Biomasa, a precyzyjniej model jej wykorzystania w Polsce, był jednym z najgorętszych tematów w wieloletniej dyskusji, toczącej się podczas tworzenia i procedowania ustawy o OZE.

Biomasa jest powszechnie uznawana za bezemisyjne paliwo odnawialne. W ostatnich latach cieszy się szczególnym zainteresowaniem mediów, prasy branżowej, a przede wszystkim wielkiej energetyki oraz ciepłownictwa. W Polsce uwarunkowania regulacyjne dzielą biomasę na dwie podstawowe kategorie: biomasę rolną (agro), występującą głównie w formie brykietów, peletu i zrębków oraz biomasy leśnej (drzewnej), mającej postać brykietów, peletu, zrębków i trocin. Systematycznie rosnące zainteresowanie biomasą w Europie i Polsce determinowane jest rygorystyczną polityką klimatyczną UE i jej dążeniem do ograniczenia, a docelowo do całkowitego wyeliminowania z rynku wysoko emisyjnych paliw kopalnych, węgla kamiennego i brunatnego.

Biomasowe cele

Podejmując próbę określenia potencjału biomasy do wykorzystania w polskich ciepłowniach i elektrociepłowniach małych mocy, należy najpierw zdefiniować realny (w oparciu o dane statystyczne) wolumen zużycia w tych instalacjach paliwa konwencjonalnego (głównie węgla kamiennego), który ma być zastąpiony różnymi postaciami biomasy. W tabeli 1 zobrazowano wykorzystanie węgla kamiennego z podziałem na grupy odbiorców, zgodnie z danymi GUS-u za 2013 r.

Realizacja polityki energetyczno-klimatycznej UE wymaga ciągłego wzrostu na całym europejskim obszarze gospodarczym udziału energii elektrycznej i ciepła pochodzących z odnawialnych źródeł energii. Cel dla Polski to 15% energii z OZE do końca 2020 r. oraz prawdopodobnie ok. 25-30% zielonej energii do końca 2030 r. Prognozy wskazują, że już od 2050 r. cała elektroenergetyka europejska będzie w 100% oparta na źródłach odnawialnych. Udział biomasy w wykonaniu tego celu od wielu lat był bardzo duży i kształtuje się na poziomie ok. 50%. Biomasa jest jednak powoli wypierana z rynku przez dynamicznie rozwijającą się generację energii z wiatru oraz fotowoltaikę. Energia wiatru i energia słońca, z uwagi na zmienność warunków atmosferycznych i ograniczenia technologiczne, są niestabilnymi, kłopotliwymi źródłami dla całego systemu elektroenergetycznego. Stąd udział energii z wiatru i słońca musi być systematycznie bilansowany z innych źródeł.

Natomiast biomasa traktowana jest jako jedno z najbardziej pożądanych i stabilnych źródeł energii z OZE, zatem jej udział w tzw. koszyku czy miksie energetycznym nadal będzie pozostawał na bardzo wysokim poziomie. Rynek wielkoskalowego wykorzystania biomasy dla potrzeb energetyki i ciepłownictwa, z uwagi na regulacje UE, zaczął powstawać w Polsce na przełomie 2004 i 2005 r. Rosnący z roku na rok popyt ze strony energetyki i ciepłownictwa wykreował wzrastającą podaż. To energetyka i ciepłownictwo faktycznie od podstaw zbudowały rynek biomasy w Polsce. Obecnie rynek biomasy jest bardzo duży i w miarę zrównoważony. Ceny biomasy po dynamicznym wzroście z lat 2008-2012 (cena ok. 34-36 zł/GJ za biomasę agro i 28-32 zł/GJ za biomasę leśną) aktualnie są na bardzo niskich poziomach (lato 2015 ? ok. 22-24 zł/GJ za biomasę Agro oraz ok. 18-20 zł/GJ za leśną).

