Praca badawcza, stanowiąca podstawę niniejszego opracowania, realizowana była w ścisłej współpracy oraz na potrzeby PGE Energia Ciepła S.A. (PGE EC; Przedsiębiorca), spółki z Grupy Kapitałowej PGE. PGE Energia Ciepła S.A. jest największym w Polsce producentem energii elektrycznej i ciepła, wytwarzanych w procesie wysokosprawnej kogeneracji. Posiada około 25%
udziału w rynku ciepła z kogeneracji, 16 elektrociepłowni (o mocy cieplnej 6,8 GWt, mocy elektrycznej 2,5 GWe) i sieci ciepłownicze o długości 672 km. PGE EC produkuje i dostarcza ciepło dla dużych, polskich miast, wśród których znajdują się: Kraków, Gdańsk, Gdynia, Wrocław (w tym wrocławskie Zawidawie), Rzeszów, Lublin, Szczecin, Bydgoszcz i Kielce. W miastach takich jak Toruń, Zielona Góra, Gorzów Wielkopolski, Zgierz, Siechnice i Gryfino, Przedsiębiorca jest również dystrybutorem ciepła do klientów końcowych. W przeszłości, w skład PGE EC wchodziła również elektrownia systemowa w Rybniku. W czasie realizacji prac badawczych zmianie ulegała struktura właścicielska przedsiębiorstwa, jak również jednostki produkcyjne wchodzące w skład aktywów wytwórczych. Niezmiennie jednak produkcja energii i ciepła oparta była w głównej mierze na spalaniu węgla kamiennego w kotłach pyłowych, z mniejszym udziałem spalania gazu ziemnego w turbinach gazowych oraz biomasy.
W wyniku spalania paliw kopalnych na cele energetyczne, poza podstawowymi produktami, jakimi są energia elektryczna oraz ciepło, powstaje również szereg materiałów pobocznych takich jak np. osady podekarbonizacyjne, żużle, mieszanki popiołowo-żużlowe, popiół lotny (PL), gips. Ze względu na swój skład chemiczny oraz potencjał wykorzystania materiały te nazywane są ubocznymi produktami spalania (UPS). Największymi producentami UPS są Chiny, Indie, Stany Zjednoczone oraz Południowa Afryka (Maakoe et al., 2021). Szacuje się, że na świecie, rocznie powstają 122 miliony ton ubocznych produktów spalania, z czego około 40 milionów ton w krajach EU 15 (Austria, Belgia, Dania, Finlandia, Francja, Niemcy, Grecja, Irlandia, Włochy, Luksemburg, Holandia, Portugalia, Hiszpania, Szwecja, Wielka Brytania – dane z 2018 roku). Spośród tych 40 milionów ton, produkcję popiołu lotnego ze spalania węgla szacuje się z kolei na około 25 milionów ton rocznie (Längauer et al., 2021). W Polsce ilość powstających ubocznych produktów spalania wynosi około 20 milionów ton rocznie (Bielecka et al., 2020).
Ze względu na znaczne ilości powstających UPS, ich zagospodarowanie jest niezwykle istotnym aspektem. Średnio na świecie ponowne zastosowanie znajduje około 64% mas. wytworzonych UPS.
Stopień utylizacji jest jednak zróżnicowany dla poszczególnych UPS oraz silnie zależy od kraju wytwarzania. Wacha się on od około 10% w krajach Afryki oraz Bliskiego Wschodu do 90% w krajach wysoko rozwiniętych oraz niemal 100% w Japonii (Bielecka et al. 2020; Längauer et al., 2021).
Poszukiwanie sposobu na całkowite zapobieganie składowania odpadów przemysłowych jest
szczególnie ważne w celu zapewnienia zrównoważonej przyszłości dla środowiska i lokalnego ekosystemu, a zarządzanie powstającymi UPS prowadzone powinno być zgodnie z założeniami recyclingu, jako metody ochrony środowiska, czy szerzej gospodarki o obiegu zamkniętym (ang.
Circular economy). Obie te metody zakładają ograniczenie zużycia surowców naturalnych oraz maksymalizację ponownego wykorzystania materiałów odpadowych z uwzględnieniem minimalizacji nakładów na ich przetworzenie (Geisendorf at al., 2017).
Obecnie, UPS ze spalania paliw kopalnych znajdują szerokie zastosowanie przede wszystkim w takich obszarach jak produkcja cementu i materiałów budowlanych, stabilizacja gruntów, podbudowa dróg czy rekultywacja terenów, gdzie wykorzystywane są jako tani substytut kruszyw naturalnych lub substancji wiążących (McCarthy et al., 2008; Nwankwo et al., 2020). W ciągu ostatnich 30-tu lat znaczna uwaga świata naukowego skiencentrowana jest również na poszukiwaniu nowych technologii przetwarzania UPS oraz obszarów ich zagospodarowania. Wysiłki skupiają się przede wszystkim na popiele lotnym, żużlu oraz mieszankach popiołowo-żużlowych. Przemawiają za tym nie tylko względy ekonomiczne i procesowe wytwórców energii elektrycznej, ale również postępujące zjawisko wyczerpywania się surowców naturalnych, a co za tym idzie wzrost ich cen.
Popiół lotny może stanowić na przykład źródło pierwiastków śladowych czy też być wykorzystany do produkcji materiałów syntetycznych o właściwościach identycznych lub przewyższających surowce naturalne (Belviso, 2018). Zainteresowanie potencjałem przekształcania popiołów lotnych wykazują również zakłady zajmujące się obróbką materiałów sypkich, przedsiębiorstwa zagospodarowujące UPS oraz producenci materiałów budowlanych. Wiele z zaproponowanych do tej pory innowacyjnych metod recyclingu jest jednak technologiami nieekonomicznymi i z tego powodu, trudnymi do wdrożenia.
Omawiając zagadnienie ubocznych produktów spalania powstających w wyniku produkcji energii elektrycznej i ciepła w dużych jednostkach spalania konieczna jest szeroka analiza całego otoczenia prawno-gospodarczego przedsiębiorstw produkcyjnych. Jednym z najistotniejszych czynników, mających wpływ na obraz sektora energetycznego Unii Europejskiej (UE) ostatnich lat było wdrożenie Dyrektywy 2010/75/UE Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie emisji przemysłowych, zwanej w skrócie Dyrektywą IED (OJ L 334, 17.12.2010, p. 17–119. 32010L0075). Została ona zaimplementowana do krajowego porządku prawnego poprzez zmiany wprowadzone w 2014 roku w ustawie Prawo ochrony środowiska (Dz.U. 2014 poz. 1101). Na jej mocy, od pierwszego stycznia 2016 roku nastąpiło zaostrzenie standardów emisyjnych w spalinach dla poszczególnych rodzajów źródeł, w zależności od mocy wprowadzanej w paliwie oraz rodzaju spalanego paliwa. Nowa legislacja wzmocniła również rolę Najlepszych Dostępnych Technik (z ang. Best available techniques – BAT). Konkluzje BAT wprowadzane są na podstawie dokumentów referencyjnych znanych jako BREF.
W celu dostosowywania norm do postępu naukowo-technicznego IED nakazuje rewizję dokumentów
BREF co 8 lat. Dokumenty referencyjne mają stanowić odniesienie dla wyboru najbardziej efektywnej kosztowo metody ograniczenia emisji zanieczyszczeń, zaś warunki pozwoleń zintegrowanych powinny odzwierciedlać, możliwe do osiągnięcia przez daną technikę, poziomy emisji. Ostania wersja konkluzji przyjęta została w lipcu 2017 roku decyzją wykonawczą Komisji Europejskiej nr (UE) 2017/1442 (OJ L 212, 17.8.2017, p. 1–82. 32017D1442). Potocznie decyzja ta określana jest jako konkluzje BAT dla LCP (ang. Large combustion plants). Mają one zastosowanie do instalacji energetycznego spalania paliw, o całkowitej mocy dostarczanej w paliwie wynoszącej co najmniej 50 MW. Konkluzje BAT określają dla tych obiektów wielkości emisji w odniesieniu do m.in. pyłów, SOx, NOx, HCL, HF i Hg. Porównanie wartości norm emisyjnych wynikających z Dyrektywy IED oraz konkluzji BAT przedstawiono w Tabeli 1. Wartości dla Konkluzji BAT wskazane zostały jako zakresy.
Ostateczne limity dla danego obiektu zależeć będą od decyzji lokalnych urzędów Państw Członkowskich, odpowiedzialnych za wydawanie decyzji i pozwoleń środowiskowych.
