Stańczuk: Bloki węglowe po konwersji na gaz pomogłyby stabilizować dostawy energii

Niedawne dane Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) pokazały, że we wrześniu 2024 roku udział węgla kamiennego w polskim miksie energetycznym spadł do zaledwie 35 proc. (aż 26 pkt proc. mniej niż w rok wcześniej), węgla brunatnego nadal wynosił 22 proc., 30 proc. energii pochodziło zaś z OZE. Rugowanie węgla kamiennego z polskiej energetyki postępuje zatem szybciej niż się ktokolwiek mógł wcześniej spodziewać.

W dniach wietrznych i słonecznych, szczególnie w czasie weekendów, kiedy zużycie energii jest mniejsze, generacja energii z OZE jest na tyle wysoka, że jesteśmy jednym z największych jej eksporterów w Europie. Niestety często się też zdarza, że PSE zmuszona jest odłączać odbiór energii ze źródeł odnawialnych, bo nie jesteśmy w stanie zagospodarować nadwyżek.

Jak dotrwać do startu elektrowni jądrowej?

Droga do pełnej transformacji energetycznej jest jednak nadal długa i wyboista. Głównym wyzwaniem wobec koniecