Analiza ekonomiczna budowy i eksploatacji bezemisyjnych źródeł energii

Za takie stabilne odnawialne źródła energii można uznać elektrownie, które mogą zapewnić pokrycie szczytowego zapotrzebowania odbiorców przez okres minimum 16 godzin na dobę i 6000 godzin na rok. Do takich źródeł w naszych uwarunkowaniach klimatycznych można zaliczyć elektrownie wodne (z uwzględnieniem pór roku), elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne z odpowiednimi magazynami energii i przede wszystkim bioelektrogazownie.

Wybudowanie w okresie najbliższych 10 lat 2500 bioelektrogazowni/ciepłowni (w każdej gminie w Polsce ma powstać taka instalacja o mocy średnio 2 MW_e) przyniesie możliwość wytworzenia około 40 000 GWh_e energii elektrycznej i około 50 000 GWh_t energii cieplnej (180x10⁶ GJ). Odnosząc się tylko do wytwarzanej energii elektrycznej, tj. 40 000 GWh_e, należy zaznaczyć, że jest to około 25% obecnego zapotrzebowania krajowego na tę energię.

Bioelektrownie/ciepłownie są źródłami stabilnymi pracującymi 8000 do 8300 h/rok, do pracy których zużywane jest paliwo odnawialne – odpadowa biomasa roślinna i odzwierzęca. Rozproszona lokalizacja stabilnych źródeł wytwarzania po całym kraju i stosowanie w nich jako paliwa pierwotnego biomasy roślinnej pochodzenia krajowego zwiększa skutecznie bezpieczeństwo energetyczne i obronne Polski. Przedstawiony zostanie również aspekt ekonomiczny źródeł wytwórczych energii o zerowej emisji CO₂ do atmosfery. Zamojski Oddział SEP wspólnie z ICHTJ dysponują sprawdzoną empirycznie technologią i techniką, według której wybudowane bioelektrogazownie/ciepłownie są energetycznie efektywniejsze minimum o 40% w stosunku do instalacji wybudowanych według innych znanych rozwiązań zachodnich.

Udział SEP w budowie małych elektrowni biogazowych (MEB)

Wybudowanie w okresie dekady rozproszonych po całym kraju 2500 MEB (jedna w każdej gminie) o mocy 2 MW_e każda daje w sumie łączną moc wytwórczą 5000 MW_e, co stwarza możliwość wyprodukowania w ciągu roku 40 000 GWh energii elektrycznej. Stanowi to ok. 25% obecnego zapotrzebowania na energię elektryczną Polski. Produktem MEB, oprócz energii elektrycznej, jest energia termiczna (w ilości 1,3 razy większej od ilości wytworzonej energii elektrycznej) oraz ekologiczny nawóz organiczny w ilościach zbliżonych do ilości biomasy zużytej jako paliwo pierwotne (ok. 10 000 ton/rok nawozu organicznego o zawartości 33% s.m. z MEB o mocy 1 MWe).

Z wytwarzanego biometanu można również przy wykorzystaniu znanych już technologii produkować ekologiczne paliwo do pojazdów z silnikami spalinowymi – CNG (sprężony biometan) lub LNG (skroplony biometan).

Nie mniej ważnym problemem, który w dużym stopniu można rozwiązać poprzez procesy anaerobowej fermentacji metanowej w MEB, jest możliwość skutecznej utylizacji odpadów organicznych, ścieków komunalnych, traw z obwałowań rzek, akwenów wodnych i parków, odpadów organicznych pochodzenia roślinnego i odzwierzęcego z przemysłu spożywczego i rolniczego, itd. – co przyczyni się w sposób znaczący do poprawy czystości środowiska, powietrza i ochrony klimatu.

