M Piotr Wachowski

W YDZIAŁ M ASZYN R OBOCZYCH I T RANSPORTU

Piotr Wachowski

M ETODYKA WYBORU I OCENY

KLUCZOWYCH ASPEKTÓW EKOLOGICZNYCH W PRODUKCJI CIEPŁA NA PRZYKŁADZIE

WYBRANEGO PRZEDSIĘBIORSTWA ENERGETYCZNEGO

Rozprawa doktorska

Promotor :

prof. dr hab. inż. Zbigniew Kłos

Spis treści

STRESZCZENIE ... 5

SUMMARY ... 7

1. WPROWADZENIE. CEL I ZAKRES PRACY ... 9

1.1. Tło problematyki pracy ... 9

1.2. Cel i zakres pracy ... 11

2. ODDZIAŁYWANIE SEKTORA ENERGETYCZNEGO NA ŚRODOWISKO .... 14

2.1. Energetyczne wyzwania środowiskowe dla Polski ... 14

2.2. Charakterystyka polskiego systemu energetycznego ... 15

2.2.1. Wprowadzenie ... 15

2.2.2. Sektor wytwarzania energii ... 17

2.2.3. Sektor przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej ... 20

2.2.4. Sektor dystrybucji ciepła ... 22

2.3. Problematyka energetyczna w badaniach ekobilansowych ... 23

2.4. Środowiskowa ocena cyklu życia (LCA) – założenia i dane inwentarzowe ... 29

2.5. Środowiskowa ocena cyklu życia (LCA) – ocena wpływu cyklu życia ... 32

2.6. Porównanie produkcji energii elektrycznej ... 32

2.7. Porównanie produkcji i dystrybucji energii elektrycznej i cieplnej ... 39

2.8. Wnioski ... 46

3. CZYNNIKI KSZTAŁTUJĄCE ASPEKTY EKOLOGICZNE I METODY ICH OCENY ... 50

3.1. Uwarunkowania formalno-prawne dotyczące aspektów ekologicznych ... 50

3.1.1. Przepisy Unii Europejskiej ... 50

3.1.2. Wybrane polskie przepisy prawne ... 67

3.1.3. Decyzje administracyjne ... 70

3.1.4. Normy ISO i EMAS ... 72

3.2. Pojęcie aspektu ekologicznego w produkcji ciepła ... 74

3.2.1. Ujęcie normatywne ... 74

3.2.2. Aspekt ekologiczny w produkcji ciepła... 75

3.2.3. Przykłady określania znaczących aspektów ekologicznych w wybranych przedsiębiorstwach energetycznych ... 76

3.2.4. Podsumowanie ... 81

4. CHARAKTERYSTYKA OBIEKTU BADAŃ ... 83

4.1. Wybór przedsiębiorstwa energetycznego i jego uzasadnienie ... 83

4.1.1. Charakterystyka sektora energetycznego w Polsce ... 83

4.2. Prezentacja wybranego przedsiębiorstwa energetycznego ... 88

4.2.1. Ogólny opis przedsiębiorstwa ... 88

4.2.2. Ogólny opis produkcji energii elektrycznej i ciepła z węgla kamiennego w wybranej elektrociepłowni ... 90

4.2.3. Rodzaje instalacji... 92

4.2.4. Możliwe warianty funkcjonowania instalacji i urządzeń ... 96

4.2.5. Parametry pracy w warunkach odbiegających od normalnych ... 99

4.2.6. Aspekty ekologiczne w funkcjonowaniu przedsiębiorstwa ... 101

5. METODYKA WYBORU I OCENY ASPEKTÓW EKOLOGICZNYCH ... 104

5.1. Analiza sposobów identyfikacji i oceny aspektów ekologicznych ... 104

5.2. Prezentacja opracowanej metodyki identyfikacji i oceny aspektów ekologicznych ... 117

5.2.1. Ogólny zarys metodyki oceny aspektów ekologicznych ... 117

5.2.2. Czynności przygotowawcze ... 118

5.2.3. Zasadnicze etapy metodyki identyfikacji i oceny aspektów ekologicznych ... 120

5.2.4. Określenie wykazu zidentyfikowanych i znaczących aspektów ekologicznych ... 125

6. OCENA OPRACOWANEJ METODYKI NA PRZYKŁADZIE WYBRANEGO PRZEDSIĘBIORSTWA ENERGETYCZNEGO ... 128

6.1. Zastosowanie metodyki do oceny znaczących aspektów ekologicznych ... 128

6.2. Skuteczność zaproponowanej metody identyfikacji i oceny aspektów ekologicznych na przykładzie wybranego przedsiębiorstwa ... 134

7. PODSUMOWANIE ... 145

8. LITERATURA ... 150

ZAŁĄCZNIKI ... 161

STRESZCZENIE

Piotr Wachowski

Metodyka wyboru i oceny kluczowych aspektów ekologicznych w produkcji ciepła na przykładzie wybranego przedsiębiorstwa energetycznego

Rozprawa jest poświęcona wybranym zagadnieniom z zakresu zarządzania środowiskowego, związanym z identyfikacją, wyborem oraz ewaluacją oddziaływań środowiskowych pojawiających się w toku działalności organizacji, a ściślej – przedsiębiorstwa energetycznego. Głównym celem przyświecającym jej realizacji było opracowanie metody wyboru kluczowych aspektów ekologicznych w produkcji ciepła, występujących w normalnych i pogorszonych/awaryjnych warunkach eksploatacyjnych przedsiębiorstwa energetycznego przy założeniu utrzymania sprawności urządzeń wytwórczych i osiągnięciu efektywności ekonomicznej.

Przedstawiono tło i genezę podjętej tematyki oraz nakreślono zagadnienia dotyczące oddziaływania sektora energetycznego na środowisko, zwłaszcza w polskich realiach.

Scharakteryzowano problematykę energetyczną w badaniach ekobilansowych oraz podano podstawowe założenia środowiskowej oceny cyklu życia LCA.

Następnie przybliżono aktualne uwarunkowania formalno-prawne w zakresie czynników kształtujących aspekty ekologiczne oraz metody ich oceny. Przytoczono i omówiono najważniejsze przepisy Unii Europejskiej, wybrane polskie przepisy prawne oraz niektóre pozostałe uwarunkowania. Zdefiniowano pojęcie aspektu ekologicznego, zarówno w ujęciu normatywnym, jak i w specyficznym rozumieniu w produkcji ciepła i podano przykłady określania znaczących aspektów środowiskowych w wybranych przedsiębiorstwach energetycznych. Dokonano również wyboru przedsiębiorstwa energetycznego, do którego praktycznych działań wprowadzono autorskie rozwiązania metodyczne dotyczące identyfikacji i oceny aspektów ekologicznych.

Najważniejszą część pracy stanowi opis zaproponowanej metodyki identyfikacji, wyboru i oceny aspektów ekologicznych, obejmujący założenia metodyczne, opis czynności przygotowawczych, zestawienie zasadniczych etapów podanej metodyki oraz określenie efektu końcowego – wykazu zidentyfikowanych i znaczących aspektów ekologicznych.

Funkcjonowanie w praktyce wypracowanych rozwiązań metodycznych zostało następnie

energetycznego. Poddano analizie wszystkie formy działalności przedsiębiorstwa i

wyodrębniono związane z nimi aspekty ekologiczne, które następnie oceniono z

wykorzystaniem autorskiej metodyki ewaluacji. Odniesiono się również do skuteczności

zaproponowanej metodyki, podając korzyści płynące z jej zastosowania, jej silne strony oraz

potencjalne niedoskonałości, wymagające dalszego doskonalenia.

SUMMARY

Piotr Wachowski

Methodology of selection and evaluation of essential environmental aspects in the production of heat on the example of selected energetic company

The dissertation is devoted to the selected issues from area of environmental management, connected with identification, selection and evaluation of environmental impact appearing during the activity of an organization and more precisely – energy company. The main goal of this dissertation was development of a method of selection the key ecological aspects in heat production, under normal and degradated/emergency operating conditions of the energy company assuming the constant efficiency of generation equipment and achieving economic efficiency.

In this dissertation a background and genesis of mentioned area was described, alongside the issues concerning the impact of the energy sector on the environment, especially in the Polish realities. Furthermore, the dissertation characterize the energy issues in eco-balance research and gives the basic assumptions of the environmental life cycle LCA evaluation.

The next step was to describe the up-to-date formal and legal conditions of the factors affecting the ecological aspects and methods of their assessment. This dissertation quotes and describes the main regulations of European Union, the chosen Polish regulations and some of the other conditions. Furthermore, it defines the concept of the ecological aspect, both in terms of normative and specific meaning in the production of heat and gives examples of the determining the significant environmental aspects in selected energy companies and describes the selection of an energy company in which the practical actions were modified by implementation of original, methodological solution of identification and evaluation of the ecological aspects.

The most important part of this dissertation is the description of proposed methodology of identification, selection and evaluation of ecological aspects, including the methodological assumptions, the description of preparatory activities, summary of the basic phases of the given methodology and definition of the final result – a list of the identified, significant environmental aspects.

