Już za chwilę mogą nam wyłączać prąd. 40 elektrowni ledwo zipie

Program Bloki 200+ został uruchomiony pod koniec 2017 roku. Jak możemy przeczytać na rządowych stronach, dedykowany on był opracowaniu „innowacyjnych, nowatorskich technologii umożliwiających dokonanie istotnych zmian w pracy bloków energetycznych, parowych, podkrytycznych klasy 200 MWe, dostosowujących je do przewidywanych, zmieniających się warunków eksploatacji”.

– Chociaż istniejące bloki mają być eksploatowane przez kolejne 15-20 lat, to jednak będą pełnić rolę narzędzia umożliwiającego wdrożenie nowych, konkurujących z nimi technologii energetycznych, w tym technologii wykorzystujących odnawialne źródła energii – wyjaśniano.

W związku z tym, jak podkreślono, jednym z warunków zasadności inwestowania w kolejną modernizację bloków klasy 200 MWe jest to, aby „wdrożenie rozwiązań, które mają być wypracowane w ramach Programu Bloki 200+, nie wymagało szczególnie wysokich nakładów inwestycyjnych i charakteryzowało się możliwie najwyższym stosunkiem efektów do nakładów”.

– Programu "Bloki 200 plus" Narodowego Centrum Badań i Rozwoju, który był jednym z niewielu dobrych pomysłów poprzedniej władzy na energetykę. Niestety poza pilotażem wprowadzonym w 2017 roku, rządzący wówczas krajem nie podjęli żadnej decyzji - i tak zmarnowano 6 lat, a dziś coraz częściej słychać głosy, że jest za późno – komentuje dla Strefy Biznesu Jacek Balcer, prezes Rafako.

Maciej Bando, pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej, w pierwszej połowie kwietnia tego roku podczas posiedzenia Komitetu ds. Energii i Polityki Klimatycznej przy KIG, zapowiedział, że za trzy miesiące powinno być "mniej więcej określone", które bloki energetyczne, jakim paliwem opalane i w jakich terminach będą wyłączane. Jak tłumaczył, miało dojść do „dokładnego określenia krzywej wyłączenia”, co miało stanowić odpowiedź zarówno na potrzeby sektora elektroenergetycznego z realizacją umowy społecznej dla górnictwa węgla kamiennego.

– Decyzje co do sposobu zarządzania tymi aktywami finalnie podejmować będą ich właściciele. W ocenie PSE kluczowe jednak jest powiązanie harmonogramu wycofania bloków węglowych z budową w ich miejsce nowych inwestycji, które pozwolą na zapewnienie odpowiedniego poziomu mocy – komentuje dla Strefy Biznesu Maciej Wapiński, Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

Jak zauważa, ze względu na wysokie koszty stałe oraz koszty praw do emisji CO2, najstarsze bloki węglowe nie są w stanie konkurować na rynku energii z tańszymi źródłami.

– Obecnie dodatkowym źródłem przychodu dla nich jest rynek mocy, jednak według obecnego stanu prawnego większość z nich straci możliwość uczestniczenia w tym mechanizmie od połowy 2025 r. Parlament Europejski i Rada Europy wyraziły kierunkową zgodę na przedłużenie możliwości udziału bloków węglowych w rynku mocy do końca 2028 r., jednak jest to mechanizm warunkowy i wymaga jeszcze formalnej zgody Komisji Europejskiej oraz spełnienia szeregu warunków – wyjaśnia i dodaje, że mechanizm ten nie rozwiąże też problemu wystarczalności generacji w kolejnych latach.

Wapiński przytacza analizy PSE oparte m.in. na badaniach ankietowych przeprowadzonych wśród właścicieli istniejących jednostek wytwórczych, z których ma wynikać, że przy ziszczeniu się najbardziej pesymistycznego scenariusza i wycofaniu dużej części istniejących bloków węglowych w latach 2025 – 2029, powstałaby istotna luka mocowa. – W takim przypadku przy rosnącym zapotrzebowaniu w Polsce nie byłoby wystarczających mocy wytwórczych do jego zaspokojenia – podkreśla.

