Spis treści
Bloków energetycznych klasy 200 MW wciąż pracuje w Polsce ponad 40, więc pełnią fundamentalną rolę dla dostaw energii elektrycznej.
Te zasoby będą jednak systematycznie topnieć wraz z wyeksploatowaniem kolejnych jednostek, których nie opłaca się już modernizować w celu dostosowania do unijnych norm ochrony środowiska. Rosnące ceny uprawnień do emisji CO2 również wpływają na opłacalność dalszego inwestowania w bloki, które pracują od czasów głębokiego PRL-u.
Przykładowo z końcem 2020 r. wyłączono dwa w Elektrowni Dolna Odra (PGE) o łącznej mocy 454 MW i jeden 200-megawatowy w Pątnowie (ZE PAK). Natomiast w sierpniu 2021 r. odstawiono dwa bloki po 225 MW w Elektrowni Rybnik (PGE).
Zobacz też: Co odzyskamy z elektrowni węglowych nim zrównają je buldożery?
Luka straszy
W czerwcu prezes URE opublikował raport pt. „Informacja na temat planów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w latach 2020-2034”, z którego wynika przedsiębiorstwa energetyczne w tym czasie chcą oddać do użytku łącznie ok. 14,2 GW nowych mocy. Jednocześnie wyłączone z eksploatacji ma zostać 18,8 GW, co oznacza ubytek mocy o 4,6 GW.
Jednak biorąc pod uwagę, że wycofywane będą przede wszystkim bloki na węgiel kamienny i brunatny (łącznie 16,7 GW) o wysokim współczynniku dyspozycyjności, a ponad połowę nowych mocy będą stanowić mniej stabilne OZE, to realna moc dyspozycyjna uszczupli się o 10,6 GW.
Zobacz też: Cisza po alarmującym raporcie URE
W swoim założeniu program Bloki 200+, koordynowany i finansowany przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, ma wesprzeć transformację polskiej energetyki z węglowej na odnawialną. Bloki mają być bardziej elastyczne i dzięki temu lepiej współpracować z coraz liczniejszymi elektrowniami wiatrowymi i fotowoltaicznymi.
W analizie napisanej przez naukowców z Instytutu Energetyki dla think-tanku Forum Energii w 2018 r. czytamy m.in, że kluczową sprawą jest „zdolność do częstego odstawiania i uruchomiania bloku, np. w cyklu dobowym; zdolnością do nieregularnej pracy (z przerwami kilkudniowymi), oraz niskie minimum obciążenia w stosunku do mocy osiągalnej bloku”.
Bloki 200 MW nie były projektowane do takiej pracy czyli szybkiego „podjeżdżania”, gdy nagle np. wiatr cichnie i „zjeżdżania”, gdy znowu zaczyna wiać. Taka eksploatacja ma fatalny wpływ na stan bloków – pojawia się coraz więcej awarii.
Usprawnienie istniejących bloków klasy 200 MW ma być szybsze i tańsze niż budowa nowych jednostek konwencjonalnych, stanowiących rezerwę mocy dla stabilizowania pracy systemu elektroenergetycznego, w którym przybywa zależnych od warunków atmosferycznych OZE.
Choć w ostatnich latach w branży żartowano, że próby wydłużenia życia wysłużonych „dwusetek” przypomina trochę „reanimowanie trupa”, to w sytuacji topniejących, dyspozycyjnych mocy w KSE każde 200 MW za kilka lat może się okazać się potrzebne. Po 2023 r. zmieni się model rynku i w sytuacji braku energii będzie ona wyceniania nawet po kilka tys. zł za MWh. Elastyczność będzie wówczas bardzo istotna – blok, który wstrzeli się swoją pracą w najdroższą godzinę, może potem spokojnie kilka dni odpoczywać, bo zarobi na utrzymanie.
Trójka z plusem
W programie Bloki 200+ udział bierze trzech wykonawców: Przedsiębiorstwo Usług Naukowo-Technicznych Pro Novum z Katowic, konsorcjum Rafako i jego spółki zależnej Rafako Innovation, a także konsorcjum w składzie Polimex Mostostal, Transition Technologies, Energoprojekt-Warszawa, Politechnika Warszawska.
Planowane rozwiązania techniczne były konsultowane i weryfikowane m.in. przez doradcę technicznego – Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie. Finalna faza programu ruszyła pod koniec 2019 r.
W jego ramach wykonawcy dysponują przyznanym przez NCBiR budżetem, który dla Rafako wynosi 86,5 mln zł brutto, a dla konsorcjum Polimeksu Mostostalu jest to 62,4 mln zł brutto. W przypadku Pro Novum wynosi on 12,4 mln zł brutto, gdyż opracowana przez spółkę metoda nie wymaga prac modernizacyjnych, związanych z ingerencją w konstrukcję bloku – opiera się na diagnostyce i badaniu dostępnych rezerw technicznych siłowni.
