Narodowe Centrum Badań i Rozwoju może wydać nawet 180 mln zł na program modernizacji bloków energetycznych z lat 70. Pytanie czy warto inwestować pieniądze podatników w technologię, na której wykorzystanie w kraju może być za późno, a potencjał eksportowy też jest raczej niewielki.
W czwartek, 30 listopada, Narodowe Centrum Badań i Rozwoju ogłosiło przetarg na udział w programie, o którym mówi się od kilku miesięcy. Chodzi o modernizację bloków o mocy 200 MW, budowanych jeszcze w czasach Gomułki i wczesnego Gierka. W sumie jest tego ponad 12 tys. MW (54 bloki) czyli połowa mocy elektrowni konwencjonalnych w naszym kraju. Do modernizacji nadaje się ok. połowy z nich.
Bloki te są stare, spalają za dużo węgla i emitują za dużo CO2, za często trzeba je remontować. W dodatku od 2021 powinny spełniać nowe normy emisji związków siarki, azotu, rtęci i innych szkodliwych substancji. Firmy energetyczne muszą więc po pierwsze, zainwestować w nowe instalacje ochrony środowiska, a po drugie w technologie umożliwiające elastyczną pracę. W systemie energetycznym jest bowiem coraz więcej niestabilnych OZE. Mamy już ponad 5 tys. MW mocy w elektrowniach wiatrowych a coraz więcej będzie też fotowoltaiki – na razie jest jej tylko kilkaset MW.
Bloki konwencjonalne powinny więc być przygotowane na szybką reakcję żeby zapewnić prąd gdy nie wieje i nie świeci. Ale taka jazda w górę i w dół dla starych jednostek jest mordercza – nie do takiej pracy były przeznaczone. Dlatego trzeba je uelastycznić, czyli mówiąc fachowym językiem skrócić czas rozruchu i zwiększyć wskaźnik przyrostu mocy. Wszystko to będzie pochłonie kilkaset mln zł na blok i obecnie jest całkowicie nieopłacalne. Dopiero wprowadzenie rynku mocy może sprawić, że te pieniądze się zwrócą.
Nie kwestionujemy tu sensu samej modernizacji bloków o mocy 200 MW, chcemy zwrócić uwagę na inny problem. Kto mianowicie powinien zapłacić za technologię, dzięki której dwusetki będą mogły przetrwać jeszcze jakieś 15-20 lat?
Narodowe Centrum Badań i Rozwoju chce dofinansować opracowanie takich rozwiązań. Oczywiście najbardziej zainteresowane są firmy energetyczne. Ale ich NCBR wesprzeć nie może ze względu na unijne reguły pomocy publicznej. Program jest więc przeznaczony dla naukowców i firm dostarczających. technologie, zainteresowane jest np. Rafako, choć z pytań, które zadało wynika, że niepokoi je późniejsze komercyjne wykorzystanie technologii. Prawa do niej będzie bowiem miał zarówno wykonawca, jak i NCBR, który potem będzie mógł ją udostępniać innym firmom.
Spółki energetyczne „dostarczą” dwa bloki do eksperymentów. Budżet programu to 90 mln zł, choć oczywiście cała ta kwota nie musi być wydana.
Czy jest to najlepszy sposób wydawania publicznych pieniędzy?
Po pierwsze, na taki program jest zwyczajnie za późno. Zgodnie z harmonogramem, technologia ma być gotowa w 2021 r. Tymczasem w 2021 r. elektrownie mają już być gotowe do spełnienia nowych standardów ochrony środowiska. A w 2018 powinny brać udział w aukcjach na rynku mocy, w których premiowana będzie elastyczność. Teoretycznie rzecz biorąc, firmy już powinny więc ogłaszać przetargi na modernizację, nie oglądając się na program NCBR. Z naszych nieoficjalnych rozmów z przedstawicielami spółek wynika, że tak właśnie będzie. Nikt tego głośno nie powie, bo program NCBR cieszy się poparciem rządu, ale harmonogram rynku mocy jest tak ustawiony, że w 2021 r. technologia NCBR będzie „na plaster”
Tymczasem dostarczyciele technologii czekają już w blokach startowych żeby zaproponować swoje rozwiązania.
