Menu
Patronat honorowy Patronage

Stare elektrownie węglowe dostaną trzecie życie?

Program badawczy "Bloki 200+", mający przystosować wysłużone bloki energetyczne klasy 200 MW do współpracy z wiatrakami i fotowoltaiką, dobiegł końca. Choć w przeszłości trochę powątpiewano w sens utrzymywania przy życiu "węglowych trupów", to w obecnych w realiach może się to okazać niezbędne.
Elektrownia Łaziska. Fot. Tomasz Elżbieciak

Bloków energetycznych klasy 200 MW powstało w Polsce ponad 60. Pierwszy oddano do użytku 1961 r. w Turowie, a ostatni 1983 r. w Połańcu. Mimo zaawansowanego wieku w eksploatacji wciąż pozostaje przeszło 40 takich jednostek, które po gruntownych modernizacjach odgrywają kluczową rolę dla stabilnych dostaw energii elektrycznej.

Węglowy rezerwuar mocy

Dlatego już w połowie minionej dekady zaczęły się pojawiać pomysły, aby spróbować wydłużyć ich pracę w systemie poprzez dostosowanie do współpracy z farmami wiatrowymi i fotowoltaicznymi. To wymagałoby zwiększenia tzw. elastyczności – bloki musiałyby szybciej podjeżdżać i schodzić z mocą. Tak aby reagować na pracę źródeł zależnych od pogody, czyli wiatru i słońca.

Założono, że będzie to rozwiązanie szybsze i mniej kapitałochłonne niż masowa budowa chociażby elektrowni gazowych. Nie mówiąc już o energetyce jądrowej, której uruchomienie – jeśli się tego doczekamy – nastąpi dopiero po 2033 r.

Tymczasem już teraz coraz bardziej potrzebujemy rezerwowych źródeł, które będą bilansować system elektroenergetyczny, gdy aura nie sprzyja wiatrakom czy fotowoltaice. Dlatego pod koniec 2019 r. ruszył finalny etap programu „Bloki 200+”, finansowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju.

Pierwotnie zakładano, że dobiegnie on końca w marcu 2021 r. Przez trudności wywołane pandemią, a także opóźnienia w udostępnianiu bloków energetycznych wykonawcom do prac, program zakończył się niemal rok później. Do w tego diametralnie innej rzeczywistości – w czasie rosyjskiej agresji na Ukrainę, która skutkuje możliwymi korektami w polityce energetycznej Unii Europejskiej na drodze do celu neutralności klimatycznej.

Realna staje się opcja dłuższego wykorzystania węgla w okresie przejściowym transformacji energetycznej, gdyż dotychczasowe założenie, że paliwem przejściowym będzie przede wszystkim gaz stoi w sprzeczności z zamiarem jak najszybszego odcięcia się od dostaw węglowodorów z Rosji.

Zobacz więcej: Bruksela proponuje Polsce energetyczny handel

Nie oznacza to jednak, że mamy porzucać rozwój OZE – powinien on być konsekwentnie realizowany, a nawet przyspieszony. Jednak nim osiągniemy cele klimatyczne musimy zapewnić stabilność systemu elektroenergetycznego. Dlatego rezerwa w postaci leciwych, ale wciąż dostępnych „dwusetek” może okazać się ważnym zasobem dla bezpieczeństwa energetycznego Polski.

Elastyczność najważniejsza

W programie „Bloki 200+” udział wzięło 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.

Wykonawcy dysponowali przyznanym przez NCBR budżetem, który dla Rafako opiewał na 86,5 mln zł brutto, a dla konsorcjum Polimeksu Mostostalu było to 62,4 mln zł brutto. W przypadku Pro Novum wynosił 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.

Elektrownia Jaworzno III. Fot. Tauron

Prace badawcze w przypadku Rafako były prowadzone na bloku w Elektrowni Jaworzno III (Tauron), a przez dwóch pozostałych wykonawców w Elektrowni Połaniec (Enea).

Krzysztof Sadowski, koordynator programu, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl przypomniał, że celem programu „Bloki 200+” było stworzenie rozwiązań, które w obliczu rosnącej mocy OZE pozwolą zapewnić elastyczne i sterowalne moce rezerwowe w systemie.

– Praktycznie wszystkie cele, których podjęli się wykonawcy uczestniczący w programie, zostały osiągnięte. Tylko w jednym przypadku, w nieco mniejszym stopniu, udało się osiągnąć skrócenie czasu rozruchu bloku. Niemniej cały program okazał się sukcesem, gdyż wszystkie oczekiwania NCBR zostały spełnione. Do właścicieli bloków energetycznych należy decyzja, czy będą chcieli skorzystać z tych rozwiązań – powiedział nam Sadowski.

