Spis treści
Konieczność szybkiej redukcji emisji CO2 w elektroenergetyce prowadzi do logicznego pytania „co w zamian za węgiel?” Widoczny trend rozwoju OZE wedle wszystkich prognoz będzie kontynuowany, jednak (co zrozumiałe) nieodnawialne źródła energii pozostaną jeszcze w użyciu jakiś czas. Jak zatem projektować ich dalsze użycie? Jaką widzimy dla nich rolę w systemie i jak długi czas eksploatacji? Czy chcemy, aby pracowały przez większość czasu, czy może jedynie czasami, albo w wyjątkowych sytuacjach? Kilka dużych elektrowni, jak obecnie jest proponowane, czy wiele mniejszych funkcjonujących też jako elektrociepłownie? Jakie będą konsekwencje dla uzależnienia Polski od importowanych paliw, dyspozycyjności i ceny dostępnego prądu, emisyjności gospodarki? Czy nowe elektrownie się zwrócą inwestorom, czy będą opłacalne z punktu widzenia systemu i kto za nie zapłaci?
Instrat przygląda się nie tylko strategiom energetycznym rządu, samorządów i koncernów, ale też poszczególnym inwestycjom w elektroenergetyce. Krytykowaliśmy brak oceny opłacalności inwestycji w elektrownię węglową Ostrołęka C. Czas pokazał, że mieliśmy rację, a źle zaplanowana inwestycja pochłonęła ponad 1 miliard złotych.
Nie uderzajmy w gaz, mamy inne możliwości!
Największe planowane inwestycje w najbliższych latach dotyczą wielkoskalowych źródeł wytwórczych na gaz ziemny wykonanych w technologii gazowo-parowej, zwanej w skrócie CCGT (ang. Combined-Cycle Gas Turbine). Technologia ta (jak każda) ma swoje wady i zalety, ale skoro ich budowa odbywa się z hojnym wsparciem podatników i konsumentów energii, inwestorzy i operator sieci przesyłowej powinni za każdym razem wykonać analizę wariantową pokazującą porównanie korzyści i wad dla wielu dostępnych na rynku rozwiązań. Uważamy, że w przypadku elektrowni na gaz ziemny w technologii CCGT jako alternatywne powinny być traktowane przynajmniej następujące 7 technologii:
Węgiel stary i jary, byle na krótko
(1) Modernizacja istniejących elektrowni węglowych w celu przedłużenia ich czasu pracy w rezerwie o kilka lat, zanim zostaną zastąpione przez bezemisyjne źródła wytwórcze. Ten scenariusz jest przez nas proponowany w raporcie “Droga do celu” z marca 2021 r., gdzie pokazujemy, że dynamiczny rozwój OZE może być połączony z utrzymaniem istotnej części elektrowni na węgiel kamienny przy stopniowym zmniejszaniu ich czasu pracy. Wyniki naszego modelu optymalizacyjnego wskazują, że to bardziej opłacalne rozwiązanie dla bezpieczeństwa energetycznego niż budowa nadmiarowych gigawatów gazu.
Przejście od węgla do OZE bez gazu jako rzekomego paliwa przejśćiowego nie tylko gwarantuje bezpieczeństwo dostaw prądu, ale też zmniejsza jego koszt dla klienta po jak najniższej cenie. Liczne głosy wskazują, że przedłużenie lat pracy istniejących elektrowni węglowych (przy coraz krótszym czasie wykorzystania, a docelowo w rezerwie) pozwoli wykorzystać kompetencje techniczne polskich przedsiębiorstw i polskiej kadry, a przy tym uniknąć uzależnienia od gazu ziemnego oraz budowy aktywów osieroconych (stranded assets). Oczywiście rola tych bloków się zmieni – celem nie powinno być tworzenie nowego mechanizmu wsparcia dla generacji węglowej w podstawie po wygaśnięciu rynku mocy, ale dostosowanie ich do nowej roli obejmującej przede wszystkim pracę rezerwową.
Wymienić palniki w starych kotłach?
