Spis treści
W kwietniu minęły równe dwa, gdy oficjalnie zakończono program „Bloki 200+”. Za 160 mln zł z NCBR zbadano możliwości dostosowania trzech węglowych bloków klasy 200 MW (jednego w Jaworznie i dwóch w Połańcu) do bardziej elastycznej pracy. Takiej, o której nie myśleli ich budowniczowie w czasach, gdy u władzy byli Gomułka czy Gierek.
Z pewnością nie sądzili też, że pół wieku później stare „dwusetki” nadal będą dźwigać ciężar bezpieczeństwa energetycznego Polski.
Nabici w NABE
Założenia programu „Bloki 200+” były takie, aby skrócić czas rozruchu, obniżyć minimum techniczne, a także zwiększyć gradient przyrostu mocy. Dzięki temu blokom łatwiej byłoby się dostosować do współpracy z OZE – zwłaszcza podczas porannych i wieczornych szczytów, gdy w KSE szybko zmienia się udział energii z fotowoltaiki.
Już przed dwoma laty było widać, że nie ma politycznej determinacji do wdrożenia programu na szerszą skalę. Uwaga grup energetycznych, jak i rządu, koncentrowała się na powstaniu Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznej, która miała skonsolidować aktywa węglowe. Państwowa energetyka chciała pozbyć się problemu, a o dalsze losy węglowej floty miała zadbać już państwowa agencja.
Z NABE nie udało się dojechać do finału przed końcem minionej kadencji parlamentu i po kilku latach kręcenia się wokół tego tematu wciąż jesteśmy w tym samym miejscu. Dwa lata temu publikowaliśmy w portalu WysokieNapiecie.pl artykuł pt. Program „Bloki 200+”. Sukces, który zostanie sierotą?, który – jak widać – okazał się być proroczy.
Komunikaty o nierynkowym redysponowaniu źródeł OZE zaczynają być w ostatnich tygodniach tak częste, że już przestają budzić sensację. Produkcja energii elektrycznej będzie coraz bardziej rozjeżdżać się się z zapotrzebowaniem.
Wciąż nie mamy dużych bateryjnych magazynów energii, które można by ładować nadwyżkami energii z OZE. Pierwsze – zgodnie zawartymi kontraktami mocowymi – mają zostać oddane do użytku dopiero w 2027 r. (165 MW), a znacząca liczba (1,7 GW) dopiero w 2028 r.
Nowe elektrownie szczytowo-pompowe (ok. 2,7 GW) to mglista perspektywa po 2030 r., jeśli te inwestycje w ogóle ruszą w najbliższych latach. Szerokie wykorzystanie elektrolizerów do produkcji zielonego wodoru czy magazynów ciepła i kotłów elektrodowych w ciepłownictwie to również pieśń przyszłości.
Gdyby w ostatnich latach zwiększono elastyczność „dwusetek”, to skalę redukcji generacji z OZE można by ograniczyć. Ta skala będzie rosnąć – podobnie jak koszt odszkodowań wypłacanych z tego tytułu właścicielom farm wiatrowych i fotowoltaicznych.
Im więcej zielonego, tym mniej czarnego
Marcin Dusiło, starszy analityk Forum Energii, który pod koniec 2022 r. obszernie analizował możliwość modernizacji bloków klasy 200 MW, zgadza się z tym, że rozciągnięcie założeń programu „Bloki 200+” na najlepiej rokujące jednostki ograniczyłoby skalę redysponowania źródeł OZE.
Długi czas rozruchu „dwusetek” sprawia, że muszą one być uruchamiane w czasie, gdy generacja ze źródeł fotowoltaicznych wciąż pozostaje wysoka. Jednak – jak zaznacza Dusiło – nawet potencjalne zwiększenie elastyczności bloków 200 MW pozwoli tylko częściowo rozwiązać problemy z bilansowaniem pracy KSE.
