W dniach 16 – 17 listopada 2023. r. odbyły się zorganizowane przez IGG we współpracy z FEROX Sp. z o.o. Warsztaty pt. „Rola produkcji energii elektrycznej w oparciu o silniki gazowe zasilane gazem ziemnym z dodatkiem wodoru w przyszłym systemie energetycznym”.
Uczestników przywitała i otworzyła Warsztaty p. Teresa Laskowska Dyrektor IGG podkreślając, że realizowana w gospodarkach UE transformacja energetyczna niesie wyzwania, ale i nowe szanse dla branży gazowniczej. Ograniczanie emisji CO2, dynamiczny wzrost udziału nośników energii i paliw zdekarbonizowanych w mikście energetycznym otwiera nowe możliwości wdrażania innowacyjnych technologii. Jedną z takich technologii jest stale rozwijająca się technologia produkcji energii w oparciu o gazowe silnikowe układy kogeneracyjne, których rola w systemie elektroenergetycznym rośnie w każdym wymiarze tak dostarczanej mocy jak i stabilizacji i lokalnego bilansowania sieci.
W pierwszej prezentacji, stanowiącej wprowadzenie do zagadnienia możliwości sfinansowania rozwoju silnikowych układów kogeneracyjnych dyr. Jacek Bogucki oraz Albert Kulawik (Bank BGK S.A.) zaprezentowali uwarunkowania wynikające z wprowadzanych przez KE UE rozporządzeń i dyrektyw. Na finansowanie inwestycji w kogeneracyjne wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła oparte o zdekarbonizowane paliwa gazowe: wodór, biometan szczególny wpływ mają regulacje z zakresu polityki energetyczno-klimatycznej UE, tym samym mają one również wpływ na przyszły rozwój systemów ciepłowniczych w Polsce.
Dla osiągnięcia celu neutralności klimatycznej konieczna jest budowa nowych źródeł wytwórczych o zerowej lub niskiej emisyjności, w tym jednostek wykorzystujących odnawialne źródła energii. W tym kontekście najważniejsze są decyzje wynikające z pakietu legislacyjnego „Fit for 55” zaproponowanego przez KE i – w dużej mierze – zatwierdzonego przez Parlament Europejski i Radę. Ponadto Komisja Europejska zaproponowała w maju br. pakiet zmian legislacyjnych „REPowerEU”22. Pakiet ten proponuje się jako odpowiedź UE na wyzwania związane z jak najszybszym uniezależnieniem się od dostaw paliw kopalnych z krajów trzecich i ochroną odbiorców końcowych. Na regulacje pakietu „Fit for 55” składają się Dyrektywy: EED, UE ETS: w sprawie efektywności energetycznej;; ustanawiająca system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych w UE oraz RED II i RED III w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych -określa ona wiążący cel UE w zakresie OZE w 2030 r. na poziomie co najmniej 42,5%, w porównaniu z obecnym celem 32%. W praktyce oznacza to niemal podwojenie obecnego udziału energii z OZE, a ponadto do roku 2030, 42% wodoru zużywanego w przemyśle powinno pochodzić z zielonych źródeł, a do roku 2035 ten odsetek ma wzrosnąć do 60%.
Szczególną uwagę należy zwrócić na zmienioną dyrektywę EED, która wyznacza kryteria efektywnego systemu ciepłowniczego. Dla jednostek kogeneracji działających przed wejściem w życie zmienionej dyrektywy, przepisy przewidują możliwość odstępstwa od stosowania kryterium emisyjnego do dnia 1 stycznia 2034 r., pod warunkiem, że takie jednostki posiadają plan redukcji emisji w celu osiągnięcia progu 270 g CO2/kWh do dnia 1 stycznia 2034 r. Ponieważ limit emisji bezpośrednich dwutlenku węgla dla wysokosprawnej kogeneracji wyznaczono na 270 g CO2/kWh wyprodukowanej energii, przy czym będzie mieć on zastosowanie do jednostek nowych oraz znacząco zmodernizowanych.
Projekty kogeneracji wykorzystującej wodór jako paliwo o ile jest to zielony wodór mogą liczyć na wsparcie finansowe z następujących źródeł: Fundusz InvestEU (następca Planu Inwestycyjnego dla Europy tzw. Planu Junckera), Fundusz Modernizacji.
