Spis treści
Od Redakcji: Polska energetyka stoi przed bezprecedensowymi wyzwaniami, na które wciąż niestety nie ma odpowiedzi. Starzejące się, coraz bardziej nierentowne elektrownie węglowe i ciepłownie, brak nowych inwestycji w nowe, stabilne źródła, problemy społeczne w miastach, w których elektrownie będą zamykane, perspektywa coraz wyższych ceny energii łączą się z trwającą w UE transformacją energetyczną i Nowym Zielonym Ładem.
Potrzebna jest nowa architektura rynku energii i nowe rozwiązania regulacyjne, które zapewnią, że nie zabraknie nam mocy. Na większość z tych pytań powinien odpowiedzieć rząd, niestety póki co poza obietnicami, że rozwiązania się pojawią, słyszymy bardzo niewiele.
Czytaj także: Cisza po alarmującym raporcie URE
Ostatnie sprawozdania szefa URE oraz ministra klimatu i środowiska w kwestii bezpieczeństwa energetycznego zawierają coraz bardziej zatrważającą diagnozę, ale nie dają żadnych recept.
Chcemy zatem pomóc rządzącym przyspieszyć proces myślowy, zainicjować jak najszerszą dyskusję w gronie ekspertów i spróbować odpowiedzieć na pytanie jak te rozwiązania powinny wyglądać? Do dyskusji zapraszamy oczywiście energetyków, ale nie tylko ich – ważny jest każdy rozsądny głos.
Dziś to głos dra inż. Pawła Skowrońskiego, w przeszłości członka zarządu PGE i polskiego Vattenfalla, także długoletni wykładowca Wydziału Mechanicznego Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej.
Zastanawiając się nad przyszłymi możliwościami pokrywania bieżącego i szczytowego zapotrzebowania mocy elektrycznej, poza dyskusją nad inwestycjami w nowe moce wytwórcze w jednostkach konwencjonalnych i instalacjach opartych na OZE, trzeba odpowiedzieć na dwa dość oczywiste pytania.
- Jak szybko będzie ubywać mocy zainstalowanej w elektrowniach i elektrociepłowniach węglowych? Trzeba wziąć pod uwagę, nie tylko ich stan techniczny, ale przede wszystkim rynkowe uwarunkowania ich dalszej eksploatacji. Po 2025 r. bloki węglowe nie będą mogły korzystać z rynku mocy. Przychody ze sprzedaży energii już dzisiaj nie są wystarczające, a rozwój OZE powoduje systematycznym zmniejszanie wolumenu produkcji w elektrowniach węglowych. Bez specjalnych rozwiązań staną się one trwale nierentowne.
- Jak będzie się zmieniać, o ile wzrośnie szczytowe zapotrzebowanie mocy – przede wszystkim to roczne, maksymalne, obserwowane w miesiącach zimowych, ale także zmieniające się znacznie szybciej szczytowe zapotrzebowanie mocy w dni robocze latem?
Czy węglówki mogą być elastyczne?
Ministerstwo Klimatu i Środowiska opublikowało niedawno Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej za lata 2019 -2020.
Czytaj także: Optymizm uratuje polską energetykę
Sformułowano w nim wnioski, z których wynika, że do roku 2030, jeśli nie zostaną podjęte inwestycje w nowe elektrownie i elektrociepłownie, Polsce grozi bardzo duży niedobór mocy sięgający nawet 11 GW. W sprawozdaniu przedstawiono prognozę zapotrzebowania na energię i prognozę szczytowego zapotrzebowania mocy netto oparte, jak to wynika z opisu, na dość złożonych analizach uwzględniających wiele czynników m.in. uwarunkowania klimatyczne, rozwój e-mobility, szersze wykorzystania pomp ciepła w ciepłownictwie. Mimo złożoności analiz duży wpływ na końcowe wnioski mają jednak prawdopodobnie, niektóre arbitralne założenia. Dwa przyjęte scenariusze wyłączeń bloków węglowych oparte są, jak to podano, na ankietach i informacjach pozyskanych z sektora wytwórczego. Nie są głębiej dyskutowane. Autorzy sami zastrzegają, że wnioski, co do możliwości pokrycia zapotrzebowania mocy zależą przede wszystkim od scenariusza odstawień elektrowni cieplnych.
To, że większe wyłączenia elektrowni węglowych przed 2030 r. spowodują dość szybko poważne problemy z bilansowaniem mocy szczytowej wydaje się oczywiste i takie oceny są formułowane od kilku lat. Problemem jest raczej to:
- czy i w jaki sposób uda się utrzymać elektrownie węglowe w dostatecznej kondycji ekonomicznej mimo malejącej w nich produkcji i sprzedaży energii elektrycznej? Można tu zadać szereg dalszych pytań o możliwości znaczącego zmniejszenia kosztów poza paliwem i poza kosztami emisji, przede wszystkim kosztów stałych oraz o możliwość świadczenia przez nie określonych usług systemowych.