The practical functioning of developed methodological solutions was later verified and

activity forms were analyzed and from them the ecological aspects were separated, to be

later evaluated using the original evaluation method. Also, a reference was made to the

effectiveness of the proposed methodology, giving the benefits of its use, its strengths and

potential imperfections that would require further improvement.

1. WPROWADZENIE. CEL I ZAKRES PRACY 1.1. Tło problematyki pracy

Polski przemysł elektroenergetyczny przebył długą drogę od początku procesów transformacyjnych w roku 1990 do chwili obecnej. Jednym z największych wyzwań było rozpoczęcie i sukcesywne prowadzenie zjawisk demonopolizacji i prywatyzacji przedsiębiorstw sektora. Co więcej, w związku z aktualnymi tendencjami rozwoju tego sektora oraz dynamicznie zmieniającymi się uwarunkowaniami prawnymi obowiązującymi w Unii Europejskiej na funkcjonujących na polskim rynku przedsiębiorstwach wywierana jest ogromna presja zmian w każdym aspekcie ich funkcjonowania: struktury własnościowej, świadczonych usług, wykorzystywanych surowców, wielkości podstawowych emisji itp.

Od początku okresu przemian po dziś dzień rozwija się i rośnie świadomość wyzwań z którymi będzie się musiał zmierzyć sektor elektroenergetyczny. Wyzwania te po części wynikają z jego stanu w okresie przedtransformacyjnym, jednak są warunkowane przede wszystkim koniecznością zapewnienia bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju przy jednoczesnym spełnianiu coraz wyższych wymagań w zakresie jakości i stabilności dostaw energii, ekonomicznej efektywności jej produkcji, sprzedaży i transferu oraz wolumenu generowanych obciążeń środowiskowych. Wiele publikacji dotyczących stanu sektora elektroenergetycznego w Polsce (m.in. [4, 70, 89, 90, 121] sygnalizuje podstawowe problemy sektorowe, do których należą przede wszystkim:

 kurczenie zdolności wydobywczych w zakresie węgla (bezinwestycyjnych),

 szybka dekapitalizacja zdolności wytwórczych elektroenergetyki,

 wzrost trudności lokalizacyjnych nowych sieci elektroenergetycznych,

 trudności w dywersyfikacji źródeł zasilania (zwłaszcza nowych kierunków dostaw gazu),

 niski udział energii ze źródeł odnawialnych w całkowitym bilansie energetycznym kraju,

 niską jakość zarządzania alokacją uprawnień do emisji CO 2 .

Z powyższego wynika zasadniczy ogólny wniosek – tempo dostosowywania się polskiej energetyki do zmieniającej się rzeczywistości jest zdecydowanie za wolne.

W dokumencie pt. „Polska polityka energetyczna do roku 2030” przyjętym w roku 2009

[88] sformułowano kluczowe wyzwania sektorowe w rozpatrywanym okresie oraz kierunki

 poprawa efektywności energetycznej,

 wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii,

 dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej (przez wprowadzenie energetyki jądrowej),

 rozwój wykorzystania odnawianych źródeł energii, w tym biopaliw,

 rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii,

 ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.

Jak zauważono, przyjęte kierunki rozwoju są w znacznym stopniu współzależne.

Jednym z kluczowych problemów i zarazem wyzwań, w obliczu których stoi polska elektroenergetyka, który stanowi przedmiot zainteresowań autora pracy, jest konieczność sukcesywnego zmniejszania wpływu tego sektora na środowisko. Ewoluujące prawodawstwo Unii Europejskiej oraz główne kierunki rozwoju gospodarczego w skali świata i Europy wymuszają stopniową redukcję emisji podstawowych zanieczyszczeń do środowiska oraz dbałość o zmniejszanie uciążliwości środowiskowej związanej z występowaniem innych aspektów ekologicznych.

Jako główne cele w zakresie ograniczania oddziaływania sektora elektroenergetycznego na środowisko nakreślono [88]:

 ograniczenie emisji CO 2 do 2020 roku przy zachowaniu wysokiego poziomu bezpieczeństwa energetycznego,

 ograniczenie pozostałych podstawowych emisji (SO 2 i NO x oraz pyłów – w tym PM10 i PM2,5) do poziomów wynikających z obecnych i projektowanych regulacji unijnych,

 ograniczanie negatywnego oddziaływania energetyki na stan wód powierzchniowych i podziemnych,

 minimalizację składowania odpadów przez ich jak najszersze wykorzystanie w gospodarce,

 zmianę struktury wytwarzania energii w kierunku technologii niskoemisyjnych.

Cele, zadania i działania nakreślone w dokumentach strategicznych (m.in. w [88]) mają

charakter dość ogólny ze względu na znaczny obszar ich oddziaływania (cały sektor

elektroenergetyczny). Muszą one zostać przełożone na grunt praktyczny we wszystkich

podmiotach wchodzących w skład sektora i właśnie w nich powinny zostać podjęte

praktyczne działania zmierzające do obniżenia uciążliwości środowiskowej związanej z

produkcją i dystrybucją energii elektrycznej oraz ciepła.

Zestawy praktycznych narzędzi do kształtowania polityki środowiskowej organizacji (w tym przedsiębiorstw) zostały ujęte w rozwiązaniach z zakresu systemów zarządzania środowiskowego (np. opartych o EMAS lub normę PN-EN ISO 14001 – polskojęzyczna wersja normy z 2005 r. została wycofana i zastąpiona anglojęzyczną wersją PN-EN ISO 14001:2015-09, jednak w dalszym ciągu pracy będzie przywoływana polskojęzyczna norma z 2005 roku). Wszystkie rozwiązania metodyczne zaproponowane w pracy powstały na podstawie doświadczeń autora niniejszej pracy w zakresie projektowania, kształtowania, wdrażania i obsługi systemów zarządzania środowiskowego w przedsiębiorstwach sektora elektroenergetycznego.

1.2. Cel i zakres pracy

Produkcja ciepła jest procesem bardzo złożonym, wymagającym spełnienia wielu istotnych warunków o charakterze jakościowym i środowiskowym. Proces ten jest silnie uwarunkowany nie tylko polskimi przepisami prawa, ale również uregulowaniami unijnymi, szczególnie w zakresie ochrony środowiska. Zostały one w dużym stopniu przetransponowane do polskiego prawodawstwa po przystąpieniu do Unii Europejskiej. Ze względu na silny wpływ procesu wytwarzania energii na środowisko, od 2002 r. na podstawie ustawy „Prawo ochrony środowiska” instalacje stosowane w przemyśle energetycznym do spalania paliw o mocy nominalnej ponad 50 MWt wymagają uzyskania decyzji administracyjnej (pozwolenia zintegrowanego), która w sposób kompleksowy reguluje zakres możliwości oddziaływania tych podmiotów na środowisko naturalne.

Chcąc w pełni identyfikować i monitorować oddziaływanie ubocznych efektów wytwarzania energii na otoczenie w przemyśle energetycznym opracowuje się i wdraża system zarządzania środowiskowego, oparty na wymogach normy PN-EN ISO 14001:2005 [84]. Zgodnie z tymi wymogami występuje konieczność opracowania i wdrożenia procedury identyfikacji i oceny aspektów środowiskowych, czyli elementów działalności organizacji (jej wyrobów lub usług), które wpływają lub mogą wpływać na środowisko. Zagadnienie to, choć powiązane ze standardem, zawiera duży ładunek poznawczy, co pozwala na to, by było elementem składowym dysertacji.

Rozpoznanie literaturowe wykazało, że dotychczas nie ma powszechnie akceptowanych i

usystematyzowanych metod wyboru oraz oceny aspektów ekologicznych związanych z

działalnością podmiotów gospodarczych, a w szczególności przedsiębiorstw

ekologicznych jest spełnienie coraz bardziej rygorystycznych wymogów prawnych, których nierespektowanie prowadzi do dużych obciążeń finansowych przedsiębiorstw. Zmiany w światowym układzie geopolitycznym, rozwój myśli technicznej oraz wzrost świadomości ekologicznej społeczeństw wymusza systemowe podejście do problematyki identyfikacji i oceny aspektów ekologicznych przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego kraju, optymalizacji funkcjonowania źródeł energii, systematycznego zwiększenia w działalności udziału odnawialnych źródeł energii oraz zapewnienia recyklingu odpadów i ograniczenia zużycia wody.

