Spis treści
To scenariusz, który WysokieNapiecie.pl zaproponowało na początku marca. Zaczęło się od wypowiedzi unijnego komisarza ds. klimatu, Fransa Timmermansa.
„Historia dokonała ostrego zwrotu tydzień temu i musimy dostosować się do tej historycznej zmiany – mówił Timmermans w BBC. Polska i kilka innych krajów ma plan odejścia od węgla, ale w okresie przejściowym chce używać gazu ziemnego i dopiero potem przejść na OZE. Jeśli zdecydują się pozostać dłużej przy węglu, ale potem od razu przejdą na OZE, to wciąż będzie się mieścić w parametrach polityki klimatycznej – mówił unijny komisarz.
Jak już pisaliśmy, w przekładzie z brukselskiego na nasze oznacza to mniej więcej tyle: „Polsko, wiemy, że chcecie szybko wybudować kilka dużych elektrowni gazowych żeby szybciej odejść od węgla i mieć dyspozycyjne źródła energii. Ale może okazać się, że gazu będzie cholernie mało i będzie najbardziej potrzebny w krajach, które mają gorsze możliwości dywersyfikacji niż Polska. Więc zróbmy jakiś deal”.
Paliwowy dylemat
I Polska jest gotowa ten deal zrobić. Według naszych źródeł w Ministerstwie Klimatu i Środowiska pierwsze rozmowy z Komisją Europejską w sprawie wydłużenia życia elektrowni węglowych już się odbyły. Być może już wkrótce pojawi się w tej sprawie polski non-paper, czyli nieoficjalne stanowisko z konkretnymi propozycjami.
Chodzi o zmianę unijnego rozporządzenia o rynku energii. Zgodnie z nim od 2025 r. elektrownie węglowe nie będą mogły zarabiać na rynku mocy – mechanizmie zapewniającym bezpieczeństwo energetyczne, który w Polsce istnieje od 2018 r. Nie mieszczą się bowiem w standardzie emisyjnym 550 g CO2 na kWh. Z samej sprzedaży energii na dłuższą metę nie utrzymają się, bo ceny prądu – dziś ekstremalnie wysokie – w końcu spadną.
– Komisja analizuje nasze propozycje. Na razie nie mamy żadnej odpowiedzi – tłumaczy nasze źródło.
W pewien sposób potwierdził to także Krzysztof Figat, prezes Polimeksu Mostostalu, podczas odbywającej się we wtorek w Kazimierzu Dolnym „VIII Konferencji Technicznej Utrzymanie Ruchu – diagnostyka, remonty, modernizacje”.
– Z tego co wiem, to minister klimatu zabiega w Brukseli o przedłużenie rynku mocy dla bloków klasy 200 MW jeszcze o kolejne 10 lat – powiedział Figat.
Polska stoi przed bardzo trudnym wyborem. Firmy energetyczne chciałyby jak najszybciej pozbyć się starych bloków węglowych, bo przewidują, że po 2025 r. będą nierentowne, w dodatku obciążone węglem będą miały gorszy dostęp do kapitału. Stąd idea Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, która ma skupić wszystkie elektrownie węglowe pod jednym „dachem”. Ale resort aktywów państwowych, który lansuje ten pomysł, nie zadał sobie trudu, żeby zaproponować sensowny plan jak mają być finansowane te jednostki po 2025 r. i uzgodnić go z Komisją Europejską.
Zobacz też: Państwo kupią sobie elektrownie węglowe od państwa
Jednocześnie spółki energetyczne – nie tylko państwowe – planują budowę kilku, może nawet kilkunastu elektrowni gazowych, które mają zastąpić zamykane węglówki. Za ich budowę zapłacą jednak konsumenci prądu w rynku mocy, gdzie ceny są coraz wyższe – ostatnio w aukcji na 2026 było to 400 zł za kW. Dla przeciętnego gospodarstwa domowego oznacza to wydatek ok. 20 zł miesięcznie, ale dla przemysłu koszty będą dużo bardziej bolesne.