Uniknięta emisja CO₂ do atmosfery wyliczona dla bioelektrogazowni o łącznej mocy 5000 MW_e

a) Wyznaczono masę węgla średniego do wytworzenia 1 MWh energii cieplnej: 

114 kg węgla średniego x 25 J/kg = 3600 MJ = 1 MWh

b) Masa węgla średniego na wytworzenie 1 MWh_e energii elektrycznej w elektrowni węglowej przy sprawności η_e = 35%:

M_1e = m₁/η_e = 144 kg węgla średniego/0,35 = 411,43 kg węgla średniego/MWh_e

c) Wskaźnik emisji CO₂: 

wE = M_1e 0,762 44/12 = 1150 kg CO₂/1 MWh_e

44 g – masa molowa CO₂ ,12 g – masa molowa węgla C.

Roczna uniknięta emisja CO₂ do atmosfery dla elektrowni o mocy P_e = 5000 MW_e produkującej energię elektryczną W_en = 40 ⋅ 10⁶ MWh_e/rok:

MuCO₂ = W_ew ⋅ wE = 46 ⋅ 10⁶ ton CO₂/rok

tj. 46 mln ton CO₂/rok.

Niezależnie od powyższego, zastąpienie paliw kopalnych niezdrewniałą odnawialną corocznie biomasą organiczną pochodzenia roślinnego i odzwierzęcego uniezależni nas w znacznym stopniu od kosztownego importu gazu ziemnego (minimum o 25%, niektóre oceny mówią o 60%) i da potężny impuls do rozwoju gospodarki krajowej oraz poprawi znacząco bezpieczeństwo energetyczne Polski. Zamojski Oddział SEP dysponuje innowacyjnymi, sprawdzonymi empirycznie rozwiązaniami techniczno-technologicznymi, na podstawie których w woj. lubelskim wybudowano już 4 MEB o mocach 1 – 1,2 MW_e, wyróżniające się w stosunku do rozwiązań zachodnich mniejszym zużyciem biomasy organicznej min. o 40% i mniejszą o 50% objętością zbiorników technologicznych, przy zachowaniu tych samych mocy produkcyjnych.

Uprawy rolne i leśne, hodowla zwierząt, przemysł rolno-spożywczy to stabilne źródła biomasy do wytwarzania biogazu, z którego wytworzyć można biometan oraz paliwa gazowe i ciekłe LNG i CNG, a także stabilne źródła wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej oraz pofermentu jako nawozu organicznego. Pomimo zachodzących wewnątrz tego źródła zmian strukturalnych, źródło to możemy uważać za stabilne źródło energii. Oczywiście należy zapewnić odpowiednią dystrybucję tej biomasy.

Według informacji podanej przez PTPiREE, liczba i moc wybudowanych OZE na koniec 2023 r. wynosiła 1 407 344 szt. o łącznej mocy 26 777, 6 MW, w tym są 133 elektrownie biogazowe (źródła stabilne) o łącznej mocy 151,389 MW. W RFN, mającej podobny potencjał biomasy organicznej jak Polska, wybudowanych jest ponad 9 000 szt. bioelektrogazowni produkujących obecnie 49 000 000 MWh energii elektrycznej rocznie.

Na podstawie niedawno wprowadzonych zmian w treści zapisów ustawy Prawo energetyczne (art. 7, ust. 8d³), PGE Dystrybucja Oddział w Zamościu odmówił między innymi przyłączenia do sieci niskiego napięcia stabilnego źródła MEB o mocy 200 kW_e (0,2 MW_e) albo wprowadza ograniczenia czasu pracy MEB do 12–14 godzin w ciągu doby, co jest sprzeczne z zasadą pracy małych elektrowni biometanowych (nie można wstrzymywać lub uruchamiać działania metanowców w zawiesinie biomasy). MEB nowej generacji nie posiadają odpowiednio dużych zbiorników biogazu (biogaz jest zużywany na bieżąco) ani drogich kogeneratorów o podwojonej mocy – pracują tylko przez 12 godzin w ciągu doby.

Wprowadzenie obligatoryjnego skrócenia czasu pracy stabilnego źródła MEB powoduje zmniejszenie sprawności pracy takiego źródła, zwiększa koszt budowy i – co najważniejsze – zmniejsza o połowę przychody pieniężne z jego pracy. W tej sytuacji budowa i eksploatacja MEB przyniesie straty bądź zmniejszenie przychodów i nie zapewni zwrotu poniesionych nakładów finansowych w okresie akceptowalnym przez potencjalnego inwestora. Nie powinno się skracać czasu pracy żadnego źródła energii odnawialnej, co prowadzi do nieodwracalnej straty tej energii. Problem powinien być rozwiązany przez odpowiednie magazyny energii, budowę których powinna finansować energetyka zawodowa, korzystająca z tej energii. Przykładem może być elektrolizer wody demineralizowanej ze stałym elektrolitem nafionowym o sprawności ok. 90%, a produktami tego magazynu będą wodór i tlen.

Proponowany zakres prac do realizacji przez Oddziały SEP

Zakres czynności, które naszym zdaniem mogą i powinny być prowadzone przez Oddziały SEP, obejmuje realizację takich zagadnień jak projekty techniczne i koszty opracowania dokumentacji. Należy podkreślić, że organizacja SEP, posiadająca kadrę techniczną na terenie całego kraju, może zrealizować część prac dających impuls do przyspieszenia procesu nieuniknionych zmian w pozyskiwaniu energii niezbędnej do życia i funkcjonowania gospodarki. Oczywiste jest, że może to nastąpić przy pozytywnej współpracy z energetyką zawodową i samorządami terytorialnymi.

Minimalnym warunkiem dobrej współpracy jest usunięcie barier przedstawionych w p. IV niniejszego opracowania. Wiąże się to ze zmianami części przepisów ostatniego wydania ustawy Prawo energetyczne. Szczególnie groźnym, bo w zasadzie wyhamowującym realizację jednego z głównych zadań programu unijnego i krajowego, tj. transformacji energetycznej, jest art. 7 ww. ustawy. Oddziały Dystrybucji Grup Energetycznych, powołując się na zapisy powyższego artykułu ustawy (zmienionego w stosunku do wydania pierwotnego z 1997 r.), odmawiają zgody na przyłączenie do wspólnej sieci źródeł OZE, a w przypadku, gdy taka zgoda jest wyrażona, to z ograniczeniem czasu pracy źródła na biogaz do 14 godzin na dobę w miesiącach IV-VIII i 17 godzin na dobę w pozostałych miesiącach. Takie ograniczenie czasu pracy bioelektrowni powoduje, że budowa i eksploatacja takiego źródła staje się nieopłacalna.

Pozytywny przykład działania Operatora: spółka Energa-Operator zrealizowała w województwie warmińsko-mazurskim siedem projektów w ramach perspektywy finansowej UE na lata 2014–2020. Środki z Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Warmińsko-Mazurskiego, działania 4.1, pozwoliły m.in. na zwiększenie potencjału przyłączeniowego dla OZE o ponad 90 MW. Moc odnawialnych źródeł energii, wraz z mikroinstalacjami, przyłączonych do sieci Energa-Operator przekroczyła pod koniec 2023 r. 8,4 GW [15].

Analiza ekonomiczna budowy i eksploatacji bezemisyjnych źródeł energii

W tabeli „Porównanie źródeł energii bez emisji CO₂” (tab. 2., kol. 7.) przedstawiono jednostkowe koszty inwestycyjne wytwarzania energii elektrycznej w instalacjach zeroemisyjnych (nieemitujących CO₂) – liczone z założeniem, że takie źródło będzie funkcjonować przez okres 20 lat. Z wykazanych wielkości liczbowych wynika, że najniższe koszty inwestycyjne jednostkowe (zł/MWhe) w wysokości 103 zł/MWhe wygeneruje stabilna wytwórczo instalacja MEB.

W tabeli 3. (kol. 7.) przedstawiono łączne koszty inwestycyjne i eksploatacyjne wytwarzania energii elektrycznej w instalacjach zeroemisyjnych (nieemitujących gazów cieplarnianych), liczone z założeniem, że źródło funkcjonować będzie przez okres 20 lat. Z wykazanych wielkości liczbowych wynika, że najniższe łączne koszty jednostkowe wytwarzania w wysokości 308 zł/MWh_e wygeneruje również instalacja MEB.