– Udział OZE w produkcji energii elektrycznej dynamicznie rośnie. W 2022 r. wynosił 21 proc., a w 2023 r. było to już 27 proc. W 2024 r. można zakładać, że będzie to 30-35 proc. Natomiast jeśli spojrzymy na godzinowy udział OZE w produkcji energii elektrycznej, to w 2023 r. wynosił on od 4 do 68 proc. Dla porównania w 2019 r. było to od 4 do 46 proc. – wskazuje Dusiło w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl.
Jak podkreśla, miejsca na rynku energii dla sterowalnych jednostek konwencjonalnych bardzo szybko ubywa. Dlatego nawet najbardziej elastycznym blokom węglowym coraz trudniej będzie pracować w ekonomicznie uzasadniony sposób.
Z danych opracowanych przez Forum Energii wynika, że w 2023 r. opalane węglem kamiennym „dwusetki” pracowały średnio przez niespełna 2,6 tys. godzin., co oznacza współczynnik wykorzystania mocy na poziomie nieco ponad 29 proc. Lepiej wyglądało to w przypadku tańszych w eksploatacji jednostek na węgiel brunatny – ponad 3,6 tys. godzin i przeszło 41 proc.
Zobacz też: Chcemy czy nie chcemy, odchodzimy od węgla
– Udział węgla w produkcji energii w 2023 r. spadł do 60,5 proc. z 70,4 proc. rok wcześniej. Jednocześnie z 7 do 10 proc. zwiększyła się produkcja z gazu. To pokazuje, że bardziej elastyczne jednostki konwencjonalne – mające niższe minima techniczne, większe gradienty mocy oraz niższe koszty stałe – są preferowane na rynku z rosnącym udziałem OZE – wyjaśnia Dusiło.
Ponadto w nadchodzących latach będą oddawane do użytku nowe, duże bloki gazowe – w tym roku w Dolnej Odrze, a w kolejnych latach w Ostrołęce, Grudziądzu, Adamowie i Rybniku. W planach są kolejne, m.in. w Kozienicach.
– Bloki gazowe będą musiały konkurować w przyszłości z magazynami energii oraz energetyką jądrową, jeśli taka zostanie wybudowana. Można mieć jednocześnie uzasadnione wątpliwości, czy tak duże jednostki, które do osiągnięcia ekonomicznego sensu będą potrzebowały pracy w podstawie, będą miały szansę odnaleźć się na rynku energii za 10-15 lat – stwierdza analityk Forum Energii.
Rząd analizuje, a spółki wiedzą swoje
„Koalicja 15 października”, była przeciwna utworzeniu NABE, gdyż uważała ją za molocha, który będzie obciążeniem dla podatników. Wciąż jednak nie wiadomo, jaką propozycję ma w zamian.
W kwietniu doszło do dużego zamieszania, gdy odpowiedzialna za surowce energetyczne minister przemysłu Marzena Czarnecka wskazała, że rząd planuje przypisać kopalnie spółkom energetycznym, przez co zachwiała giełdowymi kursami grup energetycznych niczym w przeszłości wielokrotnie robił to Jacek Sasin.
Do tłumaczenia wypowiedzi koleżanki z nowo utworzonego resortu rzucił się minister aktywów państwowych Borys Budka, który zapewnił, że nie oznacza to kapitałowego łączenia grup energetycznych z kopalniami. Węglowe aktywa wytwórcze mają być z nich wydzielone, ale nie do „molocha”, tylko do mniejszych podmiotów. Jak ma to dokładnie wyglądać i działać oczywiście nie wiadomo, bo analizy trwają.
Zobacz też: Rząd bez sensu namieszał w energetyce
W ostatnich tygodniach, przy okazji prezentacji wyników za 2024 r., po raz pierwszy publicznie wystąpiły też nowe zarządy PGE, Taurona i Enei. Wszyscy gremialnie oświadczyli, że aktywa węglowe muszą zostać wydzielone z grup energetycznych, aby te mogły dalej rozwijać się w duchu transformacji energetycznej. Dariusz Marzec, prezes PGE, zapowiedział nawet, że spółka przedstawi w tym roku rządowi swoją propozycję alternatywy dla NABE.