-Czy przy obecnej sytuacji i dynamicznym postępie technologii możemy pozwolić sobie na czekanie? W systemie elektroenergetycznym będzie przybywać nowych źródeł energii w tym pracujących niestabilne tj. zależnych od warunków pogodowych, część istniejących bloków węglowych w tym m.in. bloki klasy 200MWe będą pełnić funkcję pomocniczą – bilansującą i gwarantować stabilność systemu elektroenergetycznego. Nakłady na stare bloki i instalacje trzeba optymalizować i modernizować je jak najbardziej efektywnie, z uwzględnieniem ich przyszłej roli w systemie elektroenergetycznym – mówi Dariusz Obarski z Siemensa.
Druga kwestia to harmonogram. Polskie Sieci Energetyczne nie ukrywają, że rozplanowanie grafiku pracy elektrowni przy uwzględnieniu długich modernizacji będzie bardzo trudne. A jeśli technologie opracowane za pieniądze NCBR mają być zastosowane, to elektrownie powinny zrobić modernizacje dwa razy – najpierw normy ochrony środowiska do 2021r, a potem zwiększenie elastyczności przy pomocy tej technologii. Zdaniem naszych rozmówców ze spółek i PSE jest to zwyczajna strata czasu. I zwiększenie elastyczności, i dostosowanie do norm środowiskowych może (i powinno) się odbyć za jednym zamachem.
Kolejna sprawa to pytanie czy opracowane za pieniądze podatników technologie będą miały jakikolwiek potencjał eksportowy. W Europie nie zostało już wiele elektrowni węglowych, które będą modernizowane. Może w grę wchodzi Grecja, może Turcja. Ale nie obstawiamy wielkich pieniędzy, że technologię NCBR (zakładając, że powstanie) uda się komukolwiek sprzedać.
W zasadzie jest jeden tylko argument, który przemawia za uruchomieniem tego programu – nie wiemy czy firmy takie jak Siemens, GE czy Rafako na pewno mają dziś technologie odpowiednie dla polskich dwusetek. Ale nawet jeśli nie mają, to w 2021 r. (zakładając optymistycznie, że program nie będzie miał poślizgu) będzie już za późno na odpalenie technologii NCBR.
Tak czy owak cztery państwowe grupy energetyczne (PGE, Tauron, Enea i Energa) niezależnie od programu NCBR i tak będą musiały wydać swoje pieniądze na modernizację części dwusetek. A kiedy program NCBR się zakończy, jego efekt może być im niepotrzebny.
Czy istnieje alternatywa? Czy może lepiej wydać te 90 mln zł na jakieś badania związane z bardziej przyszłościowymi technologiami w energetyce –OZE, magazynowaniem energii, integracją informatyki i energetyki?
Nie mamy sensownej odpowiedzi na to pytanie, ale zachęcamy do refleksji.
W elektromobilności Chiny zaczynają zostawiać resztę świata z tyłu. Już dzisiaj co drugie wyprodukowane na świecie auto elektryczne lub hybryda ładowana z gniazdka jeździ po chińskich drogach. Za dwa lata przynajmniej 10% sprzedawanych w Chinach aut będzie obowiązkowo ładowana prądem z sieci. Polska na tym tle wypada gorzej niż słabo.
Jeśli uwzględnimy silę nabywczą, ceny energii elektrycznej płacone przez gospodarstwa domowe w Polsce są o jedną piątą wyższe niż średnia w Unii Europejskiej. Drożej jest tylko w Niemczech i Portugalii. Na dodatek ceny prądu w Polsce rosną, a średnia w Unii spada.
Duński regulator rynku energii DERA (Danish Energy Regulatory Authority, Energitilsynet) opublikował zatwierdzone parametry testu ekonomicznego, któremu duński operator Energinet.dk musi poddać projekt Baltic Pipe. Analogiczną procedurę prowadzi w Polsce Gaz-System.