Z wykazanych w tabelach 2. i 3. (kol. 7, p. V) wartości kosztów jednostkowych budowy i wytwarzania równoważnych bezemisyjnych źródeł energii wynika, że najwyższy koszt wytwarzania (zł/kWh_e) spośród rozpatrywanych źródeł generują dwa źródła OZE, tj. fotowoltaiczne (w tym prosumenckie) i wiatrowe. Wynika to podstawowo z faktu, że źródła te są niestabilne i pracują swoją mocą znamionową wówczas, gdy świeci słońce lub wiatr wieje z odpowiednią prędkością. Ich zaletą jest to, że napędzane są energią sił natury i nie wymagają tym samym innej energii pierwotnej oraz, że w sposób stosunkowo niewielki zanieczyszczają środowisko (wywołują natomiast hałas o niskich i wysokich częstotliwościach), wymagają dużych odległości od zabudowań, dużych powierzchni pod budowę farm, powodują migotanie światło – cień.

Wielokrotnie niższy jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej generują stabilne źródła wytwarzania, jakimi są bioelektrogazownie (308 zł/MWhe) pracujące 8000 – 8200 h/rok, (fotowoltaiczne – 1100 – 1300 h/rok, wiatrowe 2100 – 2300 h/rok).

Bioelektrogazownie wytwarzają również energię cieplną i ekologiczny nawóz organiczny (poferment), z którego może być również produkowany modyfikowany nawóz organiczny do różnego rodzaju upraw rolniczych i ogrodniczych. Zaistniały efekt synergii, generujący dwa ww. nośniki energii i nawóz organiczny, przyniesie co najmniej dwukrotny wzrost korzyści pieniężnych, co niewątpliwie wpłynie na obniżenie cen tych produktów. Szczegółowe wyliczenia podane w tabelach 2. i 3. oparto na kosztach eksploatacji elektrowni o zerowej emisji CO₂ – wyliczenia własne. Niezależnie od korzyści z produkcji ww. nośników energii w MEB, wystąpią dodatkowe korzyści wynikające ze zmniejszenia emisji CO₂ do atmosfery, poprawy czystości środowiska, powietrza i ochrony klimatu, co jest tematem do oddzielnej analizy i omówienia.

Z powyższego jednoznacznie wynika, że większość środków finansowych na transformację energetyczną powinna być w pierwszej kolejności kierowana na budowę rozproszonych bioelektrogazowni/ciepłowni. Takiego postępowania wymaga podstawowa zasada racjonalności gospodarczej.

Niezależnie od wykazanych wyżej wysoce pozytywnych korzyści (efekt synergii) wynikających ze stosowania biomasy organicznej niezdrewniałej jako paliwa pierwotnego, należy wyróżnić fakt, że paliwa takie są corocznie odnawialne (produkt krajowy), co uniezależnia nas od kosztownego importu paliw kopalnych (25–50%), a rozmieszczenie stabilnych źródeł wytwarzania energii MEB na terenie całego kraju powiększa nie tylko bezpieczeństwo energetyczne, ale również bezpieczeństwo militarne Polski.

Zintegrowane wysoko efektywne sposoby wykorzystania biomasy do celów energetycznych

W dalszej części przedstawiono zbudowane i działające w sposób stabilny instalacje MEB według polskiej technologii POLBIOMET.

W związku z rosnącym zapotrzebowaniem na energię w świecie, podejmowane są działania, których celem jest zwiększenie potencjału dostępności do energii poprzez rozwój źródeł odnawialnych. Surowcem do produkcji biogazu mają być rośliny energetyczne i odpady rolnicze.

Obecnie w świecie istnieje wiele rozwiązań technologicznych stosowanych w procesie otrzymywania biogazu. Instytut Chemii i Techniki Jądrowej, we współpracy z twórcami rozwiązań reprezentującymi SEP z Zamościa, podjął próbę wdrożenia polskiego rozwiązania technicznego wytwarzania biogazu z biomasy z upraw celowych, z odpadów roślinnych i spożywczych oraz uczestniczy w budowie i eksploatacji polskiego rozwiązania technicznego wytwarzania biogazu z biomasy. Wymagania środowiskowe sprawiają, że te dwie grupy mikroorganizmów współżyją ze sobą w symbiozie [2, 6, 7].