Skala problemu wskazuje na potrzebę przeprowadzenia szczegółowych badań i opracowania rozwiązań metodycznych, które będą przydatne dla przedsiębiorstw energetycznych. Stąd też celem głównym pracy jest opracowanie metodyki wyboru kluczowych aspektów ekologicznych w produkcji ciepła w normalnych i pogorszonych/awaryjnych warunkach eksploatacyjnych przedsiębiorstwa energetycznego przy założeniu utrzymania sprawności urządzeń wytwórczych i osiągnięciu efektywności ekonomicznej. Przez normalne warunki eksploatacyjne należy rozumieć działalność odbywającą się w granicach tolerancji prawidłowego działania, a przez pogorszone/awaryjne warunki eksploatacyjne – zmianę działalności na mniej korzystną, występującą tylko w wyjątkowych sytuacjach (na przykład spychacz napędzany olejem napędowym podczas normalnych warunków eksploatacji oddziałuje na środowisko zanieczyszczając powietrze oraz zubażając naturalne złoża ropy naftowej; w pogorszonych warunkach eksploatacji może wystąpić przeciek ze zbiornika paliwa spychacza, co spowoduje zanieczyszczenie gleby, ponadto może nastąpić dodatkowo samozapłon i spowodować pożar; tym samym wpływ na środowisko zostaje poszerzony o zanieczyszczenie gleby i wody).

Przystępując do realizacji rozprawy, dla osiągnięcia założonego celu głównego przyjęto wykonanie następujących zadań szczegółowych:

1) analizę czynników kształtujących aspekty ekologiczne w sektorze energetycznym, 2) przegląd uwarunkowań formalnoprawnych aspektów ekologicznych,

3) przegląd metod identyfikacji i oceny aspektów ekologicznych w przedsiębiorstwach energetycznych,

4) opracowanie metodyki identyfikacji i oceny aspektów ekologicznych,

5) dokonanie oceny zaproponowanej metodyki identyfikacji i oceny aspektów

ekologicznych w normalnych i pogorszonych warunkach eksploatacyjnych.

Cel główny pracy będzie można uznać za osiągnięty, gdy opracowana metodyka wyboru i oceny kluczowych aspektów ekologicznych w produkcji ciepła w przedsiębiorstwie energetycznym zostanie pozytywnie zweryfikowana w wybranym przedsiębiorstwie energetycznym. Zaproponowane rozwiązania metodyczne powinny skupić się na określeniu wszystkich interakcji ze środowiskiem, występujących w działaniach organizacji. Następnie zidentyfikowane aspekty ekologiczne powinny zostać poddane weryfikacji w odniesieniu do poziomu ich krytyczności (znaczenia dla organizacji). Na podstawie etapu weryfikacji, wyboru i oceny powinna zostać sporządzona lista znaczących dla organizacji aspektów ekologicznych, których występowanie i związane z nimi konsekwencje powinny być monitorowane w toku działań organizacji.

Zasadniczą treść pracy przedstawiono w rozdziałach od drugiego do siódmego. W drugim rozdziale zaprezentowano oddziaływanie sektora energetycznego na środowisko. W trzecim rozdziale omówiono czynniki kształtujące aspekty ekologiczne i metody ich oceny.

W czwartym zawarto wybór i charakterystykę obiektu badań. Metodykę identyfikacji i oceny aspektów ekologicznych przedstawiono w rozdziale piątym. W szóstym rozdziale dokonano weryfikacji opracowanej metodyki oceny aspektów ekologicznych na przykładzie wybranego przedsiębiorstwa energetycznego. Rozdział siódmy to podsumowanie rozprawy.

Pracę kończy spis wykorzystanych pozycji literaturowych oraz część załącznikowa zawierająca materiały wykorzystywane przy praktycznej realizacji zaproponowanych rozwiązań metodycznych.

Układ pracy został dostosowany do realizacji wyżej podanych zadań szczegółowych. Do

pierwszych dwóch zadań odniesiono się w rozdziale drugim i trzecim. Przegląd metod

identyfikacji i oceny aspektów ekologicznych w przedsiębiorstwach energetycznych oraz

opracowanie stosownej metodyki zawarto w rozdziale piątym. Dokonanie oceny aspektów

ekologicznych w normalnych i pogorszonych warunkach eksploatacyjnych ujęto w rozdziale

szóstym.

2. ODDZIAŁYWANIE SEKTORA ENERGETYCZNEGO NA ŚRODOWISKO

2.1. Energetyczne wyzwania środowiskowe dla Polski

Wymóg 20% redukcji emisji ditlenku węgla w 2020 roku, w stosunku do stanu z 2005 roku, stanowi dla Polski poważne wyzwanie, o istotnych potencjalnych konsekwencjach społecznych, ekonomicznych i środowiskowych, tym bardziej, że kraj nasz znajduje się wśród sześciu największych państw emitujących w Unii Europejskiej. Do oceny wpływu na gospodarkę działań, planowanych i podejmowanych w celu osiągnięcia niskoemisyjności, wykorzystuje się modele makroekonomiczne, np. model równowagi ogólnej [7].

Systemy energetyczne, ze środowiskowego punktu widzenia, stanowią same w sobie istotną kwestię, ponieważ tworzą układ złożonych procesów technologicznych i związanych z nimi cykli życia wyrobów. Ich znaczenie potęguje fakt, że energia jest powszechnym elementem występującym w cyklu życia prawie każdego wyrobu.

Ze środowiskowego punktu widzenia, głównym problemem polskiego systemu energetycznego jest oparcie się w zdecydowanym stopniu na kopalnych stałych nośnikach energii: węglu kamiennym i węglu brunatnym. Z jednej strony powoduje to następstwa w zakresie wyczerpywania nieodnawialnych zasobów energetycznych, z drugiej natomiast prowadzi do emisji szkodliwych zanieczyszczeń powstających w drodze spalania paliw kopalnych. Mowa tu głównie o emisji do powietrza takich związków, jak: ditlenek węgla, ditlenek siarki, tlenki azotu i pyły. Prognozowane zmiany struktury produkcji energii i związane z tym zmiany technologiczne, mają doprowadzić do redukcji wspomnianych zanieczyszczeń. Przewiduje się [92], że emisja CO 2 będzie stopniowo maleć z poziomu ok.

332 mln ton w 2006 r. do ok. 280 mln ton w 2020. Obniżenie emisji w stosunku do emisji w 1990 r., wynosi ok. 15%, pomimo 11% wzrostu zapotrzebowania na energię finalną w tym okresie. Po 2020 r. prognozuje się stopniowy wzrost emisji CO 2 [92], jednak dzięki wprowadzeniu kolejnych bloków jądrowych emisja przekroczy 300 mln ton dopiero w 2030 r., pozostając nadal o ok. 8,5% poniżej emisji w 1990 r. W przypadku SO 2 przewiduje się istotną redukcję emisji – ponad 60% w stosunku do roku 2006. Przy przyjętych założeniach krajowa emisja SO 2 zmniejszy się z poziomu 1216 kt w 2006 r. do ok. 480 kt w 2020 r. i 450 kt w 2030 r. [92]. W odniesieniu do tlenków azotu przewiduje się, że krajowa emisja NO x

zmniejszy się z poziomu 857 kt w 2006 r. do ok. 650 kt w 2020 r. i 630 kt w 2030 r. Emisja

pyłów lotnych będzie się wyraźnie obniżać, gdyż czynniki wpływające pozytywnie na

redukcję emisji siarki sprzyjają również obniżeniu emisji pyłów. W szczególności dotyczy to zmniejszenia zużycia węgla w małych źródłach spalania [92].

2.2. Charakterystyka polskiego systemu energetycznego 2.2.1. Wprowadzenie

Polski sektor energetyczny stoi przed szeregiem wyzwań, które wynikają z rosnącego zapotrzebowania gospodarki na energię finalną i nieadekwatnego do tego stanu infrastruktury wytwórczej i przesyłowej, uzależnienia od zewnętrznych dostaw gazu ziemnego i ropy naftowej, a także zobowiązań międzynarodowych, m.in. w zakresie wykorzystania odnawialnych źródeł energii oraz ochrony klimatu. W związku z tym konieczne jest podjęcie zdecydowanych działań, zwłaszcza w obliczu możliwości wystąpienia szeregu niekorzystnych zjawisk, np. znacznego wzrostu cen surowców energetycznych, poważnych awarii systemów energetycznych oraz pogarszania jakości środowiska. Wszystko to w najbliższym okresie (do 2030 r.) wymagać będzie zmiany podejścia w polityce energetycznej, której cele i zadania powinny bazować na wiarygodnych i rzetelnie udokumentowanych danych. Ponadto wzrost udziału różnego typu dotacji z UE wymaga przejrzystej i regularnie wykonywanej oceny, zwłaszcza dotyczącej inwestycji sektora energetycznego, która powinna uwzględniać zaostrzające się wymagania m.in.

dotyczące ochrony środowiska, zubożenia zasobów paliw itp.

Rynek wytwarzania energii w Polsce to przede wszystkim elektrownie i elektrociepłownie zawodowe, których udział w wytworzeniu 163 548,0 GWh energii elektrycznej w 2011 roku wyniósł 92,7%. W tym samym roku elektrociepłownie i ciepłownie przemysłowe wykazały udział na poziomie 4,8%, zaś pozostałe to 2,5% [10].

