAME, dla których wartość standardowa przekracza założony próg 50%. Tabela 9. Niskoemisyjne ścieżki produkcji biopaliw wg [11] LP Ścieżka produkcji biokomponentu Standardowa wartość ograniczenia emisji GHG 1. etanol z buraka cukrowego 52% 2. etanol z pszenicy (słoma jako paliwo technologiczne 69% w elektrociepłowni) 3. etanol z trzciny cukrowej 71% 4. biodiesel ze słonecznika 51% 5. biodiesel z oleju palmowego (technologia z 56% wychwytem metanu w olejarni) 6. biodiesel ze zużytego oleju roślinnego lub zwierzęcego (*) 83* Logistyka 5/

8 (*) Nie obejmuje oleju zwierzęcego wyprodukowanego z produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego sklasyfikowanych jako surowiec kategorii 3 zgodnie z rozporządzeniem (WE) 1774/2002 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 3 października 2002 r. ustanawiającym przepisy sanitarne dotyczące produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego nieprzeznaczonych do spożycia przez ludzi [15] W przypadku biodiesla przed krajowymi producentami stoi duże wyzwanie. Typowa wartość ograniczenia emisji GHG wg dyrektywy RED wynosi 45%. Konieczne i prawdopodobnie możliwe jest wdrożenie niskoemisyjnych technologii (zarówno na etapie upraw surowca, jak i na etapie produkcji biopaliwa), tak aby uzyskać produkt, dla którego rzeczywiste (tzn. obliczone) wskaźniki emisji GHG spełnią wymagania roku Dlatego do obliczeń przyjęte zostanie, że wskaźnik emisji dla FAME wyniesie 41,9 gco2eq/mj. W przypadku etanolu najefektywniejsze będzie stosowanie etanolu z trzciny cukrowej, ale ponieważ nie jest to surowiec krajowy, ani nawet europejski, ta opcja nie będzie analizowana w ramach niniejszej pracy. Do rozważenia pozostaje pozyskiwanie etanolu z buraka cukrowego lub z pszenicy. Etanol z pszenicy spełnia wymagania roku 2017 tylko wtedy, jeśli jako paliwo w elektrociepłowni wykorzystywana jest słoma. Jest to rozwiązanie, które na etapie produkcji biokomponentu daje niskie wskaźniki emisji, natomiast w warunkach krajowych nie zostało wdrożone w skali przemysłowej. Dyskusji powinna podlegać również zmiana sposobu prowadzenia upraw, z pozostawieniem słomy tak, aby uzyskać surowiec do produkcji etanolu o niskich wskaźnikach emisji [13]. Mając na uwadze dane zamieszczone w tabeli 9, rozsądną propozycją wydaje się wykorzystanie buraka cukrowego jako surowca (czyli przyjęcie wskaźnika emisji GHG: 40 gco2eq/mj). W wyniku przeprowadzonych obliczeń uzyskano wskaźniki emisji GHG dla dostawcy równy 84,6 gco2eq/mj, co jest wynikiem niesatysfakcjonującym. Dane wejściowe do obliczeń przedstawiono w tabeli 10. Tabela 10. Dane do obliczeń dla wariantu z wykorzystaniem niskoemisyjnych biokomponentów Benzyna ON LPG Etanol FAME Ilość paliw, tys. ton/rok Ilość sprzedanych paliw w GJ/rok Emisja GHG, kgco2eq/rok Obliczenia przeprowadzono przy założeniu 10% (V/V) udziału etanolu w benzynie silnikowej i 7% (V/V) udziału FAME. Przeprowadzone obliczenia wskazują, że dla modelowego dostawcy nie jest wystarczające wykorzystanie biokomponentów spełniających minimalne wymagania roku Nasuwa się więc pytanie, jakie biokomponenty powinien zakupić modelowy dostawca, aby osiągnąć założony cel redukcji emisji GHG. Do odpowiedzi na to pytanie wykorzystano dodatek Solver działający pod arkuszem kalkulacyjnym Excel. Funkcję celu określono jako maksymalizację wskaźników emisji dla biokomponentów, tzn. mają być one jak najwyższe do osiągnięcia wskaźnika emisji GHG dla dostawcy paliw na poziomie 83 gco2eq/mj. Zmiennymi ustanowiono wskaźniki emisji dla etanolu i dla FAME, pozostałe składowe, takie jak udział biokomponentów, ilości poszczególnych paliw pozostały stałe i niezmienne. Założony wynik 83 gco2eq/mj uzyskano dopiero przy wskaźniku emisji dla etanolu 12,0 gco2eq/mj oraz dla FAME 14,6 gco2eq/mj. Dane do obliczeń przedstawiono w tabeli Logistyka 5/2015