Polska technologia wytwarzania biometanu i energii elektrycznej i cieplnej [8, 9] – POLBIOMET

Twórcy polskiej technologii POLBIOMET opatentowali rozwiązanie w Polsce i za granicą – polski patent PL 197 595 B1 pt. „Sposób i układ wytwarzania metanu i energii elektrycznej i cieplnej”. W instalacji wytwarzania biogazu wykorzystuje się technologię anaerobowej przeróbki biomasy prowadzonej w sposób dwustopniowy – rozdział hydrolizy od fermentacji. Technologia ta wprowadza układ kaskadowy zbiorników i urządzeń w systemie fermentacji anaerobowej, tj. hydrolizery – fermentory – prasa lub wirówka dekantacyjna – kompostownik.

Odciek pofermentacyjny wraz z bakteriami metanowców zawrócony przez rurociąg do układu przygotowania biomasy i do hydrolizera powoduje przyspieszenie procesu hydrolizy oraz pozwala na uzyskanie odpowiedniej ilości suchej masy w zawiesinie. Ponadto pozwala na odpowiednie gospodarowanie wodą. Układ oczyszczania i rozdziału biogazu pozwala na otrzymanie standardowego paliwa gazowego o wysokiej liczbie metanowej – paliwa korzystnego do zasilania kogeneratora – oraz na uzyskanie dosyć czystego biometanu, który można wprowadzić do magistrali gazowej lub sprężać do paliwa CNG lub skraplać do LNG. Układ wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej składa się z kogeneratora, który może być sprzężony termicznie z ogniwem termoregeneracyjnym. 

Rozwiązania te, zawarte w powyższym patencie, pozwalają na zestawienie układu do:

• elektrociepłowni wytwarzającej energię elektryczną i cieplną,
• elektrogazowni wytwarzającej energię elektryczną i paliwo gazowe,
• wysokosprawnej elektrowni o sprawności wytwarzania energii elektrycznej rzędu 60%.

Inne znane rozwiązania na świecie nie zapewniają takich możliwości.

Polska technologia transportu i mieszania zawiesiny biomasy

W większości przypadków proces fermentacji metanowej produkcji biogazu w skali przemysłowej prowadzony jest w instalacjach jednostadialnych, w których mieszanie surowców (biomasa, woda) realizowane jest przy pomocy dużych mieszadeł mechanicznych instalowanych wewnątrz fermentatorów, co stwarza duże techniczne trudności w trakcie eksploatacji, w szczególności w przypadku awarii mechanicznych.

W oparciu o polski patent [8] wcześniej pokazany, sprawdzony w warunkach ćwierćtechnicznych w instalacji w Szewni Dolnej, proces fermentacji metanowej prowadzony jest w dwu stadiach (hydrolizer – fermentor), a transport i mieszanie substratów i zawiesiny odbywa się hydraulicznie systemem strug cieczy wypływających z pomp cyrkulacyjnych. Uzyskane wyniki badawcze pozwoliły twórcom na złożenie w Urzędzie Patentowym RP i za granicą zgłoszenia patentowego P.395860 pt. „Sposób i układ transportu i mieszania zawiesiny biomasy w hydrolizerze i w fermentorze” [9], a następnie patentu PL 227 404 B1. Po procesie badawczym w skali ćwierćtechnicznej w ramach przedsięwzięcia INITECH Instytut Chemii i Techniki Jądrowej w Warszawie przeprowadził m.in. komputerowe modelowanie przepływu związanego ze strugami cieczy w fermentorze. Ostatecznie rozwiązanie to zostało sprawdzone w instalacjach technicznych MEB 1,2 MW_e w Zaściankach (gm. Międzyrzec Podlaski) oraz w Koczergach (gm. Parczew). Zaletą tego rozwiązania jest zastosowanie do mieszania zawiesiny biomasy w hydrolizerze i w fermentorze strumieni cieczy (system bezawaryjny), a pompy cyrkulacyjne zostały umieszczone na zewnątrz zbiorników, dzięki czemu łatwo je wymienić.