Zarząd Taurona otwarcie mówi, że bez przedłużenia wsparcia z rynku mocy po 2025 r. będzie musiał wyłączyć osiem z dziesięciu eksploatowanych bloków klasy 200 MW. Dlatego spółka już teraz się do tego przygotowuje. Szczere przedstawienie sytuacji podniosło już ciśnienie związkom zawodowym, które przez ostatnie kilka lat były karmione perspektywą powstania NABE.
Oczywiście kierunek, w którym ma zmierzać polska energetyka, nie zawsze musi być zbieżny z tym, co mówią politycy, a co robią państwowe spółki.
Wiadomo, że najprostszym sposobem zastąpienia bloków węglowych dyspozycyjnymi i bardziej elastycznymi źródłami, jest budowa kolejnych jednostek gazowych. Jednak „gaz to nowy węgiel”, więc wywodząca się z Zielonych wiceminister klimatu i środowiska Urszula Zielińska zapowiada, że kolejnych bloków opalanych tym paliwem nie będzie, bo Polska i tak już ma przeskalowane inwestycje gazowe.
Niedługo później zarząd Enei informuje jednak, że nadal analizuje budowę dużej elektrowni gazowej w Kozienicach, bo to rozsądny projekt. Podobnie Tauron mówi o Łagiszy, gdzie od lat planowana jest gazówka. Co więcej, nawet szef Polskich Sieci Elektroenergetycznych wskazuje, że będą potrzebne nowe moce w gazie – najlepiej kogeneracyjne. Ponadto w opublikowanym w marcu projekcie planu rozwoju do 2034 r. PSE podtrzymały opcję budowy własnego bloku gazowego o mocy 500 MW, aby zwiększyć rezerwę mocy dyspozycyjnych w KSE.
Mocowa derogacja klasy 200 MW
W przywołanym wyżej planie rozwoju PSE zakładają w pesymistycznym scenariuszu, że w 2025 r. 2,4 GW mocy w „dwusetkach” wypadnie z KSE w związku z wygaśnięciem kontraktów mocowych dla najstarszych bloków, które nie spełniają limitu emisyjności 550 g CO2/kWh.
Ten scenariusz można odmienić dzięki derogacji, którą Polska uzyskała w ramach tegorocznej reformy unijnego rynku energii elektrycznej. Daje ona możliwość uczestnictwa w rynku mocy bloków niespełniających limitu emisji do końca 2028 r.
Nie będzie to jednak takie proste, bo w tym okresie kontrakty mocowe bloki klasy 200 MW będą mogły zawierać tylko na jeden rok. Natomiast sam udział tych jednostek w aukcjach będzie obwarowany szeregiem wymogów – m.in. przygotowaniem przez polski rząd planu transformacji, który zostanie pozytywnie oceniony przez Komisję Europejską. Kluczowe będzie kryterium wystarczalności mocy w KSE, a także wpływ dalszej eksploatacji „dwusetek” na tempo transformacji energetycznej.
Więcej na ten temat można przeczytać w artykule pt. Polska energetyka węglowa dostała jeszcze jedną szansę od UE. Czy to już ostatni raz?
Wydawałoby się, że jeśli tyle lat trąbiono o nadchodzącej „luce węglowej”, związanej z wygasaniem umów mocowych dla starych bloków, to w momencie pojawienia się derogacji wszyscy będą gotowi, aby jak najlepiej skorzystać z otwartej furtki. Jednak jak już wskazaliśmy wcześniej, do jesieni ubiegłego roku nadrzędnym celem było powstanie NABE, a dopiero potem zajęcie się tym, co w tym worku wyląduje.
Waldemar Szulc, dyrektor biura Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, podkreśla, że już od ubiegłego roku TGPE wskazuje w rozmowach z Ministerstwem Klimatu i Środowiska na potrzebę powołania zespołu, który zajmie się oceną stanu bloków węglowych.
– Analiza powinna dotyczyć nie tylko tych najstarszych, ale wszystkich jednostek, które przecież z czasem kolejno będą wyłączane. W naszej ocenie, bez zaangażowania MKiŚ, nie uda się zorganizować wspólnego działania spółek wytwórczych, PSE, URE, UDT i innych niezbędnych podmiotów dla zrealizowania takiego zadania. Deklarujemy możliwość koordynacji działania takiego zespołu – mówi Szulc w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl.
