Unia Europejska od lat konsekwentnie wdraża w życie politykę dekarbonizacji energetyki. Począwszy od akcesji do UE w roku 2004, kolejne polskie rządy przyjmowały zobowiązania zmierzające do ograniczenia emisji CO₂ do atmosfery. Osiągnięcie celów klimatycznych, do których zobowiązała się Polska, nie jest możliwe bez gruntownej zmiany miksu energetycznego, przede wszystkim do zdecydowanego ograniczenia wykorzystania paliw kopalnych, ale też wdrożenia nowych usług systemowych związanych z podniesieniem elastyczności systemu elektroenergetycznego.

Podejmowane zobowiązania dotyczące obniżenia emisji CO₂ pozostawały obietnicami jedynie na papierze, gdyż nie podążały za nimi realne działania. W rezultacie emisyjność naszej energetyki obniżyła się z poziomu 794 g/kWh w momencie akcesji do Unii Europejskiej (przypominam, że był to rok 2004) do 633 g/kWh w roku 2022. Mówimy więc o rocznym zmniejszaniu emisyjności na poziomie niecałych 10 g/kWh. To niedużo, biorąc pod uwagę nasze zobowiązania dotyczące redukcji emisji. Dodam tylko dla porównania, że średni poziom emisji CO₂ w UE w 2022 r. był ponad dwukrotnie niższy niż w Polsce, i wyniósł 270 g/kWh.

Sytuacja nabrała nowej dynamiki w 2023 r. Produkcja energii ze źródeł zasilanych węglem kamiennym i brunatnym zmniejszyła się o ponad 18%. Kontynuacja tego trendu widoczna jest także w bieżącym roku – produkcja energii ze źródeł węglowych w pierwszych siedmiu tygodniach była niższa o 12% w porównaniu z analogicznym okresem roku ubiegłego, a z OZE wzrosła o ponad 27%.

Celem artykułu jest analiza powyższych zjawisk, czyli wpływu odchodzenia od paliw kopalnych na funkcjonowanie elektrowni węglowych pracujących w Krajowym Systemie Energetycznym. W opracowaniu tym spróbuję określić, jaka będzie zmiana roli i charakteru pracy elektrowni węglowych w Polsce w okresie do roku 2030 w scenariuszu realizacji celu klimatycznego koalicji rządowej PO – Trzecia Droga – Lewica znajdującego się na liście „100 konkretów na 100 dni”.

Zgodnie z nim, rząd przedstawi szczegółowy plan transformacji energetycznej, która umożliwi ograniczenie emisji CO₂ o 75% do 2030 roku. Jest to bardzo ważną deklaracją, gdyż oznacza, że w najbliższych latach rozwój OZE powinien znacząco przyśpieszyć. W tym kontekście priorytetem staje się mądre planowanie i rozwój nowych źródeł odnawialnych, ze szczególną dbałością o stabilność systemu i bezpieczeństwo dostaw.

W podsumowaniu wskażę, jakie będą najważniejsze wyzwania dla zarządzających grupami energetycznymi i elektrowniami w perspektywie najbliższych kilku lat.

Praca ta jest efektem analizy wykonanej z punktu widzenia managera operacyjnego z wieloletnim doświadczeniem pracy w elektrowniach i elektrociepłowniach węglowych i stanowi moją prywatną opinię. Wszystkie dane wykorzystane w opracowaniu pochodzą ze źródeł otwartych.

Unia podwyższa poprzeczkę

Pierwszy unijny cel dotyczący rozwoju źródeł odnawialnych został wyznaczony podczas globalnych negocjacji Protokołu z Kioto w roku 1997. Zobowiązywał on kraje UE do uzyskania udziału energii odnawialnej na poziomie 12% w roku 2010. Kolejnym etapem było przyjęcie przez Parlament Europejski w grudniu 2007 roku pakietu klimatyczno-energetycznego, nazywanego potocznie „3×20”, który przewidywał osiągnięcie do roku 2020 udziału OZE w końcowym zużyciu energii na poziomie 20%.