Wśród podmiotów zawodowych dominują te zasilane węglem kamiennym (58,4%) oraz węglem brunatnym (33%), o łącznej mocy zainstalowanej 30 386,3 MW [10]. Polska, mimo dużych zasobów węgla kamiennego i brunatnego, jest prawie całkowicie uzależniona od importu innych surowców energetycznych, tj. gazu ziemnego (22% wszystkich importowanych surowców energetycznych) i ropy naftowej (57% wszystkich importowanych surowców energetycznych). Biorąc pod uwagę strukturę produkcji energii oraz zobowiązania wynikające z umów międzynarodowych, do strategicznych założeń

„Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” zalicza się [92]:

 poprawę efektywności energetycznej,

 dywersyfikację struktury wytwarzania energii elektrycznej, w tym przez wprowadzenie energetyki jądrowej,

 rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw,

 rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii,

 ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.

Prognozy dla Polski przewidują znaczne obniżenie zużycia energii pierwotnej na jednostkę PKB (tabela 2.1) z poziomu ok. 89,4 toe/mln zł’07 w 2006 r. do ok. 33,0 toe/mln zł’07 w 2030 r. Zakłada się także obniżenie elektrochłonności PKB z poziomu 137,7 MWh/zł’07 w 2006 r. do 60,6 MWh/zł’07. W 2030 r. ponadto przewiduje się, że poziom efektywności energetycznej polskiej gospodarki odpowiadający średniemu poziomowi efektywności krajów UE15 z 2005 r. (177,4 toe/mln $’00) zostanie osiągnięty pod koniec okresu prognozy (2030 rok) [92].

Tab. 2.1 Energochłonność i elektrochłonność PKB – prognozy dla Polski w latach 2006-2030 [92]

rok 2006 2010 2015 2020 2025 2030

Energochłonność [toe/mln zł’07] 89,4 73,1 56,7 46,6 38,6 33,0 Elektrochłonność [MWh/ mln zł’07] 137,7 110,4 90,4 77,8 67,8 60,6

W „Prognozie zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku” założono realizację modernizacji technicznej i ekologicznej urządzeń wytwórczych energetyki zawodowej i przemysłowej niezbędnej dla dotrzymania norm emisji pyłu, ditlenku siarki i tlenków azotu, zgodnych z rozporządzeniem Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2005 r.

w sprawie standardów emisyjnych z instalacji spalania paliw (Dz. U. Nr 260 poz. 2181) oraz

stosownych przepisów Unii Europejskiej [24, 25]. Uzyskanie założonych celów wiązać się

będzie z koniecznością wycofania lub dokonania głębokiej modernizacji mocy wytwórczych

elektrowni systemowych, głównie opartych na węglu. Wycofania mają następować

systematycznie do 2030 roku, podczas gdy modernizacje były przeprowadzane do 2015 roku

(tabela 2.2). Ponadto, spełnienie założonych celów strategicznych, wiązać się będzie przede

wszystkim ze zwiększeniem zużycia energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych oraz z

kogeneracji, wzrostem zużycia biopaliw w transporcie, zwiększeniem zużycia gazu

ziemnego we wszystkich sektorach, poprawą sprawności wytwarzania oraz przesyłu i

dystrybucji energii elektrycznej i ciepła oraz uruchomieniem kilku bloków jądrowych do

2020 roku [92].

Tab. 2.2 Planowane i prognozowane wycofania wytwórczych mocy brutto w elektrowniach systemowych (MW) [92]

rok 2008-2010 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030 WĘGIEL KAMIENNY

wycofania 330 1825 2785 2805 4527

głęboka modernizacja 222 444 WĘGIEL BRUNATNY

wycofania 240 1073 1340

głęboka modernizacja 1480 3760 OGÓŁEM

wycofania 570 2898 4125 2805 4527

głęboka modernizacja 1702 4204

2.2.2. Sektor wytwarzania energii

W 2011 r. moc zainstalowana w polskim Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) wyraźnie wzrosła w stosunku do lat poprzednich i wyniosła (wzrost o 4,2% w porównaniu do 2010 r.). W nadchodzących latach prognozuje się dla Polski umiarkowany wzrost finalnego zapotrzebowania na energię elektryczną z poziomu ok. 111 TWh w 2006 r.

do ok. 172 TWh w 2030 r. (tabela 2.3), co oznacza wzrost o ok. 55% i co jest spowodowane przewidywanym wykorzystaniem istniejących jeszcze rezerw transformacji rynkowej i działań efektywnościowych w gospodarce. Zapotrzebowanie na moc szczytową wzrośnie z poziomu 23,5 MW w 2006 r. do ok. 34,5 MW w 2030 r. Zapotrzebowanie na energię elektryczną brutto wzrośnie z poziomu ok. 151 TWh w 2006 r. do ok. 217 TWh w 2030 r.

[92].

Tab. 2.3 Krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczna dla Polski (TWh) [92]

2006 2010 2015 2020 2025 2030

Energia finalna 111 104,6 115,2 130,8 152,7 171,6

Sektor energii 11,6 11,3 11,6 12,1 12,7 13,3

Straty przesyłu i dystrybucji 14,1 12,9 13,2 13,2 15 16,8 Zapotrzebowanie netto 136,6 128,7 140 156,1 180,4 201,7

Potrzeby własne 14,1 12,3 12,8 13,2 14,2 15,7

Zapotrzebowanie brutto 150,7 141 152,8 169,3 194,6 217,4

W Polsce, w strukturze produkcji energii elektrycznej, dominują wciąż dwa podstawowe

jednak wzrost znaczenia odnawialnych źródeł energii (OZE), w tym energii wody i biomasy.

Biomasę wykorzystuje się głównie w biogazowniach oraz w procesie współspalania z węglem [68]. W tab. 2.4 zestawiono prognozowaną strukturę produkcji w przeliczeniu na przewidywaną produkcję energii elektrycznej netto [92] oraz dane inwentarzowe pobrane z bazy ecoinvent ¹ w przeliczeniu na 1 kWh (www.ecoinvent.ch). Jak widać, wyraźnie zmniejsza się udział węgla kamiennego z 58,3% w 2006 roku do 35,6% w 2030 roku, co stanowi różnicę 22,7%. Zauważalny jest także spadek znaczenia węgla brunatnego, który na przestrzeni 2006-2030 wyniesie niemal 13%. Przewiduje się powolny wzrost udziału gazu ziemnego (do 6,6%) oraz istotny udział energii jądrowej od 2020 roku. Zgodnie z założeniem wkład energii odnawialnej w 2030 ma sięgnąć poziomu 18,8%, co stanowi znaczące wyzwanie jeśli spojrzeć, że w 2010 roku wyniósł on 6,2%.

Głównymi prognozowanymi źródłami energii odnawialnej mają być biomasa, biogaz i wiatr. Jeśli porównać dane dotyczące struktury produkcji energii elektrycznej w Polsce wg nośników (zawarte w bazie ecoinvent), z prognozowanymi wartościami dla pozostałych lat, to widać, że różnice są znaczące, szczególnie od 2015 roku. Dane ecoinvent zbliżone są do statystyk z lat 2006 i 2010, co znaczy, że przewidziana dla nich reprezentatywność czasowa (1992-2004) jest słuszna i że mogą one służyć jako wiarygodne źródło danych inwentarzowych dla procesów realizowanych nawet do 2010 roku. Jednak analiza analogicznych danych statystycznych od 2011 roku pokazuje, że należałoby skorygować dane w następujących kierunkach: zmniejszenie udziału węgla kamiennego i brunatnego, zwiększenie udziału gazu ziemnego, zwiększenie udziału biomasy i biogazu oraz energii wiatrowej. Na podstawie danych z tabeli 2.4 sporządzono tabele inwentarzowe odpowiadające poszczególnych rocznikom i przeprowadzono porównawczą analizę ekobilansową, której wyniki zaprezentowano w dalszej części rozdziału.

1

Ecoinvent jest wiodącą na świecie bazą danych LCI (Life Cycle Inventory – inwentaryzacji cyklu życia –

drugiego etapu realizacji metody oceny cyklu życia), która dostarcza kompleksowych, przejrzystych i

spójnych danych o produktach i procesach. Baza zawiera dobrze udokumentowane dane procesowe dla

tysięcy produktów, wspomagając obliczenia i analizy środowiskowe. Jest sukcesywnie tworzona i

rozwijana przez Stowarzyszenie Ecoinvent, obecnie organizację non-profit założoną przez instytuty ETH

Domain i szwajcarskie urzędy federalne. Członkami założycielami organizacji są: Swiss Federal Institute of

Technology Zurich (ETH Zurich) and Lausanne (EPF Lausanne), the Paul Scherrer Institute (PSI), the

Swiss Federal Laboratories for Materials Science and Technology (Empa) oraz Agroscope Institute for

Sustainability Sciences.

T ab . 2 .4 Stru ktu ra pr od uk cji en er gii e lek tr ycz nej w Po ls ce wed łu g no śn ik ów w wy br an yc h latac h [92 ]

2.2.3. Sektor przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej

Przesył i dystrybucję energii elektrycznej w Polsce reguluje Ustawa „Prawo energetyczne” z 1997 roku [109]. Według stanu na 2011 r., w sektorze tym działa jeden operator systemu przesyłowego, tj. Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A. (PSE Operator S.A.), oraz 63 operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD). Obecnie działalność w zakresie dystrybucji energii elektrycznej prowadzi 14 głównych OSD, wśród których są operatorzy wydzieleni z dawnych spółek energetycznych oraz operator PKP Energetyka S.A.

W drugiej połowie 2010 r., po konsolidacji OSD w obrębie PKP Energetyka S.A., na rynku pozostało 7 głównych OSD oraz liczne małe spółki lokalne [106]. W skład infrastruktury sieciowej zainstalowanej w sieci przesyłowej PSE Operator S.A. w 2010 r. było: 13 349 km linii napowietrznych i kablowych, w tym [68]:

 33 km linii napowietrznych o napięciu 110 kV,

 19 km linii kablowych o napięciu 110 kV,

 7 920 km linii napowietrznych o napięciu 220 kV,

 1 km linii kablowych o napięciu 220 kV,

 5 261 km linii napowietrznych o napięciu 400 kV,

 114 km linii napowietrznych o napięciu 750 kV

oraz 99 stacji elektroenergetycznych najwyższych napięć i 40 transformatorów o mocy 423 MVA.

Natomiast w skład infrastruktury sieciowej zainstalowanej w sieciach OSD było 729 951 km linii napowietrznych i kablowych, w tym [122]:

 43 km linii napowietrznych o napięciu 110–220 kV,

 122 km linii kablowych o napięciu 110–220 kV,

 224 557 km linii napowietrznych średnich napięć (SN),

 62 600 km linii kablowych SN,

 288 767 km linii napowietrznych niskich napięć (nN),

 125 262 km linii kablowych (nN)

oraz 242 626 stacji elektroenergetycznych i 112 transformatorów o mocy 408 MVA.

Większość istniejących linii przesyłowych i dystrybucyjnych została wybudowana w

latach siedemdziesiątych i osiemdziesiątych XX w., a więc ich wiek często przekracza

zakładany okres eksploatacji. Ciągłe inwestycje w sieci przesyłowe i infrastrukturę sieci

elektroenergetycznych nie spowodowały znaczącej poprawy. Niezbędne są zatem inwestycje

pozwalające ograniczyć awaryjność i straty energii podczas przesyłu, które w krajowym

systemie elektroenergetycznym są znaczne i kształtują się rocznie na poziomie około 14 TWh. Ich zmniejszenie polega obecnie na podwyższaniu napięcia w elektroenergetycznych liniach przesyłowych. Realizowane inwestycje mają często utrzymać i konserwować bieżącą infrastrukturę, zamiast prowadzić do jej wymiany na nową [68]. Modernizacji wymagają głównie ciągi liniowe średniego napięcia i obwody niskiego napięcia, w których zainstalowane są przewody o małych przekrojach (25 i 35 mm ² ) oraz linie, na końcach których spadki napięć przekraczają dopuszczalne normy. Znacznych nakładów inwestycyjnych wymaga także system wymiany transgranicznej. Wymiana międzysystemowa energii elektrycznej między Polską i krajami ościennymi jest nieznaczna, a import odgrywa marginalną rolę w bilansie energetycznym kraju. Polska jest swego rodzaju wyspą energetyczną, a połączenia transgraniczne, jakimi dysponuje umożliwiają wymianę energii na poziomie 7% całkowitej zużywanej energii [68]. Brak również importu energii elektrycznej spoza terytorium Europejskiego Obszaru Gospodarczego (EOG), co ma związek z tym, że ze względu na koszty transportu energii elektrycznej sieciami przesyłowymi, nie miałoby to ekonomicznego uzasadnienia.

Zgodnie z art. 17 Ustawy o efektywności energetycznej [111] jednym z działań, które mają przyczynić się do poprawy efektywności energetycznej jest ograniczenie strat sieciowych w ciągach liniowych i w transformatorach. Ograniczenie strat w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych jest szczególnie ważne z powodu regularnie zwiększającej się ilości przesyłanej energii elektrycznej do odbiorców końcowych. W krajowym systemie energetycznym w ostatnich latach zauważalny jest systematyczny spadek strat, kształtujący się na poziomie około 14 TWh w latach ubiegłych, a w 2010 r. wynoszący prawie 12 TWh [68]. W 2011 r. straty w przesyle energii elektrycznej wyniosły ok. 11 TWh [1]. Jest to jednak wciąż znaczna ilość, stanowiąca około 10% zużycia energii elektrycznej w Polsce.

Największa ilość strat powstaje w sieciach dystrybucyjnych o napięciach od 220 V do 120 kV (nN i SN) [74, 75].

Przestarzała infrastruktura i awaryjność, oprócz strat energii, powoduje również przerwy

w jej dostawach, co obniża nie tylko komfort odbioru energii przez odbiorców

indywidualnych i przemysłowych, ale również przyczynia się do znacznych strat

finansowych. Awarie spowodowane są w większości przypadków niedostosowaniem sieci

przesyłowych, dystrybucyjnych i rozdzielczych, błędami w prognozowaniu zapotrzebowania

na moc i energię oraz sterowaniu pracą systemów energetycznych. Dane przedstawione

charakteryzują się wysokim stopniem awaryjności [68]. W najbliższych latach wzrost dostępnych mocy przyłączeniowych będzie możliwy tylko, jeżeli zrealizowana będzie planowana rozbudowa sieci przesyłowej. Jest to związane z obecną polityką ekologiczną UE, promującą i zwiększającą wykorzystanie OZE we wszystkich krajach członkowskich.

Konieczność dostosowania się do regulacji UE, związanych m.in. z ograniczeniem emisji CO 2 i planowane w związku z tym inwestycje w rozproszone źródła energii bazujące głównie na energetyce odnawialnej, wymagają przeprowadzenia olbrzymich inwestycji sieciowych. Obecny stan i wiek sieci elektroenergetycznych, bez istotnych inwestycji związanych z ich modernizacją i rozbudową na poziomie wszystkich napięć może przyczynić się do wysokiej awaryjności i niedostosowania do oczekiwań przyjętych w

„Polityce Energetycznej Polski do 2030 r.” [88]. Inwestycje te są konieczne do realizacji celów przyjętych przez Polskę, zarówno w zakresie rozwoju OZE, jak i poprawy efektywności energetycznej [68].

2.2.4. Sektor dystrybucji ciepła

Sektor usług związanych z produkcją i dystrybucją ciepła w Polsce ma głównie lokalny zasięg. Związane jest to z dostarczaniem ciepła, przede wszystkim w postaci ciepłej wody lub pary, którego parametry techniczne m.in. temperatura i ciśnienie narażone są na znaczny spadek podczas transportu rurociągami na dalsze odległości. Powoduje to, że poszczególne źródła wytwarzania, jak i sieci ciepłownicze działają w obrębie jednej miejscowości lub aglomeracji, a ich operatorami są głównie miejscowe przedsiębiorstwa ciepłownicze [68].

W 2010 r. na rynku związanym z zaopatrzeniem w ciepło funkcjonowało 496

koncesjonowanych przedsiębiorstw, a podstawowym źródłem ciepła były paliwa stałe, w

mniejszym stopniu ciekłe i gazowe. Potencjał techniczny tych przedsiębiorstw jest mocno

zróżnicowany i określany zainstalowaną mocą cieplną i długością sieci ciepłowniczej. Na

obecnym rynku ciepłowniczym ilościowo przeważają źródła o mocy od 10 do 50 MW, które

były eksploatowane przez 39,8% koncesjonowanych podmiotów. Źródłami małymi, do 10

MW mocy osiągalnej, dysponowało 13,1% podmiotów. Natomiast w 2010 r. moc powyżej

1000 MW miało tylko siedem przedsiębiorstw, ale ich łączna moc osiągalna stanowiła aż

25% mocy osiągalnej ze wszystkich źródeł koncesjonowanych [10]. Udział ciepła

wyprodukowanego z węgla kształtował się na poziomie 76%, a z OZE, głównie biomasy,

5,7%. W Polsce, w latach 2002÷2010, łączna długość sieci ciepłowniczej koncesjonowanych

przedsiębiorstw wzrosła, osiągając 19 399,9 km. Efektywność energetyczna w sektorze

przesyłu i dystrybucji ciepła wiąże się głównie z ograniczeniem strat w przesyle rurociągami

oraz ze sprawnością węzłów wymiennikowych. W Polsce podczas przesyłu ciepła od producenta, czyli z ciepłowni i elektrowni, do odbiorców końcowych, straty kształtują się na poziomie od 10 do 15%. Dane przedstawiane przez ARE wskazują, że w latach 2002–2010, korzystne zmiany dotyczyły wskaźników technicznych [6]. Istotnie wzrosła sprawność wytwarzania, natomiast na niezmienionym poziomie kształtowała się sprawność techniczna urządzeń przesyłowych i dystrybucyjnych ciepła. Straty rzędu 10–15% generują, zwłaszcza u dużych odbiorców, wzrost kosztów lub straty finansowe [105]. W związku z tym, coraz częściej przedsiębiorstwa podejmują prace modernizacyjne sieci, np. wymianę na sieci preizolowane lub inwestycje w inteligentne sieci ciepłownicze. W 2010 r. spośród koncesjonowanych przedsiębiorstw, aż 72% wydało na modernizację, poprawę efektywności energetycznej i ochronę środowiska ogółem 2 151,8 mln zł, z czego 39% stanowiły koszty poniesione właśnie przez sektor przesyłu i dystrybucji [68 ]. W ostatnich latach zauważalny jest jednak spadek zapotrzebowania na ciepło, wynikający głównie z racjonalizacji konsumpcji ciepła, ograniczenia produkcji przemysłowej i wykorzystania energooszczędnych technologii. Głównym odbiorcą ciepła jest obecnie sektor bytowo- komunalny, ale i w nim odnotowuje się spadek zużycia. Średni wskaźnik sezonowego zużycia energii na cele grzewcze w tym sektorze kształtuje się na poziomie około 170 kWh/m ² /rok, przy średnim wskaźniku np. w krajach skandynawskich 60÷80 kWh/m ² /rok.