- czy da się skutecznie poprowadzić pracę KSE i przystosować stare bloki parowe do pokrywania obciążeń podszczytowych i szczytowych, do większej zmienności ich obciążania oraz częstszych i szybszych uruchomień? Pytanie nie odnosi się tylko do wdrożenia rozwiązań technicznych proponowanych w ramach programu 200+ prowadzonego w NCBR, ale także to pewnej zmiany zasad współpracy tych bloków w ramach KSE.
Z całą pewnością budowa nowych bloków energetycznych, np. gazowo-parowych będzie konieczna, ale jeśli udałoby się utrzymać w eksploatacji istniejące bloki węglowe może być realizowana nieco później i być może w nieco mniejszej skali.
Nieco bardziej optymistycznie w kontekście mocy elektrycznej zainstalowanej można byłoby też popatrzeć na budowę nowych bloków kogeneracyjnych, uwzględniając np. to, że jeśli bloki gazowo-parowe zastępują węglowe układy parowe o tej samej mocy ciepłowniczej to ich moc elektryczna jest znacznie większa.
Jakie będzie zapotrzebowanie?
Warto byłoby poznać więcej szczegółów sposobu przygotowania prezentowanych w Sprawozdaniu prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną i moc. Są one prawdopodobnie oparte na dość złożonych modelach i jak deklarują autorzy, na dość ostrożnym podejściu do rozwoju e-mobility i zastosowania pomp ciepła w ciepłownictwie. Prezentowane wyniki, być może ze względu przyjęcie pewnych szczególnych założeń są zastanawiające.
W latach 2004-2018 tempo wzrostu (średni skumulowany wskaźnik wzrostu) zapotrzebowania na energię elektryczną netto wyniósł 1,87%, w latach 2013-2018 osiągnął 2,2% (na podstawie danych GUS). W roku 2019 zużycie energii elektrycznej spadło. Rok 2020 był rokiem szczególnym. Autorzy prognozy przewidują na lata 2021-2025 dużo wolniejsze tempo wzrostu zużycia energii elektrycznej (średnio 1,27% rocznie). Nie jest jasnym, czy uwzględniają w tym auto-konsumpcję energii przez prosumentów.
Co ciekawe jeszcze niższe tempo wzrostu przewiduje się na lata 2030-2035 (1,13%), a przecież można się spodziewać, że właśnie po 2025 i po 2030 r. w Polsce będą widoczne efekty postępującej dekarbonizacji transportu i ciepłownictwa. Można się więc zastanawiać czy w zużycie energii elektrycznej nie jest niedoszacowane.
Co z tym szczytem?
O ile można się zastanawiać, czy zużycie energii elektrycznej nie jest niedoszacowane, to przy założonym ograniczonym rozwoju e-mobility i pomp ciepła, prognoza wzrostu szczytowego zapotrzebowania mocy wydaje się przeszacowana – przynajmniej w okresie do roku 2030. Według prognozy ujętej w sprawozdaniu zapotrzebowanie na moc elektryczną netto ma rosnąć w przybliżeniu liniowo z 25,3 GW w 2021 r. do 30,8 GW w roku 2035. Oznacza to, że do roku 2025 będzie rosło o 1,5%÷1,6%. Tymczasem średni skumulowany wskaźnik rocznego wzrostu szczytowego zapotrzebowania mocy w latach 2003-2020 wyniósł 0,85%. Z czego zatem ma wynikać ta dwukrotnie większa dynamika w najbliższych latach? Po roku 2030 prognoza przewiduje mniejszy wzrost niż w tej dekadzie i to zarówno w megawatach jaki i wzrost względny (1,25%÷1,31%).
Podsumowując, wydaje się dość oczywistym stwierdzenie, że rozwiązując problem dalszej eksploatacji bloków węglowych po roku 2025 możemy znacznie ograniczyć moc koniecznych do uruchomienia nowych bloków gazowo-parowych i odsunąć nieco te inwestycje w czasie. Moim zdaniem do roku 2030 należy się też spodziewać znacząco mniejszego przyrostu szczytowego zapotrzebowania mocy netto niż podany w Sprawozdaniu wzrost o 3,6 GW od 2021 do 2030 r. Jednak w dłuższym horyzoncie czasu, zwłaszcza dla okresu po roku 2027-2030 trzeba rozważyć alternatywne szybsze scenariusze dekarbonizacji transportu i ciepłownictwa, uwzględnić większą dynamikę wzrostu zapotrzebowania na moc. Trzeba też zwrócić uwagę na fakt, że coraz krótsze są okresy w ciągu roku, w których dysponujemy dużymi nadwyżkami mocy zainstalowanej, pozwalającymi na swobodne planowanie remontów.