9 Tabela 11. Dane do obliczeń dla wariantu z optymalizacją wskaźników emisji GHG biokomponentów Benzyna ON LPG Etanol FAME Ilość paliw, tys. ton/rok Ilość sprzedanych paliw w GJ/rok Emisja GHG, kgco2eq/rok Posumowanie Przedstawione w pracy pięć wariantów obliczeń przeprowadzono dla modelowego dostawcy paliw, którego strukturę dostaw przyjęto w oparciu o strukturę dostaw PKN ORLEN S.A. i uzyskane wnioski nie mogą być w sposób bezpośrednio przeniesione na warunki całego kraju lub innego dostawcę. Niemniej jednak struktura dostaw największego polskiego producenta paliw (z wyjątkiem LPG) nie odbiega znacząco od średniej struktury dostaw w kraju (patrz tabela 3 oraz 4). Podsumowanie pięciu wariantów obliczeń zamieszczono w tabeli 12. Tabela 12. Podsumowanie pięciu wariantów obliczeń L.p. Wariant obliczeń Opis Wyliczony średni wskaźnik emisji dostawcy Spełnienie wymagań roku Wariant I - udział etanolu w benzynie silnikowej wynosi do 5% (V/V) 85,6 gco2eq/mj nie - udział FAME w oleju napędowym wynosi do 7% (V/V) - stosowane są polskie biokomponenty, tzn. etanol z kukurydzy oraz FAME z oleju rzepakowego 2. Wariant II 10% (V/V) etanolu 85,2 gco2eq/mj nie 3. Wariant III Zwiększenie udziału LPG 83,1 gco2eq/mj nie 4. Wariant IV Wprowadzenie biopaliw E85, B100 83,00 gco 2eq/MJ tak Wprowadzenie dodatkowych 390 tys. ton rocznie B100 kosztem oleju napędowego. Przy tak podanych założeniach stosowanie E85 jest nieefektywne. 5. Wariant V Zakup niskoemisyjnych biokomponentów wskaźnik emisji GHG dla etanolu 12,0 gco 2eq/MJ oraz dla FAME 14,6 gco 2eq/MJ 83,00 gco 2eq/MJ tak Logistyka 5/