Projekty wspierane z Funduszu InvestEU muszą spełniać wymóg dodatkowości, oznacza to, że projekty te nie zostałyby zrealizowane bez wsparcia z Funduszu InvestEU (a nawet jeśli byłby realizowane, to nie w takim samym zakresie). BGK od kwietnia 2023 r. ma możliwość udzielania kredytów inwestycyjnych z gwarancją InvestEU bez udziału banków pośredniczących. Uzyskanie kredytu w BGK z gwarancją InvestEU jest możliwe po otrzymaniu pozytywnej decyzji kredytowej BGK oraz Komitetu Inwestycyjnego InvestEU przy KE. Kredytem można objąć do 50%, a w uzasadnionych przypadkach nawet do 70% kosztów całej inwestycji, z czego następnie 50% kredytu (jego spłaty) może być objęte gwarancją InvestEU.
Następnie p. Kordian Lisiecki Wiceprezes Zarządu FES Ferox Sp. z o.o. zaprezentował możliwości rozwoju układów kogeneracyjnych i wskazał również na perspektywiczne możliwości współspalania wodoru w silnikach gazowych i znane już techniczne parametry tego procesu. Zwrócił szczególną uwagę na kontenerowe elektrociepłownie kogeneracyjne, które stanowią odpowiedź na pilną potrzebę zwiększenia zasilania w energię elektryczną bądź cieplną bez konieczności inwestowania w obiekty kubaturowe. Wdrożenie takiego rozwiązania okazuje się szczególnie praktyczne w lokalizacjach trudno dostępnych dla systemowych dostawców ciepła czy energii elektrycznej, a także w miejscach, które nie posiadają dostaw systemowych dla przyłączeń o dużych mocach związanych z uprzemysłowieniem lub urbanizacją.
Kolejni prelegenci m.in. p. Martin Schneider dyr. i Michał Opozda (INNIO Jenbacher GmbH & Co OG i Ferox Sp. z o.o.) przedstawili w prezentacji ideę kogeneracji opartej o silniki spalinowe oraz podstawowe parametry, które są obecnie standardowo osiągalne, przykłady zrealizowanych projektów wykorzystujących paliwo wodorowe oraz propan-GZ, biogaz-GZ, doświadczenia eksploatacyjne w zakresie gazowych paliw specjalnych. Układy kogeneracyjne wykorzystują ciepło odpadowe powstałe podczas pracy silnika do generowania wyższej ogólnej sprawności elektrociepłowni na poziomie ponad 90%. Ta wydajna i ekonomiczna metoda konwersji energii pozwala na osiągnięcie oszczędności energii pierwotnej na poziomie ok. 40% dzięki zastosowaniu w układzie kogeneracji silnika gazowego zamiast oddzielnego sprzętu do wytwarzania energii i ciepła. Straty transportowe i dystrybucyjne są również zmniejszane lub eliminowane, ponieważ zdecentralizowane dostawy energii są realizowane tam, gdzie jest to potrzebne. Zwrócono uwagę na realnie istniejące możliwości wykorzystywania wodoru w silnikowych układach kogeneracyjnych nawet do 25% udziału wodoru w mieszaninie z gazem ziemnym lub biometanem. Zaprezentowane zostały wyniki już kilkuletnich doświadczeń eksploatacyjnych silników pracujących w oparciu o gazowe mieszanki paliwowe z udziałem wodoru w różnych stężeniach. Wyniki są obiecujące i wskazują, że w perspektywie kilku lat, eksploatacja układów kogeneracyjnych z silnikami wykorzystującymi paliwa gazowe z wodorem nie będą kojarzone z ponadstandardowym ryzykiem.
Możliwości i potrzeby wykorzystywania kogeneracji w polskim ciepłownictwie przedstawił Bogusław Regulski Wiceprezes Zarządu IGCP, stwierdzając, że w długofalowej perspektywie, czyli patrząc na rok 2050, w każdej definicji „efektywnego systemu ciepłowniczego” jest miejsce dla kogeneracji wykorzystującej także paliwa kopalne. Jednak wraz z upływem czasu jej rola będzie się zmieniała, a jedynym długofalowym rozwiązaniem jest kogeneracja z wykorzystaniem nośników odnawialnych takich jak biogaz, zielony wodór.