NABE w blokach

Ta kwestia pozostaje kluczowa, a jednocześnie trudno wskazać, jaka może być odpowiedź. Według zapowiadanych od ubiegłego roku planów, które rząd formalnie przyjął niedawno – 1 marca 2022 r. – 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.

Zobacz więcej: Państwo kupią sobie elektrownie węglowe od państwa

NABE ma prowadzić jedynie inwestycje utrzymaniowe i modernizacyjne niezbędne do zachowania sprawności eksploatowanych bloków węglowych. Wraz z przyłączeniem do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego nowych nisko- lub zeroemisyjnych źródeł wytwórczych z użytkowania mają być wycofywane najmniej efektywne bloki węglowe.

Jesienią minionego roku portal WysokieNapiecie.pl pytał Ministerstwo Aktywów Państwowych, czy zakładane jest wykorzystanie rozwiązań wypracowanych w programie „Bloki 200+”.

Wprost odpowiedzi na zadane pytanie nie otrzymaliśmy. Resort wskazał m.in. to, że „elastyczność pracy jednostek wytwórczych ma istotne znaczenie dla zapewniania bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego” oraz, że „konieczne jest utrzymywanie odpowiednich poziomów rezerw mocy”.

Luka mocy na horyzoncie

Już w czerwcu 2021 r. prezes Urzędu Regulacji Energetyki publikował alarmujący raport pt. „Informacja na temat planów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w latach 2020-2034”. Wynikało z niego, że 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.

Zmiana struktury technologii paliwowej pomiędzy 2020 a 2034 r. według mocy osiągalnej wg ankiety URE. Fot. mat. pras.

Zdaniem Pawła Skowrońskiego, prezesa spółki SPIE Elbud Gdańsk, a przeszłości m.in. menadżera w grupach PGE oraz Vattenfall, w obecnych realiach – problemów nie tylko ze zwiększeniem podaży gazu ziemnego w Polsce, ale też utrzymania tego co już mamy – należy szerzej myśleć o potrzebie modernizacji energetyki węglowej.

W opinii Skowrońskiego, bloki węglowe – choć brzmi to dość dziwnie w stosunku do jednostek, które były pierwotnie projektowane do pracy w podstawie systemu – mogą zostać dostosowane do pracy podszczytowej lub nawet szczytowej.

– Mogą one pozwolić nam na zbilansowanie potrzeb mocy w przeciągu najbliższych 15 lat, a może nawet dłużej. Dlatego dzisiaj bardzo racjonalnym wydaje się takie podejście, aby modernizować możliwie dużą liczbę bloków i dostosowywać je do współpracy z farmami wiatrowymi i fotowoltaiką. Tak, aby z nich uczynić tymczasowy mechanizm do konwersji źródeł wytwarzania energii elektrycznej w Polsce – powiedział nam Skowroński.

20-25 bloków do modernizacji?

Z wyliczeń Towarzystwa Gospodarczego Elektrownie Polskie wynika, że istnieje możliwość modernizacji dla ok. 20-25 węglowych bloków energetycznych – nie tylko tych klasy 200 MW, ale też 360 MW. Z dotychczasowych informacji przekazywanych przez wykonawców wynikało, że rozwiązania wypracowane w programie NCBR mogą znaleźć zastosowanie też przy jednostkach o większej mocy.

TGPE szacuje, że dzięki takim modernizacjom można by utrzymać do 2035 r. ok. 5 GW dyspozycyjnych mocy przy jednostkowych nakładach inwestycyjnych rzędu 50-70 mln zł na blok klasy 200 MW oraz 70-100 mln zł dla bloku 360 MW.

W opinii Waldemar Szulca, dyrektora biura TGPE, program „Bloki 200+” stanowi rozwiązane, które w okresie przejściowym może zapewnić sterowalne jednostki bilansujące źródła OZE mniej więcej w perspektywie lat 2025-2035.

– Dotychczas zakładano, że tę rolę będą pełnić przede wszystkim nowe jednostki gazowe, stąd chociażby projekty bloków gazowych zgłoszone do ostatniej aukcji rynku mocy na rok dostaw 2026 i przewidywania kolejnych inwestycji w źródła gazowe zgodnie z PEP 2040 – powiedział Szulc w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl.

Zobacz więcej: Bóg się rodzi, moc drożeje. Rekordowe ceny elektrowni na rynku mocy

– Niemniej biorąc pod uwagę już realizowane obecnie projekty gazowe oraz te nowe z aukcji na 2026 rok, to i tak zabraknie nam do 2030 r. jeszcze 3-5 GW dyspozycyjnych, sterowalnych mocy w okresie przejściowym oraz kolejnych kilka gigawatów po roku 2030 – dodał.