10 Analiza danych zamieszczonych w tabeli 12 wskazuje, że przy założeniu struktury dostaw charakterystycznej dla polskich dostawców, możliwe jest osiągnięcie celu roku 2020 przy zwiększeniu udziału biokomponentów (do ponad 14% (m/m), lub przy zakupie etanolu o wskaźniku 13,3 gco2eq/mj oraz dla FAME 8,5 gco2eq/mj. Najłatwiejszy do wprowadzenia wariant proponuje wprowadzenie dodatkowych 390 tys. ton bioestru kosztem oleju napędowego (około 10% sprzedaży). Poza aspektami ekonomicznymi, należy zwrócić uwagę, że wycofanie 390 tys. ton rocznie oleju napędowego wpłynie na bilans materiałowy rafinerii. Bardzo bliski osiągnięcia celu roku 2020 jest wariant III maksymalizacja LPG. W praktyce byłby on bardzo trudny do zrealizowania, ale ponieważ potencjał dostaw na krajowy rynek jest duży, w pewnym stopniu możliwe jest zwiększenie jego udziału w strukturze danego dostawcy, zmniejszając tym samym zapotrzebowanie na biopaliwa. Najbardziej prawdopodobny scenariusz (stosowanie biokomponentów o min 50% zdolności do redukcji emisji gazów cieplarnianych w ilościach wg PN EN 228 oraz PN EN 589) przewiduje osiągnięcie wskaźnika 84,6 gco2eq/mj, a więc o 1,6 gco2eq/mj za wysoka w stosunku do wymaganego poziomu. Jest to brakujące 1,8% do osiągnięcia celu roku Przemysł rafineryjny, tak, jak i inne dziedziny gospodarki zmuszony jest do systematycznej redukcji emisji gazów cieplarniach (poprawa efektywności energetycznej, system handlu emisjami ETS), jednak proponowana do realizacji postanowień artykułu 7a dyrektywy [1] metodyka nie pozwala na uwzględnienie tych oszczędności emisji GHG. Zmiana podejścia w tym zakresie ułatwiłby dostawcom paliw osiągnięcie celu redukcyjnego. Streszczenie W artykule dokonano przeglądu możliwości wykorzystania biopaliw silnikowych (głównie etanolu i FAME) jako narzędzia do redukcji emisji gazów cieplarnianych generowanych przez konwencjonalne paliwa silnikowe. Obliczenia zostały przeprowadzone w oparciu o projekt metodyki zaproponowanej przez Komisję Europejską dla paliw konwencjonalnych. Oceny dokonano dla modelowego dostawcy paliw, charakterystycznego dla polskiego rynku. Określenie wpływu wkomponowania biopaliw do paliw konwencjonalnych na emisję GHG w cyklu życia, zostało przeprowadzone w pięciu różnych wariantach. Wspominane warianty obejmowały miedzy innymi zwiększenie udziału biopaliw, udziału LPG, wykorzystanie niskoemisyjnych biokomponentów. Wyniki obliczeń pokazują, że osiągnięcie 6% progu redukcji emisji GHG jest możliwe albo poprzez zwiększenie udziału biopaliw aż do 14% masowych, albo poprzez wykorzystanie biopaliw o wskaźnikach emisji 8,5-13,3 gco2eq/mj. Wskazuje to, że wykorzystanie biopaliw jako jedynego narzędzia do redukcji emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia jest nieefektywne. ASSESSMENT OF THE EFFECTIVENESS OF USING OF BIOCOMPONENTS IN TERMS OF REQUIREMENTS OF MEETING GHG EMISSION REDUCTION IN THE 2020 YEAR. Abstract In the article a review of a possibility of using engine biofuels (mainly ethanol and FAME) as a tool to reduce GHG emission generated by conventional fuel was described. Calculations were carried out based on the draft methodology proposed by the European Commission for conventional fuels. The evaluation was carried out for a model fuel supplier, typical for a polish market. The assessment of impact of blending biofuels with conventional fuels on GHG emission in the life cycle was performed in five different variants. The mentioned variants included, among others, increasing of biofuel share, LPG share, using low GHG emission biofuel. The results of calculation show that achieving 6% GHG emission reduction threshold is possible or, by increasing of biofuel content, up to 14 mass % or by using biofuel with GHG 8,5-13,3 gco2eq/mj emission factors. It indicates that using a biofuel as the only tool to reduce GHG emission in the life cycle is not effective. Literatura 1 DYREKTYWA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY 2009/30/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 98/70/WE odnoszącą się do specyfikacji ben-zyny i olejów napędowych oraz wprowadzającą mechanizm monitorowania i ograni-czania emisji gazów cieplarnianych oraz zmieniającą dyrektywę Rady 1999/32/WE odnoszącą się do specyfikacji paliw wykorzystywanych 518 Logistyka 5/2015

11 przez statki żeglugi śródlądo-wej oraz uchylająca dyrektywę 93/12/EWG (Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 140/88) 2 Antosz A., Syrek H., Emisje gazów cieplarnianych w procesach wydobycia i transportu ropy naftowej. NAFTA-GAZ kwiecień 2012 s Rogowska D. Syrek. H., Ocena cyklu życia jako narzędzie w optymalizowaniu zużycia energii i redukcji emisji gazów cieplarnianych w procesach wytwarzania paliw silniko-wych. Przemysł Chemiczny nr 6/2011, s COMMISSION DIRECTIVE../ /EU of XXX laying down calculation methods and reporting requirements pursuant to Directive 98/70/EC of the European Parliament and of the Council relating to the quality of petrol and diesel fuels 5 Wartości opałowe (WO) i wskaźniki emisji CO2 (WE) w roku 2010 do raportowania w ramach Wspólnotowego Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji za rok dostęp sierpień Raport Roczny Grupy ORLEN dostęp sierpień Raport Roczny Grupy ORLEN dostęp sierpień Charakterystyka rynku paliw ciekłych w Polsce w 2012 roku dostęp: sierpień ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI z dnia 2 lutego 2012 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie wymagań jakościowych dla paliw ciekłych 11 DYREKTYWA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE - 12 Obwieszczenie Ministra Gospodarki z dnia 12 kwietnia 2011 r. w sprawie wartości opałowych oraz średnich cen biokomponentów i paliw ciekłych w 2011 r. M.P nr 34 poz Faber A., Sekwestracja węgla organicznego w glebach Polski jako sposób na ograni-czenie emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia bioetanolu i biodiesla (LCA). Projekt nr N N , Instytut Uprawy Nawożenia i Gleboznawstwa - Państwowy Insty-tut Badawczy Dz.U. L 273 z , s. 1 Logistyka 5/

12 520 Logistyka 5/2015