– Utrzymanie bezpieczeństwa dostaw energii wymaga utrzymania istniejących bloków węglowych w systemie lub zastąpienia ich nowymi jednostkami dyspozycyjnymi o takiej samej mocy – zaznacza przedstawiciel PSE.

Jednocześnie zastrzega, że biorąc pod uwagę różnego rodzaju czynniki, które wpływały na cenę produkcji prądu w ostatnich pięciu latach, widać, jak te koszty się zmieniają, ponieważ nie są to tylko koszty surowca, bo są to również np. limity CO2. – Moim zdaniem tak powinno się do tego teraz podejść – mówi.

Jak tłumaczy nam z kolei Jacek Balcer, bloki węglowe klasy 200 przez wiele lat stanowiły podstawę pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i również dziś mają duże znaczenie dla bezpieczeństwa systemu, mimo wprowadzenia w ostatnich latach jednostek klasy 1000 MW i rozwoju OZE.

– Problem w tym, że OZE mają niski poziom sterowalności i tu znaczenie bloków 200 plus wydaje się nie do przecenienia, bo mogą one pełnić rolę stabilizatora systemu i włączać się do ruchu, gdy wymaga tego sytuacja – tłumaczy.

Jednocześnie podkreśla, że warunkiem tego jest ich modernizacja, która „uczyni te bloki z jednej strony bardziej przyjaznymi dla środowiska, a z drugiej zwiększy ich elastyczność”. Jak przyznaje, taką modernizację Rafako przeprowadziło w ramach wspomnianego programu "Bloki 200 plus". Jak tłumaczy, w ramach pilotażowego programu zmodernizowano dwa bloki, a jedną z tych modernizacji Rafako zrealizowało na bazie własnej technologii.

– Modernizacja Bloku 200 MW (Blok nr 6 w Elektrowni Jaworzno III) obniżyła minimum techniczne bloku do 40 proc. oraz skróciła znacznie czas rozruchów ze wszystkich stanów cieplnych, co pozwoliło na dostosowanie bloku do współpracy z odnawialnymi źródłami energii. Po modernizacji zwiększyła się też sprawność wytwarzania energii elektrycznej przy pracy z niskim obciążeniem – wyjaśnia.

– Bloków klasy 200 plus pracuje obecnie ok 40, realnie do modernizacji nadaje się z nich nieco więcej niż połowa. Rafako jest zdolne zmodernizować cztery takie bloki rocznie – zapowiedział.

– Podejmowane decyzje w tym zakresie powinny być indywidualne w przypadku każdego systemu. Do modernizacji mogą być wykorzystane w szczególności technologie powstałe w programie Bloki 200 plus – odpowiedział nam Wojciech Racięcki, dyrektor Działu Rozwoju Innowacyjnych Metod Zarządzania Programami w Narodowym Centrum Badań i Rozwoju.

– Trzeba jednocześnie pamiętać, że w interesie kraju jest jak najszybsze przyspieszenie transformacji energetycznej i budowa nowych mocy wytwórczych opartych na Odnawialnych Źródłach Energii, w szczególności farm wiatrowych na lądzie i morzu, farm PV oraz innych elementów przyszłego systemu energetycznego jak np. magazynów energii elektrycznej, magazynów ciepła czy biometanowni. Obranie tej drogi to najlepszy model zastąpienia bloków węglowych, których wycofanie z użytkowania jest nieuchronne – dodał.

Jak przekazała nam PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., w jej posiadaniu obecnie znajduje się 8 bloków energetycznych klasy 200 MW zlokalizowanych w Elektrowni Dolna Odra (4 bloki) i w Elektrowni Rybnik (4 bloki). – Grupa PGE utrzymuje te jednostki w odpowiedniej dyspozycyjności – wskazano w przesłanej nam odpowiedzi.

Jednocześnie uzupełniono, że wspomniane bloki „produkują energię elektryczną na potrzeby realizacji zawartych kontraktów sprzedażowych Grupy PGE oraz potrzeb Operatora Systemu Przesyłowego (OSP), np. w celu bilansowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (dalej KSE), czyli na polecenie OSP”. – Profil pracy tych jednostek zależny jest od bieżącego stanu zapotrzebowania na energię elektryczną w KSE oraz od potrzeb regulacyjnych OSP – dodano.

– Bloki klasy 200 MW bilansują zmienne generowanie OZE oraz gwarantują bezpieczeństwo dostaw w okresach braku dostępności energii z innych źródeł – zaznaczono.

W związku z tym – ewentualne wyłączenia tych bloków będą zależeć od tempa transformacji energetycznej Polski oraz dostępności stabilnych źródeł wytwarzania w innych jednostkach.

Na koniec podkreślono, że Grupa PGE „realizuje na tych jednostkach inwestycje utrzymaniowe oraz remonty, których zadaniem jest utrzymanie ich dyspozycyjności”. – Jednostki należące do PGE wykazują dużą elastyczność pracy i obecnie nie jest zakładana ich modernizacja – dodano.

W podobnym tonie odpowiedział nam Tauron Polska Energia, podkreślając, że „mając na względzie obecną sytuację geopolityczną, a przede wszystkim bezpieczeństwo Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, w naszej opinii, dalsze utrzymywanie jednostek wytwórczych opartych o dostępne, krajowe złoża węgla kamiennego jest zasadne”.

– Biorąc pod uwagę możliwości techniczne dalszej eksploatacji posiadanych jednostek wytwórczych, istotnym dla kierunku najbliższych działań spółki jest przedłużenie wsparcia w ramach Rynku Mocy i/lub wdrożenie innych, analogicznych mechanizmów wsparcia – podkreślono.

– Osobną kwestią pozostaje stan techniczny bloków budowanych kilkadziesiąt lat temu. Nie ma pewności, jak długo będą one jeszcze w stanie pracować bez poważnych remontów i modernizacji oraz czy w przypadku sfinansowania tych działań faktycznie istotnie wydłużą się możliwości ich eksploatacji – dodaje Wapiński.

Co ważne, w jego ocenie, inwestycje te prawdopodobnie nie będą miały czasu na amortyzację – średni czas wykorzystania bloków węglowych będzie sukcesywnie malał. – Coraz większym problemem stają się także techniczne parametry najstarszych bloków, które nie są elastyczne i były projektowane do pracy ze stałym, wysokim obciążeniem. Nie są przez to przystosowane do tego, by dostosować się do pracy źródeł odnawialnych, których generacja zmienia się w ciągu doby o kilka-kilkanaście gigawatów – wymienia.

Wapiński z PSE tłumaczy nam, że PSE w projekcie wieloletniego planu rozwoju wskazały różne możliwości zapełnienia luki mocowej, w tym: budowę nowych elektrowni gazowych, magazynów energii, bloków biomasowych i biogazowych, elektrowni jądrowych (zarówno dużych, jak i tzw. SMR), a także rozwój technologii wodorowych.

– W zapewnieniu wystarczających dostaw energii elektrycznej do odbiorców może też pomóc redukcja zapotrzebowania (tzw. DSR) oraz import, jednak nie ma gwarancji, że inne państwa będą miały nadwyżki energii, a jej cena będzie atrakcyjna. W sytuacjach awaryjnych operator systemu przesyłowego dysponuje szeregiem środków do zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu, jednak są to rozwiązania do stosowania incydentalnego, a nie ciągłego – wyjaśnia.

Jesteśmy na Google News. Dołącz do nas i śledź Strefę Biznesu codziennie. Obserwuj StrefaBiznesu.pl!