Spis treści
W środę 20 kwietnia Narodowe Centrum Badań i Rozwoju (NCBR) oficjalnie podsumowało program badawczy „Bloki 200+”. Jego założeniem było dostosowanie węglowych bloków energetycznych klasy 200 MW do bardziej elastycznej pracy, co jest determinowane rosnącą rolą niestabilnych źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych w Krajowym Systemie Energetycznym (KSE).
Finalny etap programu zaczął się pod koniec 2019 r., a po drodze zaliczył prawie rok opóźnienia, spowodowanego m.in. pandemią COVID-19. Wydawało się, że w realiach przyspieszającej w Unii Europejskiej dekarbonizacji oraz wyboru gazu jako paliwa przejściowego transformacji energetycznej, plan podtrzymania leciwych węglówek nie będzie miał wielkich szans na szeroką realizację.
Bloki na 200 z plusem
Jednak wpierw w połowie minionego roku Urząd Regulacji Energetyki zaalarmował, że przy obowiązujących planach inwestycyjnych przedsiębiorstw energetycznych ubytek mocy w systemie wyniesie 4,6 GW do 2034 r. Natomiast biorąc pod uwagę, że użytku będą wycofywane przede wszystkim bloki węglowe o wysokim współczynniku dyspozycyjności, a ponad połowę nowych mocy będą stanowić mniej stabilne OZE, to realna moc dyspozycyjna uszczupli się aż o 10,6 GW.
Już wtedy wydłużenie żywotu tzw. dwusetek zaczęło przebijać się jako poważna opcja zasypywania prognozowanej luki mocy. Jednak jeszcze mocniejszy sygnał dała rosyjska agresja na Ukrainę, która szybko przełożyła się na nowy cel UE w postaci uniezależnienia się od dostaw gazu z Rosji.
Zobacz też: Gaz z Rosji moglibyśmy łatwiej porzucić dzięki rolnikom
Nie jest to możliwe bez dużej redukcji zapotrzebowania na błękitne paliwo, co z kolei ogranicza możliwości wykorzystania gazu w energetyce. W tej sytuacji nawet Frans Timmermans, unijny komisarz ds. klimatu, wskazał, że Polska mogłaby dłużej pozostać przy węglu, jeśli następnie od razu przejdzie na odnawialne źródła energii.
Zobacz więcej: Bruksela proponuje Polsce energetyczny handel
Te wydarzenia zbiegły się z zakończeniem programu „Bloki 200+”. Jego koszt wyniósł ponad 160 mln zł brutto, a trzej uczestnicy (konsorcjum Polimeksu Mostostalu, konsorcjum Rafako i samodzielnie Pro Novum) osiągnęli parametry wymagane przez NCBR. O szczegółach pisaliśmy na łamach portalu WysokieNapiecie.pl przed miesiącem.
– Dziś, w świetle rosyjskiej agresji na Ukrainę, wyraźnie widzimy, że rozmowa o energetyce jest kluczowa i nie może być prowadzona w oderwaniu od kwestii bezpieczeństwa oraz stabilności całego systemu energetycznego – podkreślił podczas środowej uroczystości Remigiusz Kopoczek, który od lutego tego roku jest p.o. dyrektora NCBR.
Wyraził przy tym nadzieję, że wypracowane w programie rozwiązania nie tylko zostaną wykorzystane w Polsce, ale także odniosą sukces na rynkach zagranicznych. Od dawna eksportowe ambicje dla swojej metody ma chociażby Rafako.
Przewodniczącym komitetu sterującego programu był Paweł Skowroński, prezes spółki SPIE Elbud Gdańsk, a przeszłości m.in. menadżer w grupach PGE oraz Vattenfall. Jego zdaniem dwusetki są niezbędne, aby przeprowadzić transformację polskiej energetyki. Alternatywą byłoby dwukrotne zwiększenie zapotrzebowania na gaz w energetyce w sytuacji, gdy pozycję tego paliwa przedefiniowała napaść Rosji na Ukrainę.
Politycy nie stają w blokach
Wydawałoby się, że przy ogłaszaniu takiego sukcesu badawczego, który jednocześnie ma szansę przełożyć się na realne zastosowanie biznesowe, nie powinno zabraknąć mocnej reprezentacji politycznej. Zwłaszcza w przypadku rządu Zjednoczonej Prawicy, która zawsze deklarowała poparcie dla możliwie jak największego wykorzystania potencjału energetyki węglowej.
Tymczasem dyrektor Kopoczek swoje słowa kierował tylko do dawnych członków rządu: Michała Kurtyki, byłego ministra klimatu i środowiska oraz Adama Gawędy, który w minionych latach pracował jako wiceminister w resorcie energii, a następnie aktywów państwowych. Wśród „większych nazwisk” w pierwszych rzędach zasiedli jeszcze tylko poprzedni szefowie NCBR, za których kadencji realizowano program, czyli Maciej Chorowski i Wojciech Kamieniecki.
Nie było natomiast nikogo z obecnego, ścisłego kierownictwa resortu klimatu, który gra pierwsze skrzypce przy formułowaniu celów polskiej energetyki klimatycznej, czy Ministerstwa Aktywów Państwowych, które z kolei nadzoruje grupy energetyczne, a więc ma kluczowy wpływ na podejmowane przez nie działania.
Ponadto MAP firmuje pomysł powołania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, do której mają trafić aktywa węglowe należące do PGE, Taurona, Enei oraz Energi. Według ostatnich zapowiedzi, NABE powinno rozpocząć działalność do końca 2022 r.
Jednak formalna strona powołania do życia tego tworu, jak i jego późniejsze działanie w praktyce wciąż pozostawia wiele znaków zapytania. Nie wiadomo też czy na to rozwiązanie zgodzi się Komisja Europejska, bo nowy podmiot będzie miał bardzo mocną pozycję na rynku energii. Tymczasem rząd jak na razie nawet nie notyfikował w KE zawartej w maju 2021 r. umowy społecznej, dotyczącej wygaszenia górnictwa węgla kamiennego do 2049 r.
Otwarcie przeciwko dotychczas formułowanym planom powołania NABE opowiadają się też związkowcy Taurona, dla których plany rządu de facto oznaczają likwidację katowickiej grupy. Tymczasem to właśnie od NABE, jeśli powstanie, będzie zależało, czy zostaną wykorzystane rozwiązania wypracowane w ramach programu „Bloki 200+”.
Solorz daje sygnał
Dotychczas informowano, że NABE będzie prowadziło „jedynie inwestycje utrzymaniowe i modernizacyjne niezbędne do podtrzymania sprawności eksploatowanych bloków węglowych adekwatnie do aktualnych potrzeb i spełniania warunków bezpieczeństwa pracy sieci. Natomiast wraz z przyłączeniem do KSE nowych nisko- lub zeroemisyjnych źródeł wytwórczych najmniej efektywne bloki węglowe będą wycofywane z użytku”.
Wydaje się, że wykorzystanie rozwiązań typu „Bloki 200+” w tej formule może się zmieścić, ale jasne potwierdzenie ze strony rządu nigdy nie padło. Podobnie jak pomysły dotyczące finansowego modelu utrzymania takich jednostek, które zgodnie obowiązującymi przepisami UE od 2025 r. nie będą mogły zarabiać na rynku mocy. Nie pozwala na to próg 550 g emisji CO2 na kWh.
Co prawda z resortu klimatu płynęły nieoficjalne informacje, że Polska będzie próbowała w tym temacie coś wynegocjować z KE, o czym pisaliśmy w portalu WysokieNapiecie.pl, ale na razie nie ma w tej sprawie żadnych konkretów.
Zobacz więcej: Polska już rozmawia z Brukselą o wydłużeniu życia starych węglowych elektrowni
Tymczasem ZE PAK, kontrolowany przez Zygmunta Solorza, dał tuż przed Wielkanocą sygnał, że nie zamierza za długo tkwić w niepewności i planuje wygasić wszystkie swoje bloki energetyczne opalane węglem brunatnym do 2024 r. Wcześniej zakładano, że nastąpi to do 2030 r. Co prawda spółka dała też sygnał, że widzi możliwości, aby ponieść inwestycje i dostosować te moce do dłuższej pracy, ale warunkiem wdrożeniu systemu wsparcia po 2024 r. Póki takiego nie będzie, to scenariusz bazowy zakłada szybsze pożegnanie z węglem.