Realizacja celów UE zawartych w Strategii Europa 2020 polegających na: zwiększeniu o 20% efektywności energetycznej, zwiększeniu do 20% udziału energii odnawialnej w ogólnym zużyciu energii oraz na zmniejszeniu o 20% emisji gazów cieplarnianych w porównaniu z 1990 r. [39], może przyczynić się do osiągnięcia oszczędności nawet rzędu 100 PJ rocznie [68 ].

2.3. Problematyka energetyczna w badaniach ekobilansowych

Procesy oceny środowiskowych obciążeń związanych z systemem produkcji lub

działalności polegające na identyfikacji i ilościowym opisaniu użytej energii materiałów,

powstałych odpadów oraz ocenie oddziaływania tych czynników na środowisko określa się

ogólnym mianem ekobilansowania [54, 56]. Ocena owa dotyczy całego cyklu istnienia

obiektu (produktu, usługi bądź działalności) i obejmuje wydobycie i przetwarzanie

materiałów, produkcję, dystrybucję, transport, użytkowanie, naprawy, recykling oraz

końcowe zagospodarowanie produktu. Ta wieloaspektowa metoda analizy cyklu życia

obiektów zawiera własny model obliczeniowy wspomagany przez program komputerowy

[55]. W odniesieniu do zagadnień środowiskowych istnieje wiele metod opartych na koncepcji cyklu istnienia [69].

Metoda LCA (Life Cycle Assessment – ocena cyklu życia), ilościowo określająca oddziaływanie na środowisko, może stanowić przydatny instrument do oceny skuteczności i efektywności działań podejmowanych na rzecz realizacji polityki energetycznej w zakresie ochrony środowiska na szczeblu krajowym, regionalnym i lokalnym. Środowiskowa ocena cyklu życia, w oparciu o znormalizowaną i naukowo akceptowaną metodykę, pozwala na uzyskiwanie powtarzalnych wyników, co jest istotne z punktu widzenia monitorowania zmian zachodzących w systemie energetycznym w dłuższym horyzoncie czasowym.

Wykorzystanie metody LCA, zarówno na etapie planowania, realizacji i oceny przeprowadzonych działań, pozwala wskazać słabe punkty sektora w realizowanej dotychczas polityce energetycznej na wszystkich szczeblach oraz oceniać osiągane efekty w zakresie poprawy jakości środowiska. Do zalet tej metody można zaliczyć, np.

znormalizowaną metodykę ujętą w normy serii ISO 14040 [49, 50, 83-86], operowanie ilościowymi wskaźnikami szkodliwości środowiskowej wyprowadzonymi z zaawansowanego modelowania wpływu na środowisko (LCIA), istnienie zregionalizowanych metod LCIA w Europie, Azji, Ameryce, dostępność profesjonalnego oprogramowania oraz zauważalnie skromne zaplecze literaturowe, obejmujące pozycje metodyczne oraz praktyczne przewodniki. Należy zauważyć, że na wiarygodność wyników badań LCA wykonywanych dla warunków konkretnego kraju, kluczowy wpływ ma jakość danych dotyczących produkcji i przesyłu energii elektrycznej oraz cieplnej. Są one w miarę dostępne.

Środowiskowa ocena krajowego systemu energetycznego nie musi wiązać się z koniecznością ciągłego gromadzenia specyficznych danych procesowych od podmiotów należących do systemu (elektrowni i elektrociepłowni, firm przesyłowych). Możliwe jest uzyskanie wiarygodnej i konkretnej informacji środowiskowej w oparciu o zagregowane dane statystyczne, które gromadzone są corocznie przez krajowe urzędy statystyczne.

Metodyka gromadzenia tych informacji jest ustalona i niezmienna, co czyni je

powtarzalnymi i porównywalnymi. Nawet jeśli z tytułu agregacji i omijania pewnych

obszarów (np. infrastruktura elektrowni), wnoszona jest do analizy niepewność, to

obarczone są nią w podobnym stopniu dane statystyczne dotyczące każdego roku. Z punktu

widzenia wykonawców (zleceniodawców) badań LCA dla systemu energetycznego

możliwość wykorzystania danych statystycznych stanowi szansę na znaczące obniżenie

czasu i kosztów realizacji takich analiz. Fakt, że system energetyczny ma zasięg krajowy, a nie lokalny, powoduje, że analiza jest robiona nie dla pojedynczego przedsiębiorstwa (działającego w konkretnym usytuowaniu czasowym, terytorialnym i technologicznym), ale dla całej grupy podmiotów (w Polsce działa 19 elektrowni zawodowych i 50 elektrociepłowni), które łącznie stanowią technologiczną strukturę produkcji energii w kraju.

W badaniach środowiskowej oceny cyklu życia identyfikuje się i ocenia wejścia oraz wyjścia występujące w granicach systemów wyrobów, które stanowią zbiór procesów jednostkowych zdolnych do spełnienia określonych funkcji [85]. Specyficzne dla badań LCA jest skupienie uwagi na całym cyklu życia. Jednym z kluczowych atrybutów każdego systemu wyrobu jest energia (pierwotna oraz wtórna), która w badaniach LCA występuje jako element wejściowy (zużycie energii) i wyjściowy (emisja lub straty energii). Znaczenie obciążenia ekologicznego produkcji energii we wszystkich etapach cyklu istnienia badanego produktu (co często jest określane jako analiza „od kołyski do bramy”) bywa istotne nie tylko w przypadku obiektów zasilanych energią i wykazujących długie okresy eksploatacyjne (np. budynki [5, 71, 79], sprzęt elektryczny i elektroniczny [2, 8, 46, 124], czy pojazdy [45, 52, 72]), ale w zasadzie w odniesieniu do każdego wyrobu produktu, usługi, procesu. Zapotrzebowanie na energię może występować na każdym etapie cyklu życia, to jest w: produkcji (u dostawców, u producenta), transporcie (surowców i wyrobów gotowych), sprzedaży wyrobów, użytkowaniu wyrobów oraz w końcowym zagospodarowaniu powstałych z nich odpadów.

O istotności uwzględniania energii w analizach LCA świadczyć może fakt, że bilans

energetyczny – obok masowego – stanowi podstawę oceny kompletności danych i walidacji

modelu LCI (Life Cycle Inventory). Ujęcie cyklu życia pozwala na całościową oceną efektu

ekologicznego podejmowanych decyzji i umożliwia uwzględnienie „przesunięć” interwencji

środowiskowych zachodzących pomiędzy fazami procesów, etapami cyklu życia czy

regionami geograficznymi. Przykładem może być odlewnia metali, w której zamiast

żeliwiaka zamontowano elektryczny piec indukcyjny. Z punktu widzenia samej odlewni jest

to oczywista zmiana proekologiczna, bowiem na jej terenie niweluje się emisje z tytułu

spalania węgla. Jednak poszerzenie granic systemu w tył w łańcuchu dostaw i uwzględnienie

pośrednich interwencji środowiskowych następujących na terenie dostawcy (elektrowni)

może zupełnie zmieniać obraz tej decyzji. Dodatkowo, jeśli dostawcą jest elektrownia

węglowa, to całkowite konsekwencje środowiskowe obu rozwiązań mogą się różnić

energii, który podlega wydobyciu ze złoża, magazynowaniu i przetransportowaniu. W drugim przypadku dochodzą etapy cyklu życia związane z produkcją i dystrybucją energii elektrycznej (rysunek 2.1).