(2) Zastąpienie węgla gazem ziemnym w istniejących elektrowniach. Jest to rozwiązanie najprostsze technicznie i często spotykane w krajach byłego Związku Radzieckiego. Należy zauważyć, że takie postąpienie ma wiele wad, gdyż tylko w znikomym stopniu łagodzi problem związany z niską sprawnością, niską elastycznością i zużyciem technicznym starych jednostek wytwórczych. Skoro jednak planowane jednostki CCGT proponowane są często jako zastąpienie 1:1 istniejących bloków węglowych, to rozwiązanie polegające na wymianie samych palników oferuje ten sam efekt przy wielokrotnie niższych kosztach inwestycji.
Wynikowy koszt kilowatogodziny prądu jest zatem zależny od spodziewanej całkowitej liczby godzin pracy. W kontekście pogłębiającego się kryzysu gazowego i zagrożenia bezpieczeństwa dostaw gazu do Polski i Europy z alternatywnych kierunków dla zachowania bezpieczeństwa energetycznego projektowana liczba godzin pracy nowych jednostek wytwórczych opalanych gazem ziemnym będzie niska, co faworyzuje rozwiązania techniczne o niższym koszcie inwestycyjnym.
Magazyny szybkie i elastyczne
(3) Bateryjne magazyny energii elektrycznej o pojemności wystarczającej na ok. 4 godziny oddawania mocy. Taki czas pracy jest wystarczający do pokrycia porannego lub wieczornego szczytu zapotrzebowania na energię elektryczną, a przy tym wystarczający do uruchomienia ze stanu gorącego zwykłego bloku klasy 200 MW lub bloku głęboko zmodernizowanego klasy 200 MW ze stanu zimnego. Magazyny prądu o 4-godzinnym czasie pracy (ESP Żarnowiec, ESP Porąbka-Żar i ESP Żydowo) są na bieżąco wykorzystywane przez PSE w celu bilansowania zapotrzebowania na moc w cyklu dobowym.
Magazyny mogłyby oprócz przychodów z rynku mocy osiągać jednocześnie zyski z arbitrażu, a jednocześnie być wynagradzane za usługi regulacji częstotliwości i kompensacji mocy biernej oraz potencjalnie również inne usługi. Bateryjne magazyny energii elektrycznej mogą z powodzeniem zastąpić część proponowanych do budowy bloków CCGT, szczególnie w zastosowaniach, gdzie spodziewany roczny czas pracy będzie krótki. Magazyny prądu cechują się znacznie większą elastycznością i szybkością w zakresie dostarczania mocy niż jakiekolwiek źródła wytwórcze oparte o spalanie gazu ziemnego, a przy tym jest możliwe dzielenie ich na mniejsze moduły i stawianie w miejscach dogodnych z punktu widzenia sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, co nie jest możliwe w przypadku konwencjonalnych jednostek wytwórczych.
Połączenie źródeł OZE i magazynów energii
(4) Połączenie źródeł OZE i magazynów energii. Kompleksowe usługi energetyczne mogą być zapewniane również poprzez zastosowanie współgrających ze sobą nowoczesnych technologii, w tym jednostek wytwórczych o stabilnym profilu generacji – np. biogazowych wraz z usługami redukcji zapotrzebowania i magazynowaniem energii. Zastosowanie miksu komplementarnych technologii powinno mieć na celu maksymalne obniżenie kosztu energii w całym cyklu życia, nawet jeśli koszty inwestycyjne na megawat będą wyższe niż dla jednostek CCGT.
Zielone gazy – wodór i biometan
(5) Zielone gazy – wodór i biometan. Wykorzystanie ich może być bardziej perspektywiczne i lepsze w szczytowej lub rezerwowej roli pełnionej przez nowe elektrownie. Wykorzystanie biogazu lub biometanu wiąże się z małymi instalacjami na start i należy uniknąć ryzyka przewymiarowania biorąc pod uwagę brakującą zdolność do produkcji tych biopaliw na dużą skalę. Wykorzystanie wodoru do spalania w dużych elektrowniach wydaje się mało efektywnym rozwiązaniem, ale należy rozważyć jego użycie przede wszystkim w mniejszych instalacjach bilansujących system w okresach wysokiego zapotrzebowania.
Biomasa ma plusy i minusy
(6) Wykorzystanie paliw biomasowych. Powstanie tego typu elektrowni jest możliwe zarówno na drodze konwersji istniejących elektrowni na paliwa kopalne, jak i poprzez budowę nowego bloku np. w miejscu starej elektrowni. Szacowany koszt tego wariantu będzie zapewne istotnie wyższy niż zamiana paliwa na gaz ziemny (zarówno w scenariuszu budowy od zera, jak i konwersji istniejącego bloku na paliwo kopalne). Tak długo, jak UE uznaje spalanie zrównoważonej biomasy za bezemisyjne i tym samym za odnawialne źródło energii, to takie rozwiązanie mogłoby być bardziej trwałe (ale niejednoznaczne z punktu widzenia środowiska) niż budowa nowych elektrowni gazowych lub konwersja węglowych na gazowe.
Istotną kwestią przy rozważaniu wykorzystania biomasy jest znalezienie źródeł paliwa/substratu w odpowiedniej ilości i bez negatywnych efektów środowiskowych.
W kontekście odcięcia się od dostaw biomasy z Rosji i Białorusi również takie rozwiązanie ma swoje ograniczenia. Powinno to zostać dokładnie określone przed rozpoczęciem inwestycji, ponieważ zakup biomasy, podobnie jak zakup gazu ziemnego, jest obarczony ryzykiem (w tym ryzykiem geopolitycznym) dotyczącym dostępności i cen paliwa. Ze względu na te czynniki, jednostki wytwórcze na paliwa biomasowe powinny być projektowane od razu z zapewnieniem dostaw surowca i jeśli to możliwe pracować przez ograniczoną liczbę godzin w roku, najlepiej w wysokosprawnej kogeneracji.
Kto musi mieć pierwszeństwo w dostępie do gazu
(7) Priorytetyzacja zużycia gazu – rozproszone ciepłownictwo systemowe. Jeśli celem powstania bloków CCGT jest zapewnienie rezerwy mocy na czas zimowych szczytów zapotrzebowania, naturalnym rozwiązaniem powinno być promowanie wysokosprawnej kogeneracji. Rozwój ciepłownictwa ogranicza wzrost szczytowego zapotrzebowania na moc wynikający z rosnącej popularności indywidualnych źródeł ciepła zasilanych elektrycznie (zwłaszcza pomp ciepła powietrze-woda wyposażonych w grzałki).
Zastosowanie kogeneracji obniża zużycie paliw pierwotnych oraz sumaryczne wydatki inwestycyjne w sektorach elektroenergetyki i ciepłownictwa, a w tym drugim sektorze mamy dużo trudniejszą sytuację, niż w elektroenergetyce. W rozproszonym ciepłownictwie jest możliwość wykorzystania większej ilości paliw niż tylko gaz ziemny, w zależności od dostępności możliwe jest wykorzystanie np. paliw odpadowych.
Turbiny gazowe, ale jakie?
(8) Turbiny gazowe w cyklu prostym (OCGT). Zastosowanie turbin gazowych bez odzysku ciepła (OCGT – ang. Open-Cycle Gas Turbines) znacznie upraszcza i obniża koszt budowy. Elektrownie tego typu cechują się ponadto znacznie krótszym czasem uruchamiania i dojścia do pełnej mocy – trwającym kilka minut, a nie 1-2 godziny jak w przypadku bloków CCGT. Jeśli planowane w Polsce bloki gazowe mają służyć jako źródła rezerwowe, regulacyjne, to oczywistą alternatywą dla CCGT cechującą się znacznie niższymi kosztami budowy i eksploatacji będzie blok lub zestaw bloków w technologii OCGT.
Technologia OCGT stanowi podstawową alternatywę technologiczną dla CCGT i powinna być przynajmniej rozważona nawet jeśli podjęto już decyzję o budowie bloku gazowo-parowego – a kilka inwestycji już trwa i kolejne się wkrótce rozpoczną. Potencjalnie wariant z prostymi turbinami gazowymi może być rozpatrywany jako korzystniejszy dla środowiska, ponieważ jest lepiej przystosowany do pracy jako jednostka regulacyjna w systemie. Zakładając dynamiczny rozwój OZE i bezemisyjnych źródeł energii, emisje gazów cieplarnianych w skali całego systemu elektroenergetycznego mogą być mniejsze przy zachowaniu tego samego wolumenu produkcji energii. Oczywiście to założenie jest spełnione tylko jeśli założony czas pracy jednostki na gaz ziemny jest odpowiednio niski.