Tab. 1. Normy emisyjne z dużych jednostek spalania zgodnie z IED oraz BREF/BAT.
IED
Duże obiekty energetycznego spalania, o ile nie skorzystają z możliwości uzyskania odstępstw, powinny działać zgodnie z konkluzjami BAT dla LCP w terminie do 4 lat od daty ich publikacji. Termin ten upływa 17 sierpnia 2021 r. Dostosowanie do wymogów wynikających z konkluzji BAT dla LCP wiąże się z ogromnymi nakładami inwestycyjnymi. Zakładane cykliczne aktualizacje wytycznych BAT oznaczają dodatkowo, konieczność ciągłego rozwoju technologicznego i doskonalenia efektów środowiskowych prowadzonej działalności.
Zaostrzające się normy emisyjne pociągnęły za sobą konieczność wyposażenia jednostek wytwórczych w nowe, umożliwiające ich dotrzymanie, typy instalacji. W kontekście UPS spowodowało to z jednej strony powstanie nowych produktów, takich jak gips czy mieszaniny popiołów lotnych i odpadów stałych z wapniowych metod odsiarczania gazów odlotowych, z drugiej natomiast wpłynęły na pogorszenie jakości dostępnych popiołów lotnych (Łaskawiec et al., 2016).
Przewiduje się, że dalsze zaostrzenie norm emisyjnych, wraz z wejściem w życie zapisów konkluzji
BAT, a co za tym idzie zwiększone obciążenie istniejących instalacji oczyszczania spalin, spowoduje dalsze pogorszenie się jakości UPS. Produkty o pogorszonej jakości, są trudniejsze w zagospodarowaniu w tradycyjnych kierunkach ich utylizacji, a w wielu przypadkach muszą być składowane na składowiskach ziemnych (Brännvall et al., 2016; Huang et al., 2017).
Kolejnym z niezwykle istotnych elementów, wpływających na działalność przedsiębiorstw energetycznych, są długofalowe cele UE w zakresie energii i klimatu. Zostaly one określone w pakiecie energetycznym na rok 2020 oraz w ramach polityki klimatyczno-energetycznej UE do roku 2030. W ramach działań związanych z polityką klimatyczną, we wrześniu 2020 roku, Komisja Europejska (KE) przedstawiła nowy cel redukcji emisji gazów cieplarnianych dla UE do 2030 roku. Został on zaakceptowany przez Radę Europejską i wyniesie co najmniej 55%
redukcji względem poziomu emisji z 1990 roku. Ograniczanie emisji dwutlenku węgla (CO2) dla tzw.
dużej energetyki, energochłonnych sektorów przemysłu wytwórczego oraz linii lotniczych realizujących loty pomiędzy krajami UE realizowane jest za pomocą unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS). System ten obejmuje około 40% wszystkich emisji gazów cieplarnianych UE (Komisja Europejska, 2021). Cena za emisję tony CO2 jest obecnie czynnikiem najsilniej kształtującym obraz energetyki UE, a co za tym idzie rynek krajowy. Jeszcze w grudniu 2017, wynosiła ona około 8 Euro za tonę. Stanowiło to kontynuację stabilnego trendu, utrzymującego ją od 2012 roku, na poziomie poniżej 10 Euro. Szacowano wówczas, iż w latach 2018 – 2020 średnia cena uprawnień nominalnych kształtować się będzie na poziomie 8 – 9 Euro za tonę, a w latach 2021 – 2030, wyniesie średnio 16 Euro za tonę (Kobize, 2017). Wbrew oczekiwaniom wartość pozwoleń na emisję CO2 systematycznie rosła. Na początku 2018 roku przekroczyła granicę 10 Euro. W okresie od sierpnia 2018 roku do końca 2020 roku cena wahała się w granicach 20 – 30 Euro/tonę (Cire, 2021; Kobize, 2021). 2021 rok okazał się w tym względzie przełomowy. Tylko w jego pierwszej połowie odnotowano wzrost ceny uprawnień do 55 Euro za tonę CO2 (Cire, 2021). Tak gwałtowny skok cen ponad oczekiwania analityków, spowodował zmianę optyki i przyspieszenie odejścia od spalania węgla w kierunku paliwa przejściowego jakim jest gaz ziemny oraz paliw odnawialnych.