Rys. 2.1 Zakresy cyklu życia dla energii pierwotnej i wtórnej w kontekście badań LCA [opracowanie własne]

Udział energii w całkowitym oddziaływaniu na środowisko generowanym przez systemy wyrobów zależy od wielu elementów, do których przykładowo można zaliczyć: rodzaj samego wyrobu, zakres cyklu życia objęty analizą oraz sposób realizacji poszczególnych procesów technologicznych. Ostatnia kwestia wiąże się z czasem i miejscem realizacji poszczególnych etapów cyklu życia. Ten sam wyrób (produkowany w tym samym miejscu i czasie), ale użytkowany w różnych regionach i krajach, może posiadać zupełnie odmienne konsekwencje środowiskowe mierzone w perspektywie całego cyklu życia. Dotyczy to nie tylko odmiennych dystansów dystrybucyjnych i w związku z tym różnych oddziaływań transportowych, ale także odmiennych warunków eksploatacyjnych i scenariuszy końcowego zagospodarowania. Ta sama chłodziarka użytkowana w kraju A i w kraju B – wykazujących istotnie różniące się systemy produkcji energii elektrycznej – może generować odmienne (jakościowo i ilościowo) oddziaływania środowiskowe.

Biorąc pod uwagę powyższe kwestie, istotne znaczenie uwzględniania energii w analizach LCA można posumować następująco:

 zużycie energii stanowi aspekt ekologiczny występujący w zasadzie w każdym etapie cyklu życia każdego obiektu (produktów, usług, procesów),

 produkcja energii implikuje złożone konsekwencje środowiskowe wynikające z wejść (zużycie nieodnawialnych i odnawialnych nośników energii, zużycie materiałów nieenergetycznych) oraz wyjść (emisje do wody, gleby i powietrza, odpady do zagospodarowania),

 bagaż ekologiczny produkcji energii jest zależny od uwarunkowań technologicznych, geograficznych oraz czasowych i może różnić się znacząco w zależności od warunków realizacji poszczególnych procesów,

 oddziaływania na środowisko związane z produkcją energii mogą podlegać przesunięciom pomiędzy poszczególnymi etapami cyklu życia,

 nie tylko ilość, ale także rodzaj zużywanej energii ma znaczenie dla analizy, bowiem sama redukcja energochłonności może nie być wystarczająco skutecznym rozwiązaniem, jeśli oparta jest na nieodnawialnych nośnikach, bądź na nieefektywnym procesie jej konwersji.

Ze względu na fakt, że zużycie energii stanowi istotny element cykli życia wyrobów oraz

że procesy produkcji energii odznaczają się silnym zróżnicowaniem geograficznym, analiza

systemów energetycznych poszczególnych krajów stanowi istotne wyzwanie z punktu

Dysponowanie wiarygodnymi i reprezentatywnymi (czasowo, miejscowo i technologicznie) danymi związanymi z krajowymi systemami energetycznymi jest kluczowe z punktu widzenia jakości wyników badań LCA i stanowi przedmiot licznych prac [12, 21, 44, 47, 103, 107]. W wersji bazy ecoinvent v. 2.2 2010 (www.ecoinvent.ch) można znaleźć informacje inwentarzowe dotyczące produkcji energii elektrycznej dla 29 krajów, uwzględniające strukturę jakościową tej produkcji (wg udziału procentowego poszczególnych nośników energii) oraz dystrybucję wyprodukowanej energii do finalnych użytkowników. W ecoinvent zawarto także dane dla Polski, których reprezentatywność czasową określono na lata 1992÷2004, stąd można uznać je za wymagające pewnej weryfikacji poprzez odniesienie do bardziej aktualnych statystyk.

Dokonano przeglądu zawartości szeregu czasopism, mając na uwadze publikacje dotyczące analiz LCA odnoszących się do kwestii energetycznych (nośników energii, systemów energetycznych, technologii produkcji), które ukazały się w ostatnich 18 latach (1995 – styczeń 2013): Biomass and Bioenergy, Electric Power Systems Research, Electrical Technology, The Electricity Journal, Energy, Energy&Buildings, Energy Conversion and Management, Energy Policy, Fuel, International Journal of Electrical Power and Energy Systems, International Journal of Energy Sector Management, International Journal of Heat and Mass Transfer, International Journal of Hydrogen Energy, The International Journal of Life Cycle Assessment, Journal of Cleaner Production, Journal of Industrial Ecology, Power Technology and Engineering, Progress in Energy and Combustion Science, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Renewable Energy, Solar Energy. Znaleziono 73 artykuły, z których – jak wykazano na rysunku 2.2 – większość (86,3%) została opublikowana w ostatnich siedmiu latach (od 2005 roku). W odniesieniu do Polski ukazały się tylko nieliczne publikacje [3, 13].

Rys. 2.2 Liczba artykułów dotyczących analiz „LCA dla energii” w latach 1995 – styczeń 2013 (21 czasopism)

[opracowanie własne]

2.4. Środowiskowa ocena cyklu życia (LCA) – założenia i dane inwentarzowe Jak wspomniano wcześniej, w jako podstawa do przeprowadzenia obliczeń ekobilansowych posłużyły dane dotyczące struktury produkcji energii elektrycznej w Polsce według nośników (aktualne i prognozowane). Analizę LCA wykonano w dwóch zakresach (opisanych szerzej w tabeli 2.5). W pierwszym przypadku (określonym w tabeli 2.5 jako LCA 1) celem badania było określenie oddziaływania na środowisko związanego z wyprodukowaniem energii elektrycznej zgodnie z różnymi scenariuszami oraz określenie efektu ekologicznego zmian przewidzianych do wprowadzenia w polskim systemie energetycznym do 2030 roku („Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”). Jako jednostkę funkcjonalną przyjęto wyprodukowanie 1 TJ energii elektrycznej. Analiza objęła zakres od kołyski do wyjścia – emisji – energii z elektrowni. Na wzór tabeli zawartej w bazie ecoinvent, sporządzono tabele inwentarzowe dla pozostałych lat, zgodnie z informacjami zawartymi w tabeli 2.6. Analizę przeprowadzono na danych ogólnych pobranych z bazy ecoinvent, a jedyną specyficzną informacją był udział procentowy poszczególnych nośników w strukturze produkcji energii elektrycznej.

W drugiej analizie (określonej w tabeli 2.5 jako LCA 2) celem było określenie i

porównanie oddziaływania na środowisko związanego z wyprodukowaniem i dostarczeniem

do finalnego użytkownika energii elektrycznej oraz cieplnej. Zatem zakres analizy został

rozszerzony o energię cieplną i etap dystrybucji energii. Jako jednostkę funkcjonalną

przyjęto wyprodukowanie i dostarczenie do użytkownika 1 TJ energii. W tym przypadku

użyto danych inwentarzowych specyficznych dla Polski, pobranych ze statystyki narodowej

i obejmujących dwie sekcje D: 35.1 – wytwarzanie, przesłanie, dystrybucja i handel energią

elektryczną oraz 35.3 – wytwarzanie i zaopatrywanie w parę wodną, gorącą wodę i

powietrze do układów klimatyzacyjnych. Informacje inwentarzowe dotyczące polskiego

systemu energetycznego (zużycie materiałów, emisje oraz ilość wygenerowanych odpadów i

ścieków) związane z produkcją oraz przesyłem energii cieplnej i elektrycznej w latach 2007

i 2010 zaprezentowano w tabeli 2.5 Warto podkreślić, że uwzględniają one infrastrukturę

przesyłową, natomiast nie ujmują infrastruktury samych elektrowni.

T ab . 2. 5 Z ało że nia i z ak resy a naliz L C A pr ze pr owad zo ny ch w od niesi en iu d o po ls kieg o sy stem u en er get ycz neg o [o pr ac owan ie własn e] JAKOŚ Ć DAN YC H dan e sp ec yf icz ne (r ep rez en taty w ne dla Po ls ki) ty lk o w za kr esie u działó w pr oce nto w ych po szc ze gó ln yc h no śn ik ów en er gii w str uk tu rze p ro du kcji en er gii e lek tr ycz nej dan e sp ec yf icz ne (r ep rez en taty w ne dla Po ls ki) w za kr esie pr od uk cji i p rze sy łu en er gii e lek tr ycz nej or az ciep lej w latac h 20 07 i 20 10

JE DNOST K A FUNKC JONAL NA wy pr od uk owa nie 1 T J en er gii e lek tr ycz nej wy pr od uk owa nie i do star cz en ie do uży tk own ik a 1 T J en er gii

C E L ANAL IZ Y ok reślen ie od działy wan ia na śr od owis ko zwią za ne go z wy pr od uk owan iem en er gii e lek tr ycz nej zg od nie z ró żn ym i sce nar iu sza m i o raz ok reślen ie ef ek tu ek olo giczn eg o zm ia n pr ze wid zian ych d o wp ro wad ze nia w po ls kim sy stem ie en er gety cz ny m do 2 03 0 ro ku ok reślen ie i p or ówn an ie od działy wan ia na śr od owis ko zwią za neg o z wy pr od uk owa niem i do star cz en iem d o fin aln eg o uży tk own ik a en er gii ( elek tr ycz nej or az ciep lej)