 Niestety, ten dojrzały i, można rzec, stabilny rynek biomasy jest u progu kolejnego załamania. Wchodząca w życie z początkiem 2016 r., oczekiwana od wielu lat przez wszystkich zainteresowanych ustawa o odnawialnych źródłach energii eliminuje z rynku prawie wszystkie instalacje produkujące zieloną energię w technologii tzw. współspalania, czyli prostego miksowania (mieszania) na podajniku przed kotłem energetycznym paliwa konwencjonalnego (węgla kamiennego lub brunatnego) z różnymi postaciami biomasy. Technologia współspalania w ostatnim czasie generowała popyt na biomasę na poziomie ok. 25-33% całego wolumenu biomasy wykorzystywanej w ciepłownictwie i energetyce. Od początku 2016 roku, zgodnie z wymogami Ustawy o OZE, pozostaną na rynku tylko instalacje dedykowane do wyłącznego spalania biomasy (wybudowane w 100% od podstaw: np. Elektrownia Konin, EC Szczecin, Elektrownie Połaniec, Jaworzno, Stalowa Wola, EC Elbląg i inne oraz obiekty po tzw. konwersji wyeksploatowanych jednostek konwencjonalnych na jednostki do spalania biomasy (EC Białystok, EC Łódź, EC Poznań).

Ustawa o odnawialnych źródłach energii, jako kolejny akt prawny na przestrzeni niespełna kilku lat, ponownie wprowadzi zamieszanie na rynku biomasy. Ustawowe wykluczenie technologii współspalania sprawi, że na rynku z dnia na dzień zabraknie miejsca dla prawie 25-35% całego wolumenu biomasy (czyli dla ok. 2 lub 3 milionów ton biomasy rocznie). Dla producentów biomasy, szczególnie biomasy agro, nadchodzą bardzo ciężkie czasy.

Czy można było takiej sytuacji uniknąć?

Pytanie ważne, fundamentalne, ale postawione nieco za późno. Można było takiej sytuacji uniknąć. Polski rynek biomasy od 2005 r. był budowany źle. Wygrywali wielcy, a mali nie mieli nic do powiedzenia. Wszystko opierało się na jednym filarze, czyli energetyce i ciepłownictwie korporacyjnym ? systemowym. To tam kierowano prawie całe wsparcie finansowe na rozwój OZE. Większość dużych inwestycji w obszarze OZE była prowadzona z gigantycznym wsparciem z poziomu UE i krajowych programów regionalnych. Dodatkowo, każda wyprodukowana w technologii OZE megawatogodzina energii elektrycznej otrzymywała wsparcie w postaci tzw. zielonego certyfikatu. Rynek korporacyjnych OZE perfekcyjnie wykorzystał swoje pięć minut i dynamicznie powiększał się. W obszarze tym już od 3-4 lat przekraczamy ustalony dla Polski 15-procentowy unijny cel. Od trzech lat nad rynkiem wisi widmo nieskonsumowanej (ok. 10-15 TWh) nadwyżki w produkcji energii z OZE (potwierdzają to zbankowane zielone certyfikaty). Minister gospodarki, niestety, popełnił podwójny grzech zaniechania. Po pierwsze, nie uczynił nic (mając pełną paletę regulacyjną do dyspozycji), aby usunąć z rynku olbrzymią nadwyżkę zielonych certyfikatów, a po drugie, w ostatniej dekadzie błędnie kierował prawie wszystkie środki dostępne na wsparcie inwestycji w OZE w ramach energetyki korporacyjnej.

Mali są pewniejsi

Błędna alokacja olbrzymich środków na rozwój inwestycji w odnawialne źródła energii, będących od dekady w naszej dyspozycji, leży u podstaw braku drugiego filaru, czyli małych, rozproszonych i lokalnych energetyki oraz ciepłownictwa. Chybiona alokacja środków i kierowanie ich tylko do wielkich objawiła się również latem tego roku. Kilkutygodniowe upały pokazały, że król jest nagi i wielcy sobie nie radzą. Zostali sami. Korporacyjny filar zaczął się chwiać i zrobiono to, co najłatwiejsze, czyli wyłączono prąd. Efekt tego dla polskiej gospodarki już jest widoczny ? zmalała produkcja przemysłowa. Gdybyśmy dysponowali wieloma lokalnymi, rozproszonymi instalacjami małych i średnich mocy, to do tej ?letniej awantury? w elektroenergetyce w ogóle by nie doszło. Mali w krytycznym momencie zbilansowaliby wszystkie ubytki mocy u dużych. Czy potrafimy z tego studium przypadku wyciągnąć należyte wnioski?