W prezentacji „Rola produkcji energii elektrycznej w oparciu o silniki gazowe zasilane gazem ziemnym z dodatkiem wodoru w przyszłym systemie energetycznym” p. dyr. Urszula Zając z PSG Sp. z o.o. przedstawiła strukturę przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w źródłach różnej mocy z przewagą ilościową źródeł małych do 50 MW mocy (220 podmiotów). Osiem koncesjonowanych przedsiębiorstw dysponowało mocą osiągalną swoich źródeł przekraczającą 1000 MW każde, podmioty te działały również w obszarze wytwarzania energii elektrycznej. Są to potencjalne lokalizacje do instalacji nowych układów kogeneracyjnych. Układy kogeneracyjne oparte o silniki wykorzystujące paliwa z domieszką wodoru są dostępne na rynku, ale należy wziąć pod uwagę na chwilę obecną, zwiększone ryzyko eksploatacyjne w porównaniu ze spalaniem metanu. Wynika to z wymagań dotyczących szczelności, dyfuzji i uszkodzeń niektórych materiałów uszczelniających, granic wybuchowości, relatywnie niskiej energii zapłonu. Mieszanina wodoru ma niższą podatność na gaszenie niż inne paliwa, może palić się bliżej ścian i krawędzi komory spalania, płomień może na przykład przechodzić przez nieotwarte zawory, właściwości wodoru mogą niekorzystnie wpływać na metale i materiały uszczelniające w istniejących systemach dystrybucji. Jednak ciągły postęp technologiczny m.in. zakresie inżynierii materiałowej jak i nowych rozwiązań technicznych oraz systemów sterowania skutecznie niwelują wspomniane niedogodności związane z wprowadzaniem wodoru do paliw gazowych. Dzięki czemu technologie kogeneracyjne wykorzystujące silniki gazowe na paliwa wodorowe mają wielką szansę na zmianę struktury paliw i technologii wykorzystywanych w wysokosprawnym wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła w Polsce.
W trakcie prezentacji podczas Warsztatów zadawano liczne pytania, które wzbudziły dyskusje i pogłębiły zakres przekazywanej wiedzy. Dyskusje prowadzone również podczas kolacji wskazywały, że Warsztaty spełniły oczekiwania uczestników tym bardziej, że w dniu następnym uczestnicy Warsztatów mieli okazję zapoznać się z ciągami technologicznymi elektrociepłowni w Zgierzu (Oddział Elektrociepłownia w Zgierzu PGE Energia Ciepła SA, wywodząca się z Zakładów Przemysłu Barwników „Boruta”), która w całości została skonwertowana na paliwo gazowe i energię słoneczną po instalacji ciepłowni słonecznej opartej o kolektory (KS2600F TLP ACRm) o mocy 0,099 MWt z obecnie realizowanym zwiększeniem mocy do 0,200 MWt.
Produkcja energii el. jest oparta o trzy układy kogeneracyjne z trzema silnikami typu JMS 624 (każdy o mocy el. 4,720 MWe mocy cieplnej 5,119 MWt, sprawności 46,9%, prod. INNIO Jenbacher) o łącznej mocy elektrycznej 13,5 MW i łącznej mocy cieplnej 14 MW pracujące na jeden kolektor ciepłej wody grzewczej zasilającej sieć miejską, z możliwością produkcji technologicznej pary wodnej wykorzystywanej w zlokalizowanych w pobliżu zakładach przemysłowych. Obydwa źródła pracują w układzie hybrydowym. Dzięki temu obniżono również emisję CO2 o ok. 67% i SO2 (dwutlenku siarki) o 100%, NOx (tlenki azotu) o 58% oraz pyłów o 100%.
Elektrociepłownia w Zgierzu dysponuje także: kotłem wodnym rezerwowo-szczytowym RWWs 7000 FAKO o mocy cieplnej 7,0 MW na gaz ziemny; kotłem wodnym rezerwowo-szczytowym UT-M64 LOOS o mocy cieplnej 18,0 MW na gaz ziemny / olej lekki, kotłem parowym rezerwowo-szczytowym SHPD 35000 Viessmann o mocy cieplnej 23,46 MW na gaz ziemny / olej lekki.
Dane techniczno-handlowe elektrociepłowni Zgierz zaprezentowano niżej:
Moc elektryczna zainstalowana 14,160 MW – 2023 r.
Moc cieplna zainstalowana 63,817 MW – 2023 r.
Produkcja energii elektrycznej (brutto) 2022 r. – 97,81 TWh
Sprzedaż energii elektrycznej 2022 r. – 85,09 TWh
Produkcja ciepła (brutto) 2022 r. – 507,64 TJ
Sprzedaż ciepła 2022 r. – 395,06 TJ.
Wacław Bilnicki – Biuro IGG