Dlatego – jak stwierdził Szulc – przedłużenie żywotności najlepszych bloków klasy 200 MW o ok. 10 lat, a także dostosowanie ich do nowych reżimów pracy, jest optymalną możliwością. Tak, aby nasz system elektroenergetyczny w niezakłócony sposób mógł pracować w okresie przejściowym – do czasu komercyjnej dostępności wielkich magazynów energii i krajowej energetyki jądrowej.

Potrzebne szybkie decyzje

W ramach programu NCBR dostosowano trzy bloki węglowe do bardziej elastycznej pracy i zwiększenia możliwości świadczenia usług systemowych dla KSE.

– Teraz potrzebne są decyzje o zrealizowaniu komercjalizacji opracowanych metod w ramach projektu „Bloki 200+” dla kolejnych jednostek. Istnieją możliwości modernizacji 20-25 bloków klasy 200 MW/360 MW według potrzeb krajowego systemu elektroenergetycznego. Jest to szybsza i tańsza metoda pozyskania mocy regulacyjnych dla KSE od budowy nowych bloków gazowych. Potrzebny jest mniej więcej rok na przygotowanie prac, a w kolejnym ich realizacja – wskazał Szulc.

Jak dodał, potencjał polskich firm wykonawczych i możliwości bezpiecznego bilansowania KSE pozwalają na wykonanie kilku modernizacji rocznie.

– Sukcesywnie należy w kolejnych latach dostosowywać następne bloki, które w przyszłości raczej już nie pracowałyby – tak jak obecnie – po 4-5 tys. godzin rocznie. Zmodernizowane bloki stanowić mogą źródła podszczytowe i jako regulacyjne bilansować źródła OZE ze znacznie krótszym czasem pracy – do momentu, gdy stabilne moce w podstawie systemu uzupełni energetyka atomowa czy magazyny energii – powiedział dyrektor.

– Decyzje o modernizacjach powinniśmy podejmować możliwie szybko. Nie możemy czekać do czasu, gdy powstanie NABE. Szczególnie, że nie wiemy jak będzie dokładnie wyglądać zakres jej działalności. Potrzeba podjęcia decyzji inwestycyjnych jest już teraz, więc należy znaleźć rozwiązania, które na to pozwolą, jeśli nie chcemy tracić cennego czasu – podkreślił.

Rynek mocy i biomasa

Zwrócił przy tym uwagę, w pierwszej kolejności zasadne wydawałoby się pilne wystąpienie do Komisji Europejskiej o wydłużenie o co najmniej 10 lat okresu obowiązywania obecnych regulacji dotyczących polskiego rynku mocy, które aktualnie dopuszczają udział w nim starszych bloków węglowych tylko do 2025 r.

– Pozwoli to na uzyskanie opłacalności utrzymania w dalszej eksploatacji bloków klasy 200 MW w nowym regulacyjnym reżimie pracy z krótszym czasem i niższym poziomem wykorzystania mocy. Drugim naszym wnioskiem do KE powinno być przesunięcie prac nad pakietem regulacji wdrażających Fit for 55 również o co najmniej 5 do 10 lat – zaznaczył Waldemar Szulc.

W jego opinii, dodatkową alternatywą dla gazu, który zgodnie z PEP 2040 miał być głównym paliwem przejściowym również w ciepłownictwie, częściowo może być biomasa w jednostkach dedykowanych lub jej wysokoprocentowe współspalanie, pozwalające znacznie obniżyć emisyjność.

– Dostosowanie bloków energetycznych do większego wykorzystywania biomasy również można połączyć z efektami programu „Bloki 200+” – podsumował dyrektor Szulc.

Jeśli program wypali, to będzie już trzecie życie darowane blokom 200 MW. Większość z nich została oddana w czasach Gomułki i Gierka. W latach 90. ubiegłego wieku przeszły gruntowne modernizacje finansowane tzw. kontraktami długoterminowymi na sprzedaż prądu do PSE. To umożliwiło im pracę do dziś. Jeśli mają popracować jeszcze do 2030 r., to decyzje w tej sprawie trzeba podjąć jak najszybciej.

Rynek energii wspiera:

Partnerzy portalu

Orlen mógłby się obejść bez rosyjskiej ropy, nadal jednak obowiązują stałe umowy, które zerwać mogłyby tylko sankcje UE. Na ich nałożenie na razie się nie zanosi
Rynek energii wspiera:

Partnerzy portalu

Partnerzy portalu

Zielone technologie rozwijają:
Fotowoltaikę wspiera:

Partnerzy portalu

Tydzień Energetyka: Kolejne sankcje nałożone na rosyjski przemysł; Nadal brak chętnych na tankowce z ropą Urals; PGNiG dostał pierwszą transzę rekompensat; Orsted i PAK rzucają wyzwanie państwowym spółkom
rosyjska ropa
Zielone technologie rozwijają:

Partnerzy portalu