Prace wdrożeniowe w przypadku Rafako są prowadzone na bloku w Elektrowni Jaworzno III (Tauron), a dwóch pozostałych wykonawców w Elektrowni Połaniec (Enea).
Bloki będą podjeżdżać szybciej
Prace miały się zakończyć pod koniec roku, ale według naszych informacji bardziej realny termin ostatecznego oddania projektu to wiosna 2022 r. , choć Jakub Lackorzyński, rzecznik prasowy NCBiR, przekazał portalowi WysokieNapiecie.pl, że według aktualnego harmonogramu uczestnicy programu do końca listopada tego roku powinni złożyć dokumentację, a wyniki końcowe mamy poznać do 22 grudnia 2021 r.
Jak dodał, ustalone pierwotnie budżety nie uległy zmianie mimo związanych z pandemią zawirowań, które od kilku kwartałów mają wpływ na duży wzrost cen materiałów budowlanych i ogólną, wysoką inflację.
– Niektórzy wykonawcy występowali o zmianę zakresu, bądź sposobu realizacji zadania, ale gdy po weryfikacji nakładów wiązało się to ze wzrostem nakładów, to deklarowali pokrycie ich ze środków własnych – wskazał Lackorzyński.
Co się już udało zrobić? – Bloki na których pracujemy mogą obecnie zwiększać moc w tempie 2 MW na minutę. Po modernizacji to będzie 9 MW na minutę. Dziś minimalne obciążenie to 129 MW, po modernizacji powinno być 90 MW – odpowiada koordynator projektu Krzysztof Sadowski, zastrzegając, że na końcowe rezultaty musimy poczekać.
Czy dzięki temu będzie mniej awarii? Eksperci, z którymi rozmawialiśmy, jednoznacznej odpowiedzi nie dają. – Teoretycznie elementy lepiej powinny sobie radzić elementy najbardziej narażone na uszkodzenia – walczaki, kolektory, korpusy turbin, paleniska. Ale w praktyce wszystko zależy od specyfiki danego bloku i sposobu jego eksploatacji – mówi nam inżynier z wieloletnią praktyką w branży.
NABE da radę?
Według aktualnych planów Ministerstwa Aktywów Państwowych, węglowe aktywa wytwórcze państwowych grup energetycznych mają trafić w 2022 r. do NABE, czyli do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. Tak, aby bez balastu w postaci elektrowni węglowych było łatwiej im sfinansować i przeprowadzić inwestycje związane z transformacją energetyczną, czyli przede wszystkim inwestycjami w OZE oraz energetykę gazową.
NABE, którą ma kontrolować Skarb Państwa, powinna powstać na bazie spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna. Realność tych zamiarów może budzić coraz większe wątpliwości. Komisja Europejska chce powiązać powstanie NABE z subsydiami do górnictwa. Odszedł do resortu rozwoju odpowiedzialny z projekt NABE i restrukturyzację górnictwa wiceminister aktywów państwowych Artur Soboń.
Koncepcja NABE ma wielu przeciwników w samych spółkach, zwłaszcza w Tauronie, ale także w rządzie. W dodatku nie ma na razie żadnego pomysłu co zrobić z długiem, który ciąży na przenoszonych aktywach – NABE nie ma żadnych widoków na jego spłatę, a banki muszą się zgodzić na przenosiny.
Czytaj także: Już 1,7 mld zł strat górnictwa, a rozmowy o finansowaniu się przeciągają
Niemniej pod koniec września prezes PGE Wojciech Dąbrowski, zarzekał się, że proces wydzielania aktywów węglowych przebiega zgodnie z harmonogramem i powinien zostać sfinalizowany w 2022 r.
Czytaj także: Czy rząd połknie tę NABE?
– Jesteśmy na etapie wyboru doradców dla wszystkich grup energetycznych. Zakładamy, że niebawem nastąpi realna wycena tych aktywów, a finalizacja całego procesu nastąpi w przyszłym roku. Zakładamy, że dług będzie przypisany do aktywów, które zostaną przekazane do NABE – informował Dąbrowski.
Ministerstwo docenia elastyczność, ale czy za nią zapłaci?
Dla losów projektu 200+ kluczowe jest pytanie czy spółki energetyczne zechcą z niego skorzystać w sytuacji, w której własność zaopatrzonych w nowe technologie bloków jest niejasna. Innymi słowy, czy opłaca się inwestować, skoro i tak zaraz mają to oddać państwu, a ono raczej dużo nie zapłaci? A koszty są niebagatelne – uelastycznienie jednego bloku może kosztować od kilkunastu do nawet 90 mln zł. Czy zarządy spółek nie uznają, że najlepszą strategią będzie oczekiwanie na rozwój sytuacji?
Może więc za uelastycznienie bloków zapłaci NABE? Zapytaliśmy w Ministerstwie Aktywów Państwowych, czy koncepcja NABE zakłada wykorzystanie efektów programu Bloki 200+? Odpowiedź, którą otrzymaliśmy z Departamentu Komunikacji resortu jest wymijająca.
– Elastyczność pracy jednostek wytwórczych ma istotne znaczenie dla zapewniania bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego, ponieważ dla zapewnienia możliwości zbilansowania systemu w każdym momencie konieczne jest utrzymywanie odpowiednich poziomów rezerw mocy, które mogą być zapewniane przez jednostki wytwórcze o stabilnym profilu wytwarzania.
NABE będzie prowadziło jedynie inwestycje utrzymaniowe i modernizacyjne niezbędne do utrzymania sprawności eksploatowanych bloków węglowych adekwatnie do aktualnych potrzeb i spełniania warunków bezpieczeństwa pracy sieci. Wraz z przyłączeniem do KSE nowych nisko- lub zeroemisyjnych źródeł wytwórczych, NABE będzie wycofywać z użytkowania najmniej efektywne bloki węglowe – stwierdził resort.
Czy tylko dwusetki?
Następne pytanie to czy po „dwusetkach” program obejmie także większe bloki węglowe. Najwięcej ma w swoim portfelu PGE – to jednostki w Bełchatowie i Oplu o mocy 360 MW. Także Enea ma dwie „pięćsetki” w Kozienicach. – Opracowana metoda ma charakter uniwersalny w zakresie zainstalowanych w Polsce bloków klasy 200 MW i może być implementowana też na inne bloki, np. klasy 360 MW czy 500 MW – tłumaczy szef Polimeksu, Krzysztof Figat.
Ale póki co PGE nie bierze udziału w programie i nie wiadomo czy będzie nim zainteresowana.
Z Jaworzna na Bałkany
Realizacja programu Bloki 200+ to jeden z nielicznych walorów, którym obecnie może pochwalić się grupa Rafako – zmagająca się z ryzykiem upadłości i awarią bloku 910 MW w Jaworznie. Jednak roboty związane z „dwusetką” w tej samej elektrowni mają przebiegać pozytywnie i przy dobrej współpracy z Tauronem.
Zobacz też: Z tym największy jest ambaras, by Rafako i Polimex chciały naraz
Justyna Mosoń, prezes Rafako Innovation poinformowała portal WysokieNapiecie.pl, że równolegle do prac wdrożeniowych od kilku miesięcy spółka intensywnie przygotowuje się do komercjalizacji opracowanej technologii.
– Ponadto pracujemy nad koncepcjami dotyczącymi zastosowania w naszej technologii paliwa gazowego, co pozwoli nie tylko na większą elastyczność pracy bloków, współpracę z odnawialnymi źródłami energii, ale też większe obniżenie emisji CO2, tak aby spełnić unijne wymogi emisyjne – wyjaśniła.
Rafako chce też oferować swoje rozwiązanie krajom, które są mniej zaawansowane w transformacji energetycznej. Dotyczy to zwłaszcza państw byłej Jugosławii, w której grupa z Raciborza ma historycznie znaną markę. Można więc przypuszczać, że obiecujący dla firmy ma szansę być też rynek ukraiński, na którym jest wiele starych bloków węglowych, a jednocześnie pojawia się coraz więcej farm wiatrowych i PV.
Rzeczywistość wirtualna
Z kolei Piotr Galbarczyk, kierownik projektu w Pro Novum, zapewnił nas, że prace prowadzone przez spółkę przebiegają planowo.
– Liczymy na zainteresowanie twórców NABE naszą uniwersalną i niskonakładową metodą poprawy elastyczności bloków klasy 200 MW. Zanim został zainicjowany program, Pro Novum wraz z elektrowniami wyposażonymi w bloki 200 MW opracowało szereg rozwiązań dotyczących ich bezpieczeństwa i dyspozycyjności – Galbarczyk.
Pro Novum ma nawet wirtualny model bloku 200 MW, który pokazuje jego zachowanie w różnych sytuacjach. Niestety, nikt jeszcze nie opracował wirtualnego modelu polityka, który pokazałby jego decyzje we wszystkich możliwych konfiguracjach i wybierał najbardziej prawdopodobne. Życie energetyków byłoby wówczas łatwiejsze.