Zobacz też: Bóg się rodzi, moc drożeje. Rekordowe ceny elektrowni na rynku mocy
Nasi decydenci muszą więc rozstrzygnąć dylemat – czy walczyć w Brukseli o to, żeby stare węglówki mogły zarabiać na rynku mocy i po 2025 r. czy „uderzać w gaz” – budować jak najwięcej bloków gazowych, licząc, że paliwo do nich gdzieś się znajdzie i jego ceny będą akceptowalne dla rynku. Plany budowy nowych, dużych elektrowni gazowych w Kozienicach ma Enea, wczoraj Tauron ogłosił powrót do analiz w sprawie budowy bloku gazowego w Łagiszy.
Program na trudne czasy
To wszystko zbiegło się w czasie z zakończeniem programu „Bloki 200+”, który złapał wcześniej poślizg przez pandemię oraz opóźnienia w udostępnianiu bloków energetycznych wykonawcom do prac. Zbieg okoliczności dla samego programu nie mógł być chyba lepszy.
Jak pisaliśmy już w ubiegłym tygodniu, oczekiwania NCBR postawione wykonawcom zostały spełnione, co pozwoliło ogłosić sukces samych prac badawczych. W tym tygodniu poznaliśmy więcej szczegółów, gdyż temat ten zdominował wspomnianą wcześniej konferencję techniczną w Kazimierzu Dolnym. Poinformowano tam o szczegółowych wynikach prac.
Przypomnijmy, że 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.
Prace badawcze w przypadku Rafako były prowadzone na bloku w Elektrowni Jaworzno III (Tauron), a przez dwóch pozostałych wykonawców w Elektrowni Połaniec (Enea).
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.
Co się udało zrobić
NCBR wymagał osiągnięcia kilku kluczowych celów: czasu rozruchu bloku ze stanu zimnego w ciągu 5 godz., ze stanu ciepłego w 2,5 godz., a gorącego – 1,5 godz. Do tego gradient przyrostu mocy miał wynosić 4 proc. mocy osiągalnej bloku (MW/minuta), a minimalna moc przy stabilnej/długotrwałej pracy na paliwie podstawowym (minimum techniczne jednostki wytwórczej) z dotrzymaniem aktualnych parametrów emisyjnych – 40 proc. mocy osiągalnej.
Pro Novum osiągnęło następujące wyniki: rozruch ze stanu zimnego w 3 godz. i 2 min., ciepłego – 1 godz. i 49 min., a gorącego – 1 godz. i 13 min. Gradient przyrostu mocy wyniósł 9,1 MWe/min., a minimalna moc przy stabilnej pracy – 90 MW.
Konsorcjum Polimeksu Mostostalu osiągnęłorozruch ze stanu zimnego w 3 godz. i 35 min., ciepłego – 1 godz. i 53 min., a gorącego – 1 godz. i 11 min. Gradient przyrostu mocy wyniósł 10,4 MWe/min., a minimalna moc przy stabilnej pracy – 97 MWe.
Rafako osiągnęło rozruch ze stanu zimnego w 4 godz. i 13 min., ciepłego – 2 godz. i 25 min., a gorącego – 1 godz. i 43 min. Gradient przyrostu mocy wyniósł 9,2 MWe/min., a minimalna moc przy stabilnej pracy – 90 MWe.
Ponadto wykonawcy mogli też zrealizować dodatkowe zadania. Wszyscy wykonali prace dotyczące sprawności wytwarzania energii elektrycznej bez znaczących ingerencji/modyfikacji w układ przepływowy turbiny. Z kolei Rafako zrealizowało również roboty dotyczące spełnienia wymogów konkluzji BAT dla emisji rtęci oraz wymogów dla emisji boru w ściekach. Natomiast konsorcjum Polimeksu zajęło się wymogami BAT dla emisji pyłu.
Więcej mocy dla „dwusetek”?
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 „dwusetek”, które po gruntownych modernizacjach odgrywają kluczową rolę dla stabilnych dostaw energii elektrycznej.
We wtorek wynikami prac w ramach programu „Bloki 200+” podczas oddzielnej konferencji pochwalił się też Tauron wspólnie z Rafako. Zabrakło jednak dalszych deklaracji co do wykorzystania tej metody do modernizacji kolejnych bloków.