Konstrukcja biogazowni o mocy elektrycznej P_e = 1,2 MW_e wg patentu polskiego nr PL 197 595 B1 oraz patentu PL 227 404 B1

Zgodnie z patentem polskim PL 197 595 B1, układ biogazowni standardowej o mocy elektrycznej Pe = 1,2 MWe składa się z urządzeń umieszczonych szeregowo (w kaskadzie), służących do przeprowadzenia hydrolizy i metanogenezy zawiesiny biomasy w wodzie, następnie do wydzielenia z pofermentu substancji służących do wytworzenia kompostu i oddzielenia odcieków. Powstały biogaz podlega odwodnieniu i oczyszczeniu ze związków siarki i po uzdatnieniu dostarczany jest do kogeneratora o mocy elektrycznej ok. P_e = 1,2 MW_e i o mocy cieplnej P_t = 1,5 MW_t. Energia elektryczna wprowadzana jest do sieci elektroenergetycznej, a ciepło jest rozdzielane na ciepło dostarczane do ogrzewania układu hydrolizerów i fermentorów (ok. 30%) oraz na ciepło nadmiarowe, dostarczane do suszarni wytwarzanego peletu lub do ogrzewania szklarni itp.

Zgodnie z polskim patentem PL 227 404 B1, zawiesina biomasy w hydrolizerach i w fermentorach jest mieszana i transportowana przez pompy. Liczba pomp zależna jest od objętości zbiorników. Wewnątrz fermentora refluks zawracany jest z końca na początek zbiornika. Na zewnątrz część wyprowadzonego z fermentorów refluksu oraz część odcieków zawracana jest przez pompy do zbiornika i do komory wstępnego mieszania. Część refluksu i odcieków wyprowadzana jest do zbiorników leżakowania (sezonowania). Wewnątrz hydrolizerów i fermentorów umieszczono także mieszadła śmigłowe wspomagające mieszanie hydrauliczne.

Uzupełnianie mocy wytwórczych w krajowym systemie elektroenergetycznym

Znaczącym warunkiem stabilnej i niezawodnej pracy systemu elektroenergetycznego jest posiadanie źródeł energii mających zdolności produkcyjne i regulacyjne zapewniające pokrycie zaistniałych niedoborów mocy. Małe elektrownie biogazowe (MEB), wykorzystujące biomasę do anaerobowej fermentacji metanowej i wytwarzania energii elektrycznej, złagodzić mogą przewidywane braki mocy w systemie.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA na potrzeby realizacji obowiązków określonych w ustawie Prawo energetyczne opracowują prognozy pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc. Są one wykonywane w postaci długoterminowych analiz pokrycia zapotrzebowania (DAPZ) i stanowią podstawę do opracowania planów rozwoju sieci przesyłowej oraz perspektywicznej oceny stanu bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej.

Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016–2035 [12]

W tabeli 1. zaprezentowano wartości prognozy zapotrzebowania na moc dla scenariusza bazowego.

Na podstawie sporządzonych ankiet opracowano wyniki prognozy DAPZ dla scenariuszy regulacji prawnych wprowadzających nowe standardy emisyjne BAT: modernizacyjnego oraz wycofań. Scenariusz modernizacyjny BAT zakłada podjęcie działań inwestycyjnych w celu dostosowania jednostek wytwórczych do zaostrzonych norm emisyjnych wynikających z konkluzji BAT i w konsekwencji wydłużenie okresu eksploatacji tych jednostek.

Scenariusz wycofań BAT zakłada przyspieszenie wycofań jednostek wytwórczych z eksploatacji w celu uniknięcia ponoszenia nakładów inwestycyjnych na dostosowanie ich do zaostrzonych norm emisyjnych. Zagwarantowanie w perspektywie średnioterminowej bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej wymaga budowy nowych źródeł wytwórczych, bez względu na podejście do wypełnienia konkluzji BAT dla istniejących źródeł wytwórczych. Przyjmując scenariusz modernizacyjny BAT, całkowite zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze do 2035 roku wyniesie ok. 23 GW. W przypadku scenariusza wycofań BAT wzrośnie do ok. 30 GW. Do 20–25% pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc mogą zapewnić małe elektrownie biogazowe (MEB).