Dyrektor wyjaśnia, że obiektywna ocena stanu technicznego bloków oraz towarzyszących im instalacji jest konieczna do tego, aby można było przygotować plan utrzymania wystarczającej z punktu widzenia PSE mocy w KSE – optymalnej kosztowo liczby jednostek w poszczególnych lokalizacjach i określonym czasie. Ponadto pozwoli to na porównanie kosztów z alternatywą w postaci budowy nowych bloków gazowych.
– Konieczne jest przygotowanie obiektywnej i wspólnej dla wszystkich wytwórców metodologii oceny stanu majątku wytwórczego. Analiza wykonana na podstawie wypracowanej metodologii pozwoli w najbardziej obiektywny sposób ocenić to, które jednostki wytwórcze mogą najniższym kosztem stanowić niezbędną rezerwę – podkreśla Szulc.
Taka analiza – jak dodaje – pozwoli wytypować bloki do dalszej eksploatacji w różnych reżimach pracy: dalszego uczestnictwa w rynku energii ze wsparciem z rynku mocy lub świadczenia dla PSE usługi zimnej rezerwy. Natomiast najmniej efektywne kosztowo jednostki trafiłyby do stopniowego wyłączenia. Szulc wskazuje, że analiza kosztowa pomoże także w opracowaniu warunków nowego mechanizmu mocowego czy warunków zimnej rezerwy.
– Oczywiście stopień wykorzystania tych bloków będzie coraz mniejszy, ale pozostaną one niezbędne dla zabezpieczenia stabilności KSE. Moc z tych jednostek będzie niezbędna do wypełnienia luki mocowej dla zapewnienia koniecznej mocy sterowalnej w KSE, zgodnie z wyliczeniami planu rozwoju PSE do 2034 r. Wraz ze spadkiem czasu pracy, zmniejszać się będą znacznie ich emisje, a więc też ponoszone koszty – podsumowuje Waldemar Szulc.
Czekamy na „krzywą wyłączeń”
Marcin Dusiło z Forum Energii spodziewa się, że do 2028 r. bezpieczeństwo energetyczne będzie wspierać derogacja rynku mocy „dwusetek”. Jednocześnie bloki te będą pracować coraz mniej z uwagi na niską – nawet po modernizacjach – elastyczność względem profilu pracy OZE. Po 2028 r. trzeba będzie znaleźć mechanizm, który wesprze odstawienie ich do rezerwy.
Dusiło wskazuje, że bloki klasy 200 MW będą pracować też coraz drożej z uwagi na rosnące koszty uprawnień do emisji CO2, paliwa i coraz niższą dyspozycyjność (ze względu na wiek i dużą liczbę odstawień), ale również z powodu konieczności dostosowania do najnowszych wymagań BAT (o ile będzie to technicznie wykonalne). Do tego dochodzi utrzymanie kadry niezbędnej do uruchomienia bloków w okresach zapotrzebowania.
Pozostaje więc czekać na tę coraz pilniejszą inwentaryzację węglowego majątku. Jak na razie w kwietniu pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Maciej Bando poinformował, że w ciągu trzech miesięcy powinna wstępnie zostać określona „krzywa wyłączeń” bloków węglowych. Ma ona uwzględniać potrzeby sektora energetycznego, ale jednocześnie godzić je z realizacją umowy społecznej dla górnictwa węgla kamiennego.
Pytanie jednak, jak godzić optymistyczne założenia umowy społecznej, przewidującej wygaszenie ostatnich kopalń w 2049 r., ze spadającym zapotrzebowaniem na drogi, polski węgiel. Nawet najbardziej efektywna kopalnia, czyli LW Bogdanka, pod koniec marca informowała, że Enea zmniejsza tegoroczne zapotrzebowanie na węgiel o blisko 1 mln ton w stosunku do zakontraktowanych na 2024 r. minimalnych wolumenów.