To nie dziwi, bo według rządowych założeń w 2022 r. aktywa węglowe państwowych grup energetycznych mają trafić do NABE. Ta z kolei ma je utrzymywać przy życiu dokonując niezbędnych modernizacji i remontów do momentu, gdy zastąpią je inne źródła wytwarzania. Dotychczas ze strony rządu nie padła żadna deklaracja, czy rozwiązania wypracowane w programie „Bloki 200+” mogą znaleźć w tym celu dalsze zastosowanie.
Krzysztof Figat, prezes Polimeksu, podkreślał we wtorek, że w scenariuszu wydłużenia rynku mocy dla jednostek węglowych program „Bloki 200+” miałby sens, bo niskokosztowo można by doprowadzić bloki do dalszej eksploatacji w reżimie bardzo konkurencyjnym do energetyki gazowej pod względem elastyczności – zwłaszcza przy rekordowo wysokich cenach gazu.
Eksploatacja do granic bólu
W konferencji w Kazimierzu Dolnym uczestniczył też Andrzej Ziółkowski, prezes Urzędu Dozoru Technicznego, który zaznaczał, że w przypadku każdej jednostki istnieje „granica bólu” jeśli chodzi o możliwości eksploatacji i nie można o niej zapominać – zwłaszcza w przypadku starych bloków energetycznych.
Dlatego też należy do tematu dalszego wykorzystania bloków klasy 200 MW podchodzić bardzo ostrożnie. Trudno bowiem nie mieć obaw, gdy chce się eksploatować bloki w sposób przeciwny do tego, jak zostały zaprojektowane, czyli do regulacji systemu zamiast do pracy w jego podstawie.
– To duże wyzwanie dla świata nauki i dla firm, które są związane z szeroko rozumianą diagnostyką materiałową oraz predykcją. Będzie potrzebne budowanie odpowiednich modeli diagnostyki, monitoringu i predykcji dających gwarancje, że możemy to rozwiązanie dalej rozwijać. Jesteśmy obecnie skazani to, co mamy w systemie elektroenergetycznym i trzeba modlić się o to, abyśmy przejechali przez nadchodzący czas – stwierdził Ziółkowski.
Jerzy Trzeszczyński, prezes Pro Novum, podkreślał natomiast, że określanie jednostek klasy 200 MW „starymi blokami” nie jest sprawiedliwym określeniem, gdyż w przeszłości przechodziły one liczne modernizacje.
Dlatego – w jego opinii – większym problemem niż sam stan techniczny tych bloków może być stopniowy zanik kompetencji, gdyż z rynku ubywa fachowców i firm z doświadczeniem w energetyce węglowej. Jednocześnie podkreślał też rolę diagnostyki i predykcji jako kluczowych działań, które pozwolą na jak najdłuższą eksploatację 200-megawatowych bloków.
Planowane rozwiązania techniczne w programie „Bloki 200+” były konsultowane i weryfikowane m.in. przez doradcę technicznego – Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie.
Paweł Woszczyk, zastępca dyrektora ds. technicznych w TGPE, oceniał, że wypracowane w programie rozwiązania powinny zostać zastosowane do bloków, które są w najlepszym stanie technicznym. Dlatego potrzebna jest inwentaryzacja stanu jednostek oraz konsultacje w tej sprawie z UDT. W efekcie bloki znajdujące się w najlepszej kondycji należałoby przystosować do elastycznej pracy regulacyjnej, a w przypadku pozostałych jednostek można by rozważyć ich pozostawienie jako strategicznej rezerwy systemu elektroenergetycznego.
Gdzie te OZE?
W propozycji komisarza Timmermansa oprócz wydłużenia życia węglówek był też drugi bardzo istotny element – przyspieszenie rozwoju odnawialnych źródeł energii. I tutaj na razie Polska nie ma się czym pochwalić. Przykładowo ustawa odblokowująca rozwój lądowej energetyki wiatrowej (tzw. zasada 10H) od miesięcy tkwi w konsultacjach międzyresortowych, bo w Zjednoczonej Prawicy ma wielu przeciwników. Trudno zaś sobie wyobrazić, że Komisja Europejska zgodzi się na przedłużone wsparcie dla elektrowni węglowych bez jasnego planu transformacji energetyki przedstawionego przez nasz rząd.