Powyższe aspekty, związane z kosztami wytwarzania energii z paliw kopalnych, odbijają się wyraźnie w strukturze mixu paliwowego na rynku krajowym. Generacja energii z węgla kamiennego systematycznie maleje w Polsce na rzecz gazu ziemnego, biopaliw ciekłych oraz gazowych, energii wiatru i słońca (Fig. 1; GUS, 2020). W dalszym ciągu oparta jest ona jednak w znacznej mierze na paliwach konwencjonalnych. Analizując założenia Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku (PEP, 2021) oraz strukturę polskiego rynku energii szacować można, że do 2030 roku, węgiel zapewniać będzie nadal ponad połowę energii elektrycznej w Polsce, a do co najmniej 2040 roku, odgrywał będzie znaczącą rolę w ogólnym miksie paliwowym. Dynamika przemian otoczenia
prawno-gospodarczego odbija się również w działalności Przedsiębiorcy. Rozpoczynając w 2015 roku prace badawcze, będące podstawą niniejszego doktoratu, żywotność jednostek produkcyjnych wchodzących w skład aktywów Przedsiębiorcy szacowano do 2035 – 2045 roku. W obecnym układzie, ze strategią ogłoszoną w 2020 roku, odejście od spalania węgla kamiennego w jednostkach ciepłowniczych planowane jest do 2030 roku. Transformacja przyspieszona została zatem o kilka do kilkunastu lat.
Fig. 1. Zużycie paliw w Polsce na potrzeby pozyskania energii pierwotnej (GUS, 2020).
Transformacja sektora energetycznego oraz zmiana miksu paliwowego, mają bezpośrednie przełożenie na rynek ubocznych produktów spalania. Zgodnie z danymi udostępnianymi przez GUS, w 2015 roku na terenie Polski wytworzonych zostało 3,3 mln ton materiału klasyfikowanego jako popioły lotne z węgla oraz 3,2 mln ton mieszanin popiołowych po odsiarczaniu suchym i półsuchym (GUS, 2016). W 2019 roku było to już odpowiednio 1,9 oraz 1,6 mln ton (GUS, 2021). Stawia to nowe wyzwania przed Producentami UPS.
Ze względu na lokalizację złóż węgla, większość elektrowni i elektrociepłowni węglowych ulokowana jest w centralnej i południowej Polsce. Skutkuje to na tym obszarze, wyjątkowo silną konkurencją wśród producentów UPS oraz firm zajmujących się ich obrotem. Biorąc pod uwagę otoczenie biznesowe z 2015 roku, na nasyconym i konkurencyjnym rynku UPS południowej i centralnej Polski, w perspektywie kilku lat pojawić się miała dodatkowo znaczna ilość materiału pochodzącego z nowych jednostek wytwórczych. Trwała bowiem budowa nowoczesnych, wysokosprawnych bloków węglowych elektrowni zawodowych w Kozienicach (blok o mocy osiąganej 1075 MWe – oddany do eksploatacji w 2017 roku), Opolu (dwa bloki o mocy osiąganej 905 MWe każdy – oddane do eksploatacji w 2019 roku), Jaworznie (blok o mocy osiąganej 910 MWe – oddany
do eksploatacji w 2020 roku). Duża konkurencja na rynku popiołów lotnych w tym regionie oraz perspektywa wprowadzenia do sprzedaży znacznych ilości, wysokojakościowych produktów pochodzącym z najnowszych jednostek, stanowiła zagrożenie dla możliwości utylizacji materiału gorszej jakości, pochodzącego ze starszych jednostek (aktywa Przedsiębiorcy). Ryzyko to było dodatkowo zdecydowanie wyższe dla jednostek ciepłowniczych, dla których maksimum produkcji przypada w miesiącach zimowych, czyli okresie przestoju branży budowalnej, stanowiącej podstawowy rynek zbytu. Zapewnienie wymaganych parametrów jakościowych (np. strata prażenia i miałkość) oraz poszukiwanie nowych kierunków zagospodarowania, odgrywało zatem kluczową rolę dla zapewnienia rynku zbytu.