– W przedmiotowym piśmie pełnomocnik (Enei – red.) powołuje się na niezależne od jednostek wytwórczych GK Enea ograniczenia produkcji wprowadzone przez Operatora Systemu Przesyłowego – PSE, wynikające ze spadku zapotrzebowania Krajowego Systemu Energetycznego m.in. na energię produkowaną z węgla kamiennego – informowała Bogdanka.
Politycy czekają, inżynierowie działają
Politykom i grupom energetycznym nie spieszyło się ostatnio do tego, aby uelastycznić „dwusetki”, a tymczasem kolejne rozwiązania podsuwają inżynierowie. A dokładnie spółka Energotherm, która na zlecenie NCBR realizowała prace pomiarowe w ramach programu „Bloki 200+”. Tam założono m.in. obniżenie minimum technicznego bloku do 40 proc., a także zwiększenie regulacyjności i przyspieszenie rozruchu.
Cezary Polski, prezes Energothermu, wskazuje, że obniżenie minimum technicznego ma kluczowe znaczenie dla operatora systemu elektroenergetycznego, gdyż pozwala utrzymać więcej jednostek wytwórczych w ruchu. To natomiast przekłada się na możliwość szybszej reakcji przez operatora na zwiększone zapotrzebowanie na moc w systemie, a także mniejszą potrzebę przywołania do ruchu kolejnych jednostek.
– Gorący rozruch bloku zajmuje minimum 1,5 godziny. Ponadto jest kosztowny, a także wiąże się z dużą emisją zanieczyszczeń z uwagi na wykorzystanie mazutu lub oleju lekkiego. Ponadto częste odstawienia i uruchomienia powodują szybsze zużycie elementów bloków, co może skutkować częstszymi remontami i wzrostem kosztów utrzymania – podkreśla Cezary Polski w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl.
Dlatego spółka proponuje rozwiązanie, które może dłużej utrzymać blok w ruchu. Chodzi o zastosowanie elektrycznego podgrzewu wody zasilającej kocioł, co umożliwia utrzymanie produkcji energii elektrycznej na paliwie podstawowym, przy oddawaniu do systemu elektroenergetycznego mocy mniejszej niż wynika to z minimum technicznego bloku.
– Nadmiar energii elektrycznej, której nie oddajemy do KSE, „utylizujemy” zasilając elektryczny podgrzewacz wody zasilającej. W ten sposób zastępujemy węgiel, przez co spalamy go mniej i ponosimy również mniejsze koszty emisji – podkreśla Polski.
– W obliczeniach osiągnęliśmy wartość 33 proc. wymaganego minimum technicznego bloku z punktu widzenia operatora KSE, co jest wynikiem znacznie lepszym od tych uzyskiwanych w ramach programu „Bloki 200+”.Oznacza to kolejne 20-30 MW mniej energii wprowadzanej przez blok do KSE. To zrobiłoby na rynku miejsce dla kolejnych setek megawatów energii z OZE – w zależności od liczby bloków, w których takie rozwiązanie by zastosowano – zaznacza prezes Energothermu.
Badania nad wdrożeniem tej metody Energotherm przeprowadził we współpracy z Zakładem Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej Politechniki Poznańskiej, kierowanym przez prof. Bartosza Cerana. Ponadto naukowcy wspólnie z firmą Energotherm opublikowali wyniki swoich prac w „Applied Thermal Engineering”, czasopiśmie o zasięgu międzynarodowym.
Cezary Polski zapewnia również, że w tej metodzie blok praktycznie nie musi być odstawiany na czas modernizacji. Implementacja rozwiązania na odstawionym bloku powinna zająć nie więcej niż kilka dni, albo można je wykonać przy okazji planowych postojów remontowych. Pełny cykl inwestycyjny – obejmujący również analizy, prefabrykację podgrzewacza i reszty instalacji, a także pomiary – trwałby dłużej, najpewniej blisko rok.