Poniżej pokazujemy przygotowane przez Agora Energiewende porównanie kluczowych parametrów technologii produkcji energii elektrycznej w typowych elektrowniach konwencjonalnych na paliwa kopalne.
Tabela. Porównanie elastyczności typowych i najnowocześniejszych elektrowni konwencjonalnych na paliwa kopalne.
Wymieniona powyżej lista technologii nie wyczerpuje tematu – alternatywę dla budowy elektrowni gazowo-parowych w celu zastąpienia węglowych mocy dyspozycyjnych stanowi znacznie więcej technologii, w tym rozważane do budowy w Polsce elektrownie wodne szczytowo-pompowe, elektrownie jądrowe, elektrownie węglowe z wychwytem CO2 oraz jednostki wytwórcze wykorzystujące wodór. Jako źródła dyspozycyjne można sobie wyobrazić również nowe elektrownie opalane ropą naftową, paliwami odpadowymi lub innymi paliwami.
Technologia gazowo-parowa pod pewnymi względami jest lepsza od wielu alternatyw (cechuje się m.in. umiarkowanie wysokim kosztem inwestycyjnym, niższym zużyciem paliwa od OCGT, a przy tym stosunkowo niskimi bezpośrednimi emisjami CO2). W żadnym z wymienionych kryteriów nie jest jednak na pierwszym miejscu. Z tego powodu konieczne jest wyraźne określenie roli planowanej elektrowni oraz porównanie wielu technologii mogących zapewnić pożądany efekt. Kolejnym wymiarem takiego porównania jest określenie czy budowa kompletnie nowych jednostek gazowych nie wyklucza konwersji istniejących jednostek na nowe paliwa lub ich uelastycznienia jak zakłada program Bloki 200+. Podłączenie do elektroenergetycznej sieci przesyłowej nie jest w gumy, raz zbudowana jednostka CCGT uniemożliwi utrzymanie w tym samym miejscu jej poprzednika.
Energetycy, budujcie z sensem!
Naszym celem nie jest opisanie tutaj ich wszystkich. Uważamy jednak, że inwestorzy rozważający budowę w Polsce wielkich elektrowni na gaz ziemny powinni dobrze uzasadnić swoje propozycje, a przed podjęciem przygotowań do budowy rozważyć wszystkie dostępne alternatywne technologie. Budowa bloku energetycznego nigdy nie jest celem, ale zawsze środkiem do celu. Celem jest bezpieczeństwo energetyczne, zwiększona niezależność od kaprysów dostawców, wkład Polski w realizację polityki klimatycznej i ochrona przed negatywnymi skutkami zmiany klimatu przy jednoczesnym umiarkowanym obciążeniu społeczeństwa i gospodarki kosztami energii.
Dużą wartość w dyskusji o roli gazu w transformacji wniosłoby przygotowywanie i upublicznianie analiz na temat ryzyk i alternatyw dla każdej dużej inwestycji zawierających m.in. prognozowany profil produkcji w kontekście przyszłych potrzeb polskiego systemu energetycznego.. Zaangażowanie podatników i odbiorców energii w większym niż dotychczas stopniu w finansowanie transformacji energetycznej wymaga zwiększonej transparentności procesu planowania transformacji.
Po ostatniej aukcji rynku mocy wiemy, że roczny koszt tego mechanizmu nie będzie wynosił ok. 4 mld zł jak planowano, ani trochę ponad 5 mld zł jak się spodziewaliśmy jeszcze przed aukcją z grudnia 2021 r., ale dużo więcej. PSE w swoim Planie rozwoju sieci przesyłowej między wierszami przyznaje, że mechanizm ten nie spełnił swoich celów i jest za drogi, dlatego operator na siłę próbuje budować jednostki gazowe na własną rękę. Cofnijmy się o kilka lat i pomyślmy, czy na realizację gazowych marzeń polskich energetyków nie jest już za późno? Na pewno nie jest jeszcze za późno powiedzieć “myliliśmy się” i zrewidować plany w kontekście wojny w Ukrainie i szantażu gazowego, jakiemu podlega Polska.