Stabilne źródła energii o zerowej emisji CO₂

Spośród odnawialnych źródeł energii (OZE) za stabilne uważa się małe elektrownie biogazowe (MEB) oraz małe elektrownie wodne (MEW), przy czym MEW jednak przy założeniu ograniczenia ich mocy w okresie suszy.

W czasie wizyty studyjnej w bioelektrociepłowni Koczergi oraz na konferencji naukowo-technicznej w Parczewie, które odbyły się 6 czerwca 2016 r., stwierdzono, że w roku 2015 wizytowana bioelektrociepłownia o mocy elektrycznej 1,2 MW i cieplnej 1,3 MW pracowała w trybie ciągłym z założoną mocą elektryczną 1,2 MW. Wskaźnik wykorzystania mocy znamionowej bioelektrociepłowni w roku 2015 wyniósł ponad 90%. Dla porównania, wskaźnik ten to ok. 10% dla fotowoltaiki oraz ok. 20% dla siłowni wiatrowych. Natomiast dla dużych jednostek – elektrowni jądrowej o mocy elektrycznej 1600 MW, wytwarzającej w ciągu roku 11 tys. GWh energii elektrycznej – wynosi 78%, a dla elektrowni węglowej z sekwestracją CO2, o mocy elektrycznej 1700 MW, wytwarzającej w ciągu roku 11 tys. GWh energii elektrycznej – 73,8% [12]. W 2024 r. elektrownie MEB nadal stabilnie pracują.

* * *
W kolejnej części artykułu, która ukaże się w kwietniowym „elektro.info”, omówimy zagadnienia związane z barierami hamującymi potencjalnych inwestorów przed podejmowaniem decyzji o budowie instalacji odnawialnego źródła energii (nie dotyczy prosumentów).

Literatura

1. D. Bastone, D. Karakshev, Influence of environmental conditions on methanogenic compositions in anaerobic biogas reactor, Appl. Envir. Microbiology 71, 2005, 331-338. 
2. LEVEN I., ERRIKSON A.R.B., Effect of process temperature on bacterial and archaeal communities in two methanogenic bioreactors treating organic household waste", FEMS Microbiol. Ecol. 59, 2007, 683-693.
3. W. Szewczyk, Analiza aspektów procesowych otrzymania biogazu z surowców roślinnych, Politechnika Warszawska, 2010.
4. P. Weiland, Biomass digestion in agriculture: a successful pathway for the energy production and waste treatment in Germany, Eng. Life Sci. 6, 2006, 302-309.
5. P. Weiland, Biogaz – produkcja – wykorzystanie, Instytut für Energetik und Umwelt, 2005.
6. Patent PL 197 595 B1, pt. Sposób i układ wytwarzania metanu i energii elektrycznej i cieplnej. 
7. Patent PL 227 404 B1 pt. Sposób i układ transportu i mieszania zawiesiny biomasy w hydrolizerze i w fermentorze.
8. A.G. Chmielewski, J. Palige, J. Usidus, A. Kryłowicz, Uzupełnienie mocy wytwórczych w krajowym systemie elektroenergetycznym, Energia elektryczna, październik 2016, str. 15-17.
9. J. Popczyk, Innowacyjna energetyka – rolnictwo energetyczne, Program IERE, 13 czerwca 2008, 36-38.
10. Polskie Sieci Elektroenergetyczne, Prognoza pokrycia zapotrzebowanie szczytowego ma moc w latach 2016-2035, Konstancin-Jeziorna.
11. Zintegrowane wysokoefektywne sposoby wykorzystania biomasy do celów energetycznych – wyliczenia własne w oparciu o dane źródłowe, „Energia Elektryczna” nr 11/2015.   
12. A. Kowalczyk-Jusko i inni, POFERMENT nawozem dla rolnictwa, Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi, Warszawa 2015.
13. M. Kierzkowska, Energia elektryczna, kwiecień 2024, str. 5.