Kolejny szereg legislacji europejskich dotyczył najpierw ustalenia celu emisyjnego na rok 2030. W czerwcu 2021 r. Parlament Europejski i Rada UE przyjęły rozporządzenie 2021/1119 zakładające ograniczenie do 2030 roku emisji gazów cieplarnianych w państwach unijnych o co najmniej 55% w stosunku do roku 1990 (stąd nazwa „Fit for 55”) i osiągnięcie neutralności klimatycznej do roku 2050. Komisja Europejska zaproponowała w nim, aby OZE stanowiły 40% wykorzystywanej energii w 2030 r. W październiku 2023 r. została opublikowana Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady UE 2023/2413, zwana potocznie Dyrektywą RED III. Ustanawia ona ambitniejszy w porównaniu z poprzednimi dokumentami cel osiągnięcia udziału energii odnawialnej w ogólnym zużyciu energii w UE do 2030 roku na poziomie 42,5% (z aspiracją do 45%). Z wyliczeń Forum Energii wynika, że tak ustawiony unijny cel przekłada się na polski wkład w wysokości 31,5% OZE w całej gospodarce w 2030 r.

Ostatnim – przynajmniej do chwili obecnej – dokumentem formalnym jest przedstawione w lutym 2024 r. stanowisko Komisji Europejskiej zawierające szczegółową ocenę sposobów osiągnięcia przez Unię Europejską neutralności klimatycznej do 2050 r. Na tej podstawie zaleca ona redukcję emisji gazów cieplarnianych netto o 90 proc. do 2040 r. w porównaniu z poziomami z 1990 r. Oznacza to praktyczną dekarbonizację energetyki. Widzimy więc bardzo dużą aktywność instytucji europejskich zmierzających do dekarbonizacji energetyki.

Niezależnie od ostatecznie przyjętego celu redukcji emisji, odchodzenie od spalania paliw kopalnych w Unii Europejskiej jest faktem. W latach 2015 – 2023 we wszystkich państwach UE produkcja energii elektrycznej z paliw kopalnych zmniejszyła się o 27% (z 1 056 TWh do 767 TWh), a energii elektrycznej wyprodukowanej tylko z węgla – o ponad 50% (z 613 TWh do 305 TWh). Należy też zauważyć, że spadek udziału węgla kamiennego w produkcji energii elektrycznej był większy w porównaniu z węglem brunatnym (54,3% vs. 40,0%).

Coraz mniej węgla

Proces odchodzenia od spalania paliw kopalnych w energetyce w Unii Europejskiej przyspieszył w roku 2023. Ich zużycie zmniejszyło się o 19% w stosunku do roku 2022 i stanowiło poniżej 1/3 europejskiego miksu energetycznego. Udział węgla w miksie spadł o 26%, a gazu ziemnego o 15%. Równocześnie udział energii wyprodukowanej ze źródeł odnawialnych wzrósł do 43,9%, po raz pierwszy w historii przekraczając wartość 40%. Spowodowało to spadek emisji o 19% w ciągu jednego roku.

Należy tu zaznaczyć, że jedną z najistotniejszych przyczyn zmniejszenia zużycia paliw kopalnych w Europie był znaczny spadek zapotrzebowania na energię, które spadło o 3,4% (- 94 TWh) w 2023 roku w porównaniu do roku 2022, i było mniejsze o 6,4% (- 186 TWh) w porównaniu z rokiem 2021.

Warto też zwrócić uwagę na podejście poszczególnych państw do wykorzystania węgla do produkcji energii. Jeszcze w 2015 roku udział węgla kamiennego i brunatnego przekraczał 25% w miksie energetycznym w trzynastu państwach UE, w tym w Wielkiej Brytanii. Od tego czasu wiele z nich, tak jak Portugalia, Austria, Belgia, Francja i Wielka Brytania zrezygnowało całkowicie lub niemal całkowicie z wykorzystania węgla do produkcji energii elektrycznej, a pozostałe, jak Hiszpania, Grecja i Rumunia, ograniczyły ją w znacznym stopniu.

W efekcie w 2023 roku udział węgla w produkcji energii elektrycznej powyżej 25% występował jedynie w czterech państwach UE, czyli Bułgarii, Czechach, Niemczech i w Polsce. Najwięcej energii elektrycznej z węgla w 2023 roku wyprodukowały Niemcy (112,5 TWh), Polska (96,7 TWh) i Czechy (26,9 TWh).

W latach 2015 – 2023 moc zainstalowana elektrowni węglowych w Unii Europejskiej zmniejszyła się o prawie 40%, do wartości 84,5 GW, z czego 70% tych elektrowni, o łącznej mocy 58,4 GW,  znajduje się w Polsce i w Niemczech. Zgodnie z analizami think-tanku Ember, w latach 2024 – 2025 zostaną zamknięte elektrownie węglowe o łącznej mocy 21 GW. W samych Niemczech moc elektrowni ma zmniejszyć się o 10 GW. Kolejne wyłączenia mają mieć miejsce we Włoszech, Grecji i przede wszystkim w Hiszpanii, która planuje zamknąć wszystkie swoje bloki węglowe do 2025 roku.

Analiza powyższych danych pokazuje, że proces odchodzenia od paliw kopalnych w państwach Unii Europejskiej jest zjawiskiem stałym, niezależnym od turbulencji, z jakimi mamy do czynienia w ostatnich latach. Mam tu na myśli zdarzenia, które w istotny sposób wpłynęły na sytuację na rynku paliwowo-energetycznym, takie jak pandemia COVID-19, która wybuchła na początku 2020 roku, celowe ograniczenie dostaw gazu ziemnego przez Federację Rosyjską do państw Unii Europejskiej w roku 2021 oraz pełnoskalowa inwazja Rosji na Ukrainę w roku 2022.

Na to wszystko, również w roku 2022, nałożyły się ograniczenia generacji w elektrowniach wodnych w całej Europie spowodowane ekstremalnymi suszami i największe od 30 lat spadki produkcji we francuskich elektrowniach jądrowych wywołane odstawieniami awaryjnymi. Zgodnie z raportem European Electricity Review 2024 przygotowanym przez Ember, tylko te dwa ostatnie zjawiska spowodowały ubytek produkcji równy 7% całkowitego zapotrzebowania Unii Europejskiej na energię elektryczną i w konsekwencji wzrost produkcji energii z węgla o 2%.

Ważne jest więc, abyśmy mieli świadomość, że istnieje możliwość bezpiecznego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego z dużo niższym udziałem węgla w miksie energetycznym, niż występuje to obecnie w Polsce, lub wręcz bez elektrowni węglowych, ale należy też pamiętać o konieczności dywersyfikacji miksu energetycznego i o istotnej roli źródeł wykorzystujących paliwa kopalne w zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego w sytuacjach kryzysowych w całej wspólnocie europejskiej.

Polska – odwęglamy się najpierw bardzo powoli….

Ubiegły rok był znamienny dla transformacji energetyczno-klimatycznej w Polsce, gdyż uświadomił nam, że odchodzenie od dominującej roli węgla w miksie energetycznym w naszym kraju staje się faktem. Produkcja energii elektrycznej z węgla zmniejszyła się z 118,4 TWh w 2022 roku do 96,7 TWh w 2023 roku – oznacza to spadek o 18,3%. Nigdy w naszej historii nie doszło do tak gwałtownego zmniejszenia produkcji energii elektrycznej z węgla w tak krótkim czasie.

Zmiany zachodzące w 2023 roku mają swoje źródło w okresie poprzedzającym, czyli w latach 2015 – 2021. Zapotrzebowanie na energię elektryczną netto w Polsce w tym okresie stabilnie rosło w tempie około 1,4% (+2,0 TWh/a). W 2021 r. osiągnęło rekordową wartość 161,5 TWh. W tym samym okresie mieliśmy do czynienia z równie stabilnym, co niewielkim wzrostem produkcji z OZE – wzrosła ona z poziomu 13,9 TWh w roku 2015 do 23,6 TWh w roku 2021, co oznacza roczny przyrost generacji z OZE o 1,6 TWh.