Spróbujmy najpierw określić zapotrzebowanie rynku w momencie dokonywania stopniowej konwersji, czyli przechodzenia z paliw kopalnych na biomasowe. W tabeli 1 przedstawiono wolumen paliwa konwencjonalnego (głównie węgla kamiennego) spalanego przez małych i średnich odbiorców. Tabela 2a zawiera wolumen biomasy potrzebny po konwersji. Potencjalny inwestor sam dokona wyboru, jaki rodzaj biomasy spali w swojej instalacji. Tabela obejmuje wyliczenia dla czterech głównych, ogólnie dostępnych na polskim rynku rodzajów biomasy:

  • peletu drzewnego
  • peletu agro (słoma)
  • zrębków leśnych
  • trocin

W celu zobrazowania procesu konwersji paliwa konwencjonalnego na biomasę przyjęto dwa scenariusze ? dynamiczny i konserwatywny (tab. 2b):

  • scenariusz dynamiczny ? konwersja 50% krajowego wolumenu spalanego paliwa konwencjonalnego,
  • scenariusz konserwatywny ? konwersja 25% krajowego wolumenu spalanego paliwa konwencjonalnego.

*Dla obliczeń przy konwersji założono średnią wartość opałową węgla kamiennego, wliczając w to zarówno miał węglowy, jak i ekogroszek, oraz przyjmując ich zużycie w koszyku-miksie w proporcji 1:1. Średnia wartość opałowa tych dwóch sortymentów to 24 GJ/tonę.

Przedstawione w tabelach 2a i 2b wolumeny biomasy dostępnej na rynku krajowym, niezbędne do realizacji dwóch scenariuszy konwersji ? zamiany: biomasa za węgiel ? wydają się bardzo duże, szczególnie w przypadku scenariusza dynamicznego. Zatem realne do roku 2025 wydaje się zastosowanie wyłącznie scenariusza konserwatywnego. W tym przypadku potrzeby rynku to dostępność ponad 14 mln ton biomasy.

Czy mamy ponad 14 mln ton biomasy?

Spójrzmy, jak wygląda rynek biomasy w naszym kraju pod względem dostępności poszczególnych rodzajów biomasy.

  • pelet drzewny

Sytuacja rynkowa krajowych producentów peletu drzewnego jest złożona. Polski rynek nie może rozwinąć się w pełni, ponieważ od ponad dekady cierpi na dwie choroby: pierwsza to sezonowy popyt, a druga to brak dobrego finansowania. Ponadto na naszym rynku peletu drzewnego istnieją dwa skrajne bieguny ? giganci oraz średni i mali. Ci pierwsi to producenci peletu powiązani z zagospodarowaniem materiału odpadowego powstającego z działalności podstawowej ich spółek matek (Stelmet, Barlinek, Tartak Olczyk i inni). Tym firmom jest łatwiej. Mają potężne spółki matki i przerabiają odpad (trociny, pył, mikrozrębki) w miejscu jego powstania. Będąc firmą zintegrowaną pionowo ze spółką matką, korzysta też z dostępu do relatywnie taniego finansowania i do różnych programów pomocowych, np. z UE. Nazwy Barlinek, Stelmet, Olczyk to wartość sama w sobie, ułatwiająca ekspansję rynkową. Kadra tych firm, powiązania międzynarodowe i obecność na rynkach europejskich to kolejne aktywa. Mając takie zaplecze, można łatwiej zbudować i finansować zapas magazynowy w momencie wygasającego sezonowo popytu. Inni, czyli ci średni i mali, tak dobrze nie mają. Odpad (zrębki, trociny, pył) muszą kupić na rynku, przewieźć do przetwórni, wysuszyć, rozdrobnić i dopiero wtedy mogą produkować z niego pelet. To są olbrzymie dodatkowe koszty, wpływające na marżę. Prawie wszyscy w tym segmencie zgłaszają trudności z dostępem do skutecznego i taniego finansowania. Ponadto czasem przejściowo tracą płynność finansową, a później odzyskują ją. Sezonowy popyt to nadplanowy balast i przeszkoda. Segment peletu drzewnego w ostatniej dekadzie (poza gigantami) tylko marginalnie mógł skorzystać z wielu programów pomocowych, krajowych i z UE, wspierających produkcję tego ekologicznego paliwa.