Intensywność zachodzących przemian sprawiła, że w ciągu 6 lat sytuacja na rynku UPS zmieniła się znacząco. W 2021 roku z jednak strony wyraźnie widoczny jest trend wygaszania lub ograniczania czasu pracy starszych jednostek, ograniczający ilość generowanych w nich UPS. Z drugiej strony, na rynku dostępne są znaczne ilości wysokojakościowego produktu, pochodzącego z nowych jednostek spalania. Ze względu na czas oddania ich do eksploatacji (2020 – 2021 rok), powstające w nich UPS nie są jeszcze widoczne w danych cytowanych z dostępnych opracowań GUS (GUS, 2021). Prężnie rozwijająca się branża budowlana spowodowała jednocześnie duże zapotrzebowanie na popiół lotny i pozostałe UPS. Dalsze wycofywanie jednostek węglowych w celu spełnienia wymagań założeń klimatycznych UE spowoduje, w nieznacznej perspektywie czasu, że popiół lotny stanie się na rynku produktem deficytowym. Taka sytuacja ma już miejsce w krajach Europy Zachodniej, na przykład we Francji czy w Szwecji. Klienci stykając się z rosnącymi cenami będą jednocześnie bardziej świadomi produktu, a co za tym idzie, będą wymagać jego wysokiej jakości. Przy stale rosnących kosztach zagospodarowania popiołu niejakościowego, stanowiących dodatkowe obciążenie w obliczu rosnących kosztów działalności jednostek węglowych, umiejętne gospodarowanie i sterowanie jakością UPS stanie się zatem jeszcze bardziej istotne. Wysoce prawdopodobne jest również, iż w niedalekiej przyszłości, w związku z niedoborami materiału na rynku, konieczny może się okazać odzysk popiołu z istniejących składowisk ziemnych. Szacuje się, że w Polsce na składowiskach znajduje się około 350 milionów ton popiołu lotnego oraz mieszanek popiołowo żużlowych z mokrego odprowadzania odpadów paleniskowych, powstałych ze spalania węgla kamiennego i brunatnego. Część z dostępnych odpadów, znajdujących się na niezrekultywowanych składowiskach, pochodzi nawet z początków lat 70-tych XX wieku (GUS, 2021). Przedsiębiorca jest właścicielem kilkunastu składowisk ziemnych, we wszystkich miastach, w których zlokalizowane są jednostki wytwórcze. W celu zagospodarowania, materiał znajdujący się na składowiskach, będzie wymagał odpowiedniego przetworzenia i przygotowania do sprzedaży. Znajomość z wyprzedzeniem dostępnych technologii jest zatem kluczowa dla przygotowania Przedsiębiorcy do nadchodzącej przyszłości.
Biorąc pod uwagę powyższe kwestie, merytorycznie uzasadnione jest ciągłe poszukiwanie nowatorskich metod waloryzacji jakości popiołu lotnego jak również poszukiwanie nowych kierunków jego recyclingu i utylizacji. Kompleksowa strategia zagospodarowania, wykorzystująca nowoczesne technologie, umożliwiłaby optymalizację kosztów ponoszonych przez producentów energii oraz pełne wykorzystanie potencjału dostępnych materiałów przy jednoczesnym ograniczaniu negatywnego wpływu na środowisko.
Niniejsza rozprawa doktorska koncentruje się na aspektach związanych z popiołem lotnym ze spalania węgla kamiennego w jednostkach produkujących energię elektryczną i ciepło. Stanowi rozszerzenie danych dostępnych w literaturze o aspekty związane z modelem zarządzania popiołem lotnym w zakładach wytwórczych. Poszerzono wiedzę na temat struktury jakościowej popiołu lotnego powstającego w dużych jednostkach spalania w zależności od miejsca jego odbioru.
Zaprezentowano również szeroki przegląd metod waloryzacji tego UPS z uwzględnieniem możliwości wdrożenia poszczególnych rozwiązań w działalności Przedsiębiorcy. Na podstawie prezentowanych prac badawczych opisano szczegółowo wpływ wybranej technologii waloryzacji na parametry użytkowe pozyskiwanego produktu procesu optymalizacji. Rozprawa doktorska zawiera również opis zaproponowanej koncepcji wykorzystania niejakościowego popiołu lotnego, a także wyniki przeprowadzonych doświadczeń laboratoryjnych. Uzyskane wyniki prac badawczych, posłużyły do opracowania modelu zarządzania popiołem lotnym w jednostkach produkcyjnych, umożliwiającego zagospodarowanie stu procent wytwarzanego popiołu lotnego z uwzględnieniem uwarunkowań rynku lokalnego.