Produkcja energii z paliw kopalnych w latach 2015 – 2021 pozostawała na niemal niezmienionym poziomie. Ilość energii elektrycznej wytworzonej z gazu ziemnego wzrosła o 8,4 TWh, z węgla kamiennego wzrosła o 1 TWh, a z węgla brunatnego zanotowała spadek o 7,1 TWh. Był to więc okres stagnacji i zachowania istniejącego status quo. Świadczy o tym również wskaźnik emisyjności CO₂, który przez okres sześciu lat zmniejszył się zaledwie o 45 g/kWh.

….aż nagle przyspieszamy

W roku 2022 trendy te zdecydowanie się zmieniły. Po pierwsze, widoczny jest spadek zapotrzebowania na energię elektryczną. O ile jeszcze w roku 2022 zużycie energii zmniejszyło się w stosunku do roku poprzedniego o 1,2 TWh, to spadek zapotrzebowania w roku 2023 wyniósł już 4,6 TWh.

Po drugie, rok 2022 to początek znacznie większych niż w latach poprzednich przyrostów generacji energii z OZE. Roczne tempo przyrostu produkcji energii wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii w latach 2022 – 2023 wyniosło 7,9 TWh, było więc pięciokrotnie większe niż w poprzedzającym okresie.

W roku 2023 źródła węglowe wytworzyły 96,7 TWh, co stanowiło 63,8% całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną. Dla porównania, jeszcze w 2015 r. źródła węglowe wyprodukowały 128,3 TWh, co stanowiło 87,0% wytwarzanej energii elektrycznej. Udział energii z OZE w tym okresie prawie się potroił, i wzrósł z 9,4% w 2015 do 26,0% w 2023 roku.

Roczną zmianę produkcji energii elektrycznej netto w sześciu największych elektrowniach w Polsce przedstawiono w poniższej tabeli. W roku 2022 roku elektrownie Bełchatów, Turów, Kozienice, Opole, Połaniec (bez bloku biomasowego) i Jaworzno wytworzyły 78,3 TWh energii, co stanowiło niemal 50% całkowitego zapotrzebowania kraju na energię elektryczną. W roku 2023 łączna produkcja energii w tych samych źródłach spadła do 63,0 TWh, co stanowiło już nieco ponad 40% krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną.

Widoczne jest też większe obniżenie produkcji energii elektrycznej w dwóch największych elektrowniach zasilanych węglem brunatnym w porównaniu z elektrowniami zasilanymi węglem kamiennym – roczne zmniejszenie produkcji w elektrowniach Bełchatów i Turów wyniosło 24,0%, podczas gdy spadek produkcji w Kozienicach, Opolu, Połańcu i Jaworznie wyniósł „tylko” 15,1%.

Niższa produkcja energii elektrycznej przekłada się na sposób funkcjonowania poszczególnych elektrowni. W Elektrowni Kozienice w 2023 roku w stosunku do roku poprzedniego:

• średnie obciążenie bloków obniżyło się – w zależności od grupy bloków – od 6 do 10%,
• liczba uruchomień bloków wzrosła o ponad 12%,
• liczba godzin, w trakcie których elektrownia pracowała z mocą poniżej 25% mocy zainstalowanej wzrosła ponad trzykrotnie,
• liczba godzin, w trakcie których elektrownia pracowała z mocą powyżej 75% mocy zainstalowanej zmalała ponad dwuipółkrotnie.

Podobnie wygląda praca większości pozostałych elektrowni węglowych. Na powyższym wykresie porównano sumaryczne wykresy uporządkowane pracy elektrowni systemowych opalanych węglem kamiennym i brunatnym w Polsce w roku 2022 i 2023.

Jak pogodzić węgiel z OZE

Pomimo tego spadku, przez większą część 2023 roku obserwowaliśmy pozytywny lub co najmniej neutralny wpływ odnawialnych źródeł energii na pracę elektrowni węglowych. Dotyczył on zwłaszcza okresu letniego, gdy panele PV w całości przejmowały pokrycie wzrostu zapotrzebowania w szczycie porannym i wieczornym. W konsekwencji elektrownie węglowe nie zgłaszały ubytków eksploatacyjnych  spowodowanych koniecznością ograniczenia produkcji ze względu na zbyt wysoką temperaturę wody do chłodzenia bloków.

Problemy we współpracy elektrowni systemowych z odnawialnymi źródłami energii występowały w okresie jesiennym, gdy produkcja z paneli PV słabła przed końcem wieczornego szczytu zapotrzebowania na energię elektryczną.

W celu bilansowania systemu PSE nakazywały zaniżenie produkcji pracujących elektrowni węglowych w porze dziennej, jednak zdolność redukcji ich mocy była ograniczona, gdyż zwiększona praca bloków energetycznych była potrzebna wieczorem. Powodowało to konieczność uruchamiania dodatkowych bloków węglowych tylko w celu pokrycia zapotrzebowania na energię przez część szczytu wieczornego.

Problem bilansowania systemu w związku z pracą elektrowni fotowoltaicznych w znacznie większym stopniu występuje obecnie w Niemczech, gdyż w miesiącach o największej produkcji energii elektrycznej ze źródeł PV system był wspierany nie tylko pracą elektrowni systemowych opalanych paliwami kopalnymi, ale przede wszystkim dużym importem energii. W okresie od maja do października 2023 bilans wymiany zagranicznej Niemiec wyniósł – 21,3 TWh. W pozostałych miesiącach roku przeważał eksport energii.

Niemcy dziś to jutro w Polsce

Zgodnie ze Strategią Transformacji Energetyki zaprezentowaną we wrześniu 2023 roku przez Instytut Obywatelski ( think-tank PO), do 2030 roku 68% energii w Polsce będzie pochodzić ze źródeł odnawialnych, a emisje z energetyki zostaną zredukowane o 75%. W konsekwencji realizacji tego scenariusza, udział źródeł węglowych w miksie energetycznym spadnie do około 22%, co będzie oznaczało spadek produkcji o około 50% (-48 TWh) w stosunku do roku 2023. Około 10% energii będzie wytwarzanie w źródłach zasilanych gazem ziemnym.

W 2030 roku w Polsce powinniśmy mieć mix energetyczny zbliżony do miksu energetycznego, jaki był w Republice Federalnej Niemiec w 2023 roku – źródła opalane węglem kamiennym i brunatnym wytworzyły tam 26,0% energii elektrycznej, źródła gazowe – 10,4%, zaś źródła odnawialne – 59,8%. Pewnym więc przybliżeniem, jak może wyglądać praca elektrowni węglowych w Polsce w perspektywie roku 2030, jest analiza obecnej pracy źródeł opalanych węglem w Niemczech.

Z drugiej strony należy wziąć też pod uwagę fakt, że do roku 2030 zostanie wdrożony cały szereg nowych usług systemowych, które jeszcze nie funkcjonują lub funkcjonują w sposób bardzo ograniczony, np. usługi elastyczności, magazynowanie energii czy taryfy dynamiczne. Mogą one wpłynąć na większy niż obecnie stopień absorpcji w systemie energii wytworzonej w źródłach odnawialnych i zmniejszyć skalę zjawiska zwanego „curtailment”, czyli ograniczania mocy źródeł odnawialnych ze względu na problemy z bilansowaniem systemu elektroenergetycznego.

Może to spowodować dalsze przyspieszenie wzrostu udziału OZE w miksie energetycznym poszczególnych państw Unii Europejskiej. Barierą rozwoju OZE może być natomiast niewystarczająca infrastruktura przesyłowa i dystrybucyjna.

Obecnie w elektrowniach systemowych na terenie Niemiec pracuje 26 bloków energetycznych opalanych węglem kamiennym o łącznej mocy zainstalowanej 15,9 GW, z czego sześć jednostek to nowoczesne bloki na parametry nadkrytyczne o łącznej mocy 5,3 GW, wybudowane w latach 2006 – 2014. Pozostałe bloki to jednostki starsze jednostki o mocy od 211 do 913 MW, z których większość była wybudowana w latach 70-ych i 80-tych XX wieku. Średni wiek tych elektrowni to 40 lat.

Bloki te wyprodukowały w 2023 roku 26,6 TWh energii elektrycznej. Czas wykorzystania mocy zainstalowanej wyniósł średnio 1 599 godziny, przy czym bloki na parametry nadkrytyczne wykorzystywały moc zamówioną przez okres 2 478 godzin w roku. Starsze bloki pracowały ze zdecydowanie mniejszym obciążeniem, a czas wykorzystania ich mocy zamówionej wynosił 1 370 godzin w roku. Dodatkowo, część bloków systemowych pozostawała w rezerwie – jednostki te pracowały poniżej tysiąca godzin w skali roku.

W Polsce moc zainstalowana w elektrowniach systemowych opalanych węglem kamiennym to 16,3 GW, z czego cztery jednostki to nowoczesne bloki na parametry nadkrytyczne o łącznej mocy 3,8 GW. Bloki te wyprodukowały w 2023 roku 46,0 TWh energii elektrycznej. Czas wykorzystania mocy zainstalowanej w poszczególnych elektrowniach wynosił średnio 2 465 godzin w roku. Bloki na parametry nadkrytyczne, podobnie jak w Niemczech, również pracowały częściej i czas wykorzystania ich mocy zainstalowanej wynosił średnio 3 853 godziny.

Poniższa tabela porównuje pracę elektrowni systemowych zasilanych węglem kamiennym w Polsce i w Niemczech w roku 2023. Z analizy wyłączono elektrociepłownie przemysłowe i komunalne.

Dużo mniejsze różnice, jeżeli chodzi o charakter i sposób pracy, występowały w elektrowniach systemowych zasilanych węglem brunatnym znajdujących się w obu państwach. Pokazano to w poniższej tabeli.

Podsumowując, moc zainstalowana elektrowni zasilanych węglem brunatnym w Niemczech jest dwuipółkrotnie wyższa niż Polsce. Elektrownie te w obu krajach mają podobny udział w miksie energetycznym i niemal ten sam czas wykorzystania mocy zainstalowanej.

Znacznie większe różnice występują w źródłach, w których paliwem jest węgiel kamienny. Pomimo, że moc zainstalowana w elektrowniach systemowych zasilanych tym paliwem w Polsce i w Niemczech jest na bardzo zbliżonym poziomie, to elektrownie w Niemczech wytwarzają fizycznie o 40% energii elektrycznej mniej niż w Polsce.

Uwzględniając prawie trzykrotnie większe zapotrzebowanie Niemiec na energię elektryczną, produkcja energii w elektrowniach wykorzystujących jako paliwo węgiel kamienny pokrywa odpowiednio 6,1% potrzeb energetycznych Niemiec i 30,3% Polski. Praca elektrowni w Niemczech charakteryzuje się też prawie dwukrotnie mniejszym czasem wykorzystania mocy zainstalowanej w porównaniu z pracą podobnych elektrowni w Polsce.

Na powyższym wykresie przedstawiono sumaryczne wykresy uporządkowane produkcji energii elektrycznej w elektrowniach systemowych opalanych węglem kamiennym i brunatnym w Polsce i w Niemczech w roku 2023.

Węglówki pracują coraz krócej

Istnieją dwie zasadnicze  różnice pomiędzy charakterem pracy elektrowni węglowych w obu państwach.

W źródłach zasilanych węglem kamiennym w Polsce wykres uporządkowany ma klasyczny przebieg charakteryzujący pracę elektrowni kondensacyjnej, do którego jesteśmy przyzwyczajeni. W elektrowniach niemieckich wykorzystujących to samo paliwo wykres uporządkowany w roku 2023 miał przebieg zbliżony do polskich elektrowni jedynie przez okres 750 godzin pracy z najwyższym obciążeniem, co odpowiada 30 dniom kalendarzowym.

W pozostałym okresie roku stopień wykorzystania bloków był znacznie niższy niż w naszym kraju. Wystarczy powiedzieć, że przez okres ośmiu miesięcy bloki energetyczne zasilane węglem kamiennym pracowały z mocą poniżej 20% mocy zainstalowanej.

W przypadku węgla brunatnego warto zwrócić na niemal płaski przebieg wykresu uporządkowanego dla naszych elektrowni, który charakteryzuje tak naprawdę pracę elektrowni atomowej, i świadczy o stałej pracy w podstawie obciążenia systemu, oraz niemal liniowy przebieg wykresu dla elektrowni opalanych węglem brunatnym w Niemczech.

Analiza zaprezentowanych powyżej danych pokazuje na kierunek, w którym będzie zmieniał się tryb pracy bloków w naszym kraju. Stopniowe odchodzenie od węgla w Polsce jest nieuniknionym trendem wynikającym z konsekwentnie wdrażanej w życie polityki dekarbonizacji w Unii Europejskiej.

Obserwacja procesu odchodzenia od wykorzystania węgla do produkcji energii elektrycznej w państwach, które już znacząco zredukowały udział węgla w miksie energetycznym lub wręcz z niego zrezygnowały, pozwoli nam na wyciągnięcie wniosków i uniknięcie błędów. 

Jak bilansować system

Realizacja polityki dekarbonizacji energetyki powoduje całkowitą zmianę paradygmatu funkcjonowania systemu elektroenergetycznego – źródła odnawialne będą systematycznie przejmować podstawową rolę zaopatrzenia systemu w energię elektryczną, a źródła konwencjonalne będą odpowiadać za stabilizację pracy KSE i pokrycie zapotrzebowania systemu na energię elektryczną w sytuacji ograniczenia generacji energii ze źródeł odnawialnych.

Wzrost ilości energii wprowadzanej do krajowego systemu elektroenergetycznego z odnawialnych źródeł energii w naturalny sposób wymusi znaczące ograniczenie produkcji energii elektrycznej w elektrowniach systemowych, co będzie musiało przełożyć się na zmianę sposobu funkcjonowania i organizacji pracy w tych źródłach.

Oczekiwaniem KSE w stosunku do bloków węglowych – oprócz podstawowego zadania, jakim jest stabilizacja parametrów w sieci – będzie konieczność uzupełniania bilansu w systemie. Przełoży się to na częstsze uruchomienia jednostek wytwórczych, szybsze podjazdy i zrzuty obciążenia oraz mniejszą ilość wytwarzanej energii elektrycznej.

Same trudne decyzje

Sytuacja ta będzie wymagała od zarządzających grupami energetycznymi i poszczególnymi elektrowniami podejmowania szeregu bardzo trudnych decyzji. W perspektywie krótkoterminowej będzie to przede wszystkim:

• wypracowanie wspólnie z PSE zasad funkcjonowania rynku mocy w latach 2026 – 2028 umożliwiającego pokrycie kosztów stałych funkcjonowania elektrowni węglowych w związku ze znacznym spadkiem przychodów z generacji energii elektrycznej, 
• wypracowanie dodatniego wyniku finansowego spółek w sytuacji spadku cen energii elektrycznej na rynku bilansującym – obecnie oferowana cena energii w kontraktach na rok 2025 znajduje się poniżej bieżących kosztów zmiennych elektrowni opalanych węglem kamiennym, uwzględniających sam zakup paliwa i praw do emisji CO₂ niezbędnych do produkcji energii elektrycznej,
• konieczność dostosowania zatrudnienia w elektrowniach do poziomu odpowiadającemu zmniejszonej produkcji energii elektrycznej, przy jednoczesnym zachowaniu obsługi wymaganej do bezpiecznego prowadzenia prac i eksploatacji urządzeń,
• niezbędne dostosowanie techniczne funkcjonujących bloków węglowych do dużo bardziej elastycznej pracy, która będzie wymagana od źródeł regulacyjnych przez operatora KSE w związku z rozwojem OZE, w tym pracy poniżej obecnego minimum technicznego oraz znacznie częstszych uruchomień jednostek,
• aktualizacja strategii utrzymania majątku uwzględniająca zmieniony reżim pracy urządzeń, ale też zmniejszenie budżetów inwestycyjnych i remontowych,
• konieczność spełnienia przez elektrownie nowych wymagań środowiskowych, które będą wynikały z okresowych przeglądów Pozwoleń Zintegrowanych.