Energotherm szacuje koszt tego rozwiązania na ok. 20-30 mln zł, w zależności od konfiguracji danego bloku. Dla porównania parę lat temu prace w ramach programu „Bloki 200+” kosztowały blisko 87 mln zł w przypadku Polimeksu Mostostalu, Rafako potrzebowało ponad 62 mln zł, a Pro Novum przeszło 12 mln zł. Przy czym Polimex i Rafako przeprowadzały prace modernizacyjne, które ingerowały w bloki, a Pro Novum dokonywało głównie optymalizacji automatyki i oprogramowania jednostki.
Prezes Polski wskazuje, że dodatkowo w sytuacji dostępności taniej energii w KSE, gdy pracuje dużo źródeł OZE, rozwiązanie Energothermu pozwala wykorzystać tę energię do zasilania elektrycznego podgrzewacza wody. W sytuacji nadwyżek OZE taka energia może być „tańszym paliwem” od węgla.
– Dokonaliśmy w styczniu 2023 r. zgłoszenia patentowego, ale niestety wciąż nie mieliśmy możliwość przeprowadzenia pilotażu. Zaczęliśmy rozmawiać z przedstawicielami państwowych spółek energetycznych, ale dotychczas były one skoncentrowane na wyczekiwaniu na powstanie NABE – mówi prezes.
– Dlatego rozmawiamy też z prywatnymi spółkami, bo to rozwiązanie może znaleźć zastosowanie również w elektrociepłowniach – do tego w bardziej w efektywny sposób niż dla bloków kondensacyjnych, gdyż „nadwyżki” energii mogą wtedy zostać wykorzystane również do produkcji ciepła sieciowego – dodaje.
Niedawno Energotherm ogłosił też, że będzie współpracował nad rozwojem swojej metody z Rafako. Chodzi zbadanie możliwości modernizacji kotłów w celu ich konwersji na opalane gazem, co pozwoliłoby na obniżenie emisyjności bloków poniżej 550 g/kWh. Efekty tej współpracy mają zostać zaprezentowane w drugim półroczu 2024 r.
Europa potrzebuje stabilnych mocy
Oczywiście problem bilansowania rosnącej mocy w OZE dyspozycyjnymi jednostkami to nie tylko wyzwanie dla Polski, co pokazują przykłady choćby Włoch, Wielkiej Brytanii czy Niemiec.
Te ostatnie bardzo chciałyby jak najszybciej odejść od węgla, ale po wyłączeniu wszystkich elektrowni jądrowych nie jest to takie łatwe. Dlatego rząd chce, aby do 2030 r. powstało 10 GW nowych mocy w blokach gazowych, które docelowo w latach 2035-2040 miałyby dokonać zmiany paliwa na wodór. Budowa jednostek ma zostać wsparta kwotą 16 mld euro rozdzielonych w czterech aukcjach.
Jednak plany były jeszcze ambitniejsze, bo początkowo zakładano, że powstanie nawet 24 GW nowych mocy gazowych. To dawałoby Niemcom nadzieję na realizację zakładanego wcześniej ambitnego celu całkowitego odejścia od węgla do 2030 r. Trudna sytuacja budżetowa zmusiła jednak Berlin do znaczącego ograniczenia gazowych planów. Jednocześnie Niemcy nie mają klasycznego rynku mocy i dopiero trwają dyskusje nad jego uruchomieniem, co miałoby nastąpić najpóźniej do 2028 r.
Rynek mocy ma natomiast Wielka Brytania, której rząd zapowiada, że dalej będzie ten mechanizm wsparcia stosował dla elektrowni zasilanych gazem, bo jest to konieczne dla zabezpieczenia systemu. Ostatnia aukcja, obejmująca lata 2027-2028, odbyła się w lutym i przyniosła rekordową cenę na poziomie 65 funtów za kW rocznie. Ponad 2/3 spośród 43 GW zakontraktowanych mocy stanowią elektrownie gazowe.
Natomiast Włochy całkowicie z węgla chcą wyjść do 2025 r., poza Sardynią, gdzie ma to nastąpić najpóźniej do 2028 r. Jednocześnie ma powstać 3,4 GW nowych bloków gazowych, a kolejne 700 MW przybędzie dzięki modernizacji istniejących elektrowni.