  • pelet agro

Głównym beneficjentem wielu programów pomocowych, krajowych i UE, wspierających produkcję peletu jako ekologicznego paliwa, były zakłady wytwarzające pelet agro. Dzięki środkom pomocowym z UE i przy wsparciu polskiego kapitału powstało wiele peleciarni na najwyższym światowym poziomie. W tym obszarze zrobiliśmy naprawdę spory postęp. Lczne zakłady osiągają obecnie moc produkcyjną na poziomie ok. 200-250 ton peletu agro na dobę, czyli ok 5-6 tys. ton peletu w miesiącu. Rynek producentów peletu agro w Polsce w wielu przypadkach to już europejska czołówka.

  • zrębki leśne i trociny

Te dwa rodzaje biomasy, z uwagi na uwarunkowania produkcyjne, połączono w jedną kategorię. W ich przypadku możemy mówić o kolosalnym kroku naprzód. Ten segment produkcji biomasy skorzystał z wielu programów pomocowych UE i wsparcia krajowego. Krajowi producenci zrębków dysponują maszynami i urządzeniami o najlepszej jakości. Segment producentów zrębków i trocin korzysta również na dynamicznym rozwoju krajowej branży producentów mebli, które stają się naszą eksportową wizytówką. Dodatkowe zasoby zrębki i trociny generują uczestnicy programów ogrodowych ? meble i mała architektura ogrodowa. To obszar, w którym przodujemy w Europie. Producenci sklejki i płyt wiórowych to kolejni silni uczestnicy, którzy kreują rynek. Większość z małych, dużych i wielkich tartaków ma pełne portfele zamówień. A perspektywy pozostają obiecujące. Zatem zrębki i trociny to podstawa, fundament polskiej biomasy.

Co z szansami małych elektrociepłowni i ciepłowni?

Małe elektrociepłownie i ciepłownie oczekiwały swojej szansy oraz korzystnych dla siebie uregulowań w nowej ustawie o OZE. Wchodząca niebawem w życie ustawa niczego nie zmienia. Nie likwiduje podstawowych problemów. Umacnia status quo.

Co ciekawe, ponad pięć lat temu, w czerwcu 2010 r. przy okazji Konferencji dotyczącej mającego powstać Rynku Paliw Stałych na Towarowej Giełdzie Energii, autor przedstawiał szanse na wykorzystanie biomasy w małych, lokalnych biomasowych źródłach ciepła i energii. Oto główne tezy z tamtej prezentacji:

  • w Polsce skatalogowano ok. 840 instalacji produkujących prąd i ciepło. Z tej liczby około 450 instalacji to instalacje średnie i małe.
  • w tych instalacjach (mają one zazwyczaj charakter lokalny ? rozproszony) można w perspektywie 2-3 lat dokonać prostej biomodernizacji, eliminując przy okazji emisję CO2 w zakresie od 20 do 60% ? w zależności od instalacji. Dodatkowo mogą lokalnie zapewnić kilkanaście tysięcy nowych miejsc pracy,
  • zakładano średnie koszty jednostkowe na jedną instalację na poziomie ok. 30 mln zł (kogeneracja). Modernizacja 1/3 z tych 450 instalacji to koszt ok. 4,5 mld zł. W kraju dysponujemy rezerwą za tzw. opłatę zastępczą na poziomie ok. 1,2 mld zł, do tego środki ze sprzedaży uprawnień AAU ? obecnie kilkaset milionów zł oraz konkursy, programy pomocowe krajowe i unijne. Zatem na dotacje do 50% kosztów biomodernizacji potrzeba 2,25 mld zł, a ten budżet jest już dostępny.

Słowo podsumowania

Wielka energetyka i ciepłownictwo były w ostatnich latach beneficjentami skumulowanego wsparcia na poziomie ok. 4-6 mld zł, a wg innych nawet 6-8 mld zł. Najwięksi odnieśli ogromny sukces. Koszt skumulowany biomodernizacji 150 małych i średnich instalacji to ok. 4,5 mld zł. Dzisiaj, mali i średni, poza nielicznymi przypadkami, są nadal w tym samym miejscu i jest to sytuacja niepokojąca. W 2020 roku kończą się wszystkie możliwości wsparcia dla tych małych i średnich z poziomu UE i programów regionalnych. Mamy zatem ostatnią szansę na to, aby jeszcze coś zrobić. Być może warto skupić siły i stworzyć lepszy scenariusz dla małych elektrociepłowni i ciepłowni?

Wojciech Mazurkiewicz

prezes Zarządu AMS, Toruń