Z AKRES GE OGRA FICZNY POLSKA POLSKA

Z AKRES C Z ASO W Y  1992 -2 00 4  2006  2010  2015  2020  2025  2030  2007  2010

E T APY C YKL U Ż YC IA W Ł ĄC Z O NE DO ANAL IZ Y  wy do by cie su ro wcó w  pr od uk cja en er gii (in fr astru ktu ra elek tr own i włąc zo na do an alizy )  wy do by cie su ro wcó w  pr od uk cja en er gii (in fr astru ktu ra elek tr own i wy łącz on a z an alizy , uwzg lęd nio na ty lk o in fr astru ktu ra pr ze sy ło wa)  dy str yb ucja en er gii

R ODZ AJ E NE R GI I UJĘT Y ANAL IZ Ą  elek tr ycz na  elek tr ycz na  ciep ln a

L C A 1 L C A 2

Tab. 2.6 Tabela inwentarzowa dla produkcji i przesyłu 1 TJ energii (cieplnej i elektrycznej) w polskim systemie energetycznym w latach 2007 i 2010 [68]

Element inwentarzowy Jednostka 2007 2010 Zmiana [%]

WEJŚCIA

Tarcica, płyty wiórowe i pilśniowe m

/TJ 0,0023 0,0029 22,9  Soda, wodorotlenek sodu, kwas siarkowy Mg/TJ 0,015 0,010 30,3 

Cement, wapno Mg/TJ 0,147 0,214 45,6 

Wyroby walcowane na gorąco i na zimno Mg/TJ 0,012 0,017 42,9 

Wyroby ocynowane i ocynkowane Mg/TJ 0,001 0,0007 33,2 

Przewody gołe Mg/TJ 0,0020 0,0019 5,2 

Węgiel kamienny Mg/TJ 70,166 66,498 5,2 

Węgiel brunatny Mg/TJ 70,081 75,869 8,3 

Gaz ziemny (wysokometanowy i zaazotowany) TJ/TJ 0,063 0,064 2,0 

Lekki olej opałowy Mg/TJ 0,020 0,029 41,2 

Ciężki olej opałowy Mg/TJ 0,228 0,238 4,5 

Gaz koksowniczy TJ/TJ 0,017 0,016 1,8 

Gaz wielkopiecowy TJ/TJ 0,012 0,011 5,6 

Woda do układów chłodzenia tys. m

/TJ 11,0 10,5 4,7 

Woda na inne cele technologiczne tys. m

/TJ 0,1 0,1 29,4 

Woda z ujęć własnych (powierzchniowych i

podziemnych) tys. m

/TJ 11,1 10,6 4,5 

WYJŚCIA Emisje do powietrza

SO

Mg/TJ 0,901 0,514 42,940 

NO

Mg/TJ 0,335 0,324 3,141 

CO Mg/TJ 0,039 0,053 36,437 

CO

Mg/TJ 201,891 201,884 0,004 

Zanieczyszczenia pyłowe Mg/TJ 0,049 0,029 39,974 

Metale ciężkie kg/TJ 0,089 0,182 103,981

Ścieki

po oczyszczeniu tys. m

/TJ 0,2 0,3 11,9 

bez oczyszczenia tys. m

/TJ 9,6 8,6 10,7 

do wód powierzchniowych tys. m

/TJ 9,8 8,8 10,2 

Odpady

Żużle, popioły paleniskowe i pyły z kotłów Gg/TJ 0,0033 0,0023 68,7  Popioły lotne z węgla/popioły lotne ze współspalania Gg/TJ 0,0178 0,0063 35,7  Stałe odpady z wapniowych metod odsiarczania gazów

odlotowych Gg/TJ b.d 0,0010

Mieszanki popiołowo-żużlowe z mokrego

odprowadzania odpadów paleniskowych Gg/TJ b.d 0,0108

Mieszaniny popiołów lotnych i odpadów stałych z

wapniowych metod odsiarczania gazów odlotowych Gg/TJ b.d 0,0049

2.5. Środowiskowa ocena cyklu życia (LCA) – ocena wpływu cyklu życia

Oceny wpływu cyklu życia dokonano metodą Impact 2002+, stanowiącą połączenie czterech metod LCIA: IMPACT 2002+ [80], Ecoindicator 99/E [40], CML [42] oraz IPCC przy użyciu programu SimaPro 7.3. Cechą tej metody jest fakt, że zidentyfikowane kategorie wpływu (emisja substancji rakotwórczych, emisja niekancerogenów, emisja substancji nieorganicznych powodujących choroby układu oddechowego, promieniowanie jonizujące, zubożenie warstwy ozonowej, emisja substancji organicznych powodujących choroby układu oddechowego, zatrucie zasobów wodnych substancjami toksycznymi, zatrucie zasobów glebowych substancjami toksycznymi, zakwaszenie/zatrucie zasobów glebowych, wykorzystanie i degradacja terenu, zakwaszenie zasobów wodnych, eutrofizacja zasobów wodnych, potencjał cieplarniany, energia produkowana ze źródeł nieodnawialnych, wyczerpywanie zasobów mineralnych) są następnie grupowane w cztery kategorie szkody (zdrowie ludzkie, jakość ekosystemów, zmiany klimatu, wyczerpywanie zasobów). W takim przypadku mowa jest o ważonych wynikach wskaźników kategorii wpływu lub szkody i wyrażone one będą także w punktach środowiskowych [Pt] (endpoints level). Ponieważ Impact 2002+ jest metodą kombinowaną, to te same kategorie szkody i wpływu można dodatkowo analizować na bardziej zdezagagregowanych poziomach: normalizowania i charakteryzowania (midpoints level). W tym ostatnim przypadku wyniki wskaźników kategorii wpływu wyrażone będą w ich własnych jednostkach, np. kg CO 2 eq dla potencjału cieplarnianego, kg C 2 H 3 Cl eq dla emisji substancji rakotwórczych, kg CFC-11 eq dla zubożenia warstwy ozonowej. Bez względu na poziom analizy zawsze obowiązuje zasada, że im wyższa dodatnia wartość wskaźnika, tym większe negatywne oddziaływanie na środowisko. Ujemną wartość wskaźnika interpretuje się jako korzyść środowiskową. Na najbardziej skumulowanym poziomie wielkość oddziaływania na środowisko jest mierzona w punktach środowiskowych [Pt] i wyrażona wartością sumarycznego ekowskaźnika – jednej skumulowanej wartości liczbowej, w syntetyczny sposób agregującej wszystkie oddziaływania środowiskowe. W tej części pracy zostaną zaprezentowane tylko ważone wyniki wskaźników kategorii wpływu oraz pojedyncze ekowskaźniki.

2.6. Porównanie produkcji energii elektrycznej

Oddziaływanie na środowisko wyprodukowania (bez dystrybucji) 1 TJ energii

elektrycznej zgodnie z przyjętymi na poszczególne lata scenariuszami technologicznymi dla

Polski jest zróżnicowane. W 2006 roku (który przyjęto za bazowy) wynosi ono 82,6 Pt i

spada w kolejnych latach. Najmniejszy spadek widoczny jest dla 2010 roku (1,2%), podczas gdy widoczne obniżenie oddziaływania następuje od 2020 roku (13,1%), by w 2030 osiągnąć poziom 65,9 Pt, co daje pozytywny efekt ekologiczny równy 20,2% (tabela 2.7, rysunek 2.3). Niższe o 0,8% oddziaływanie dla produkcji wg danych ecoinvent (1992-2004) w porównaniu do 2006 roku wynika z faktu, że w bazie ecoinvent założono mniejsze zużycie węgla kamiennego (55,4%), niż w scenariuszu dla 2006 roku (58,3%).

Tab. 2.7 Wyniki skumulowanego wskaźnika dla wyprodukowania 1 TJ energii elektrycznej w Polsce wg różnych scenariuszy technologicznych w wybranych latach (Pt) [104]

Ekowskaźnik

Energia elektryczna,

produkcja mieszana PL/ 1992-

2004

Energia elektryczna,

produkcja mieszana PL/ 2006

Energia elektryczna,

produkcja mieszana PL/ 2010

Energia elektryczna,

produkcja mieszana PL/ 2015

Energia elektryczna,

produkcja mieszana PL/ 2020

Energia elektryczna,

produkcja mieszana PL/ 2025

Energia elektryczna,

produkcja mieszana PL/ 2030 Całkowity

wpływ na środowisko [Pt]

82,0 82,6 81,6 78,9 71,8 67,6 65,9

Efekt [Pt]

(2006 =100%) 0,7 0,0 1,0 3,8 10,9 15,0 16,7

Efekt [%]

(2006 = 100%) 0,8 0,0 1,2 4,5 13,1 18,1 20,2

Rys. 2.3 Wyniki skumulowanego wskaźnika dla wyprodukowania 1 TJ energii elektrycznej w Polsce wg różnych scenariuszy technologicznych w wybranych latach (Pt) [104]

Aby uzyskać więcej informacji dotyczących rodzaju problemów środowiskowych, które

potencjalnie mogą wystąpić z tytułu produkcji energii elektrycznej, powyższe wyniki