Węglowa aktualizacja
Jeśli decydenci nie chcą lub nie mogą publicznie wyartykułować, co myślą o „Blokach 200+”, to pozostaje szukanie wskazówek między wierszami. Najnowszym są przyjęte przez rząd pod koniec marca założenia do aktualizacji Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. (PEP2040).
Czytamy w nich, że „jednostki gazowe wciąż będą miały znaczenie dla regulowania pracy systemu energetycznego, jednak ze względu na zmianę sytuacji geopolitycznej i brak przewidywalności na rynku gazu w ujęciu średniookresowym zwiększeniu może ulec poziom wykorzystania istniejących jednostek węglowych”.
Ponadto wskazano, że „dla zapewnienia ciągłości dostaw podjęte zostaną działania mające na celu utrzymanie gotowości do pracy jednostek węglowych zgodnie z ich technicznym czasem życia, który jest dłuższy niż wynika to z przesłanek ekonomicznych, wrażliwych na ceny uprawnień do emisji CO2”.
– W tym celu zweryfikowana zostanie możliwość modernizacji istniejących jednostek wytwórczych. Pozwoli to na ich wykorzystanie przy lepszych parametrach pracy i niższym obciążeniu środowiska, co wpłynie również na ekonomiczne przesłanki ich wykorzystania. Inwestycje te przyczynią się do zapewniania lepszych warunków integracji OZE w systemie elektroenergetycznym, ze względu na zagwarantowanie odpowiedniej rezerwy mocy – czytamy w założeniach aktualizacji PEP2040
– Elementem nowego dokumentu będzie plan wykorzystania istniejących jednostek wytwórczych z uwzględnieniem możliwości zwiększenia efektywności i okresu funkcjonowania bloków węglowych wraz z niezbędnymi działaniami modernizacyjnymi i utrzymaniowymi na rzecz zapewnienia właściwego poziomu mocy stabilnych i właściwego bilansowania – czytamy również.
Taki plan ma zostać opracowany przy udziale zespołu ds. bezpieczeństwa energetycznego prowadzonego przez ministra ds. energii, a także ministra ds. aktywów państwowych oraz pełnomocnika ds. strategicznej infrastruktury energetycznej i spółek Skarbu Państwa.
Dokładnego terminu zaktualizowania całego PEP2040, jak i powstania planu wskazanego w powyższym akapicie jednak nie znamy.
Symptomatyczna wydaje się też odpowiedź Wojciecha Dąbrowskiego, prezesa PGE, na pytanie dziennikarzy o wspomniane wcześniej negocjacje z Komisją Europejską w sprawie wydłużenia rynku mocy dla jednostek węglowych. Dąbrowski stwierdził, że w tej sprawie nie trzeba się spieszyć, bo do 2025 r. zostało jeszcze sporo czasu.
Nim popłynie prąd z atomu
Na tym tle najwięcej optymizmu wśród zgromadzonych podczas środowej konferencji orędowników programu „Bloki 200+” mógł zasiać Sebastian Gola, prezes Taurona Wytwarzanie. Wyraził on wolę, aby należące obecnie do spółki jednostki w ramach NABE były liderem pod względem dostosowania do elastycznej pracy w KSE.
Gola poinformował również, że Tauron Wytwarzanie chciałby udostępnić PSE zmodernizowany przez Rafako w ramach programu blok do pracy z dostępną nową, minimalną mocą, która wynosi 90 MW. Tak, aby można było zebrać więcej doświadczeń z tego, jak ta jednostka sprawdza się w nowym reżimie technologicznym. Gola zapowiedział też dalszą współpracę z Rafako przy rozwijaniu tej technologii.
Jego zdaniem, w całej polskiej energetyce nawet 25 bloków klasy 200 MW mogłoby zostać dostosowane do pracy jako tzw. rezerwa wirująca. Natomiast duże jednostki, które wybudowano w ostatnich latach, czyli chociażby blok 910 MW w Jaworznie, powinny pracować w podstawie systemu z obciążeniem sięgającym 80-100 proc. swoich możliwości.
Podobne nadzieje mają wykonawcy. Krzysztof Figat, prezes Polimeksu Mostostalu, zaznaczył, że tylko od organizacji krajowej energetyki zależy, czy sukces programu zostanie powtórzony w innych lokalizacjach.
Mariusz Twardawa, wiceprezes Rafako Innovation, podkreślił, że kotły w ponad 30 z obecnie eksploatowanych bloków klasy 200 MW zostały wyprodukowane w Raciborzu. Natomiast 26 jednostek tego typu jest konstrukcyjnie zbliżone do tej, na którym raciborska firma pracowała w ramach projektu dla NCBR. Zdaniem Twardawy, dwusetki powinny pracować w KSE przynajmniej do momentu, w którym do sieci popłynie energia elektryczna z pierwszej polskiej elektrowni jądrowej.
Jerzy Trzeszczyński, prezes spółki Pro Novum, apelował natomiast, aby zachować kompetencje kadrowe na potrzeby planowanej NABE. Jak podkreślał, ten zasób systematycznie się kurczy, gdyż więcej fachowców kończy karierę w energetyce węglowej niż zasila ten sektor. Podobnego zdania był Michał Kurtyka, były minister klimatu, który zaznaczył, że również w tym segmencie jest potrzebny dopływ młodych ludzi, aby móc przeprowadzić transformację polskiej energetyki.
Stare, ale jare
Z dotychczasowych 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. Rozwiązania wypracowane w programie NCBR mogą bowiem znaleźć zastosowanie też przy jednostkach o większej mocy.
TGPE szacuje, że dzięki takim pracom 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.
Przypomnijmy, że dwusetek powstało w Polsce ponad 60. Pierwszy blok 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.
Nie brak jednak obaw, że „trzecie życie” może być o jednym za dużo w przypadku bloków energetycznych pamiętających czasy Władysława Gomułki czy Edwarda Gierka. Wyraz temu dał chociażby przed miesiącem Andrzej Ziółkowski, prezes Urzędu Dozoru Technicznego (UDT), podczas odbywającej się w Kazimierzu Dolnym „VIII Konferencji Technicznej Utrzymanie Ruchu – diagnostyka, remonty, modernizacje”.
Podkreślił wówczas, że trudno 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. Ostrzegał, aby nie przekroczyć „granicy bólu”.
– 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.
W środę Jerzy Trzeszczyński, prezes Pro Novum, podkreślał, że bloki klasy 200 MW mogą pracować jeszcze wiele lat – trzeba tylko stosować dla tych jednostek odpowiednią diagnostykę i predykcję. W przypadku Pro Novum te pojęcia są kluczowe, gdyż opracowana przez katowicką spółkę metoda nie wymaga prac modernizacyjnych, związanych z ingerencją w konstrukcję bloku – opiera się na diagnostyce i badaniu dostępnych rezerw technicznych siłowni, które można z niej wycisnąć bez uszczerbku dla bloku.
Rafako informowało z kolei, że w ramach swojego projektu w Jaworznie zlecało ekspertyzy gliwickiemu Instytutowi Metalurgii Żelaza. Wynikało z nich, że w nowym reżimie pracy ten blok może pracować jeszcze co najmniej przez 30 tys. godzin. Zatem jeśli blok pracowałby rocznie średnio przez 3 tys. godzin, oznacza to jeszcze 10 lat eksploatacji. Jednocześnie nie wyklucza to opcji, że przeprowadzone w przyszłości badania wykażą jeszcze możliwość dalszego użytkowania obiektu.
Wielkie odliczanie
Portal WysokieNapiecie.pl, pytając w branży energetycznej o obawy UDT, usłyszał, że są one przesadzone – zwłaszcza, że w ramach „Bloków 200+” żadnych zastrzeżeń co do zrealizowanych projektów nie było. Ponadto nie ma sztywno ustalonych terminów trwałości dla poszczególnych elementów bloków energetycznych, które UDT dopuszcza do eksploatacji. Stąd do każdej jednostki i jej urządzeń trzeba podchodzić indywidualnie.
Czas jest więc nieubłagany i zegar tyka coraz szybciej. Jednak w tym przypadku wydaje się, że bardziej odlicza on czas przybliżający nas do deficytu mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym niż do technicznej śmierci poczciwych dwusetek. Pytanie czy decydenci już się obudzili, czy dopiero nastawiają budzik…