Niech moc będzie z nami

• W perspektywie średnioterminowej kluczowym zadaniem dla spółek energetycznych będzie zapewnienie mocy dyspozycyjnej w źródłach regulacyjnych będącej źródłem bezpieczeństwa energetycznego państwa. Rozwiązaniem tej sytuacji może być stworzenie z części aktywów węglowych rezerwy mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym np. na wzór interwencyjnej rezerwy zimnej i przeniesienie ich obciążenia do pozostałych źródeł węglowych.
• Podobne stanowisko zostało uwzględnione w Rekomendacji Eksperckiej Rady ds. Bezpieczeństwa Energetycznego i Klimatu w sprawie planu odejścia od energetyki węglowej w Polsce opublikowanej 5 lutego 2024 r. Zgodnie z nim „Data (zamknięcia elektrowni węglowych – przyp. autora) powinna być jednocześnie ambitna, ale też realna pod względem zapewnienia czasu niezbędnego do uzupełnienia bilansu mocy – tak poprzez budowę nowych mocy wytwórczych, jak i rozwój magazynów energii i elastyczności strony popytowej, czy połączeń transgranicznych i zmian rynkowych. (…) Ewentualne opóźnienie tej daty powinno być możliwe jedynie w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii w Polsce, a pozostające wówczas w eksploatacji jednostki węglowe powinny być wyjęte z rynku energii i wynagradzane za dostępność mocy z ograniczeniem czasowym eksploatacji, np. w rezerwie strategicznej.”

Alternatywą może być, na wzór decyzji podjętej niedawno przez liderów niemieckiej koalicji SPD – Zieloni – FDP, budowa nowych elektrowni w technologii bloków gazowych zdolnych do przejścia na wodór, które mają stanowić uzupełnienie odnawialnych źródeł energii i umożliwić odejście od węgla.

Pierwszym krokiem w tę stronę ma być wsparcie finansowe inwestycji w bloki gazowe o łącznej mocy 10 GW, które będą musiały zrezygnować ze stosowania gazu ziemnego i przejść na wodór pomiędzy 2035 a 2040 r. Docelowo, wg szacunków niemieckiego Ministerstwa Gospodarki i Technologii pożądane szybsze odejście od węgla przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa zaopatrzenia krajowej gospodarki w energię wymagałoby powstania nowych, dyspozycyjnych elektrowni gazowych o łącznej mocy od 17 do 25 GW, uruchomionych do 2030 r.

Przedstawienie powyższych wyzwań pokazuje, że najbliższe lata będą wyjątkowo trudne dla naszej energetyki, gdyż będziemy – w zależności priorytetów, które zostaną zawarte w przygotowanej aktualizacji Krajowego Planu na rzecz Energetyki i Klimatu – rozpoczynać proces głębokiej transformacji lub de facto wygaszania mocy wytwórczych opartych na węglu kamiennym i brunatnym. Wyzwaniem będzie więc tylko zwiększanie udziału energii produkowanej w odnawialnych źródłach energii, lecz także realizacja tego celu przy zapewnieniu stabilności systemu elektroenergetycznego i bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Grzegorz Kotte, analityk i ekspert rynku energii. Od marca 2016 r. pełni funkcję Wiceprezesa Zarządu Enea Wytwarzanie, będąc jednocześnie Dyrektorem Technicznym Elektrowni Kozienice. Doświadczenie zawodowe zdobywał w szeregu firm takich jak Energoprojekt Warszawa, Elektrim-Megadex, Veolia, Eneria/Caterpillar i ILF Consulting Engineers. W latach 2014 – 2016 pracował w grupie PKP PLK jako Pełnomocnik Zarządu ds. Inwestycji i Dyrektor Centrum Realizacji Inwestycji. Członek zarządu Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie i Rady Konsultacyjnej Wydziału Instalacji Budowlanych, Hydrotechniki i Inżynierii Środowiska Politechniki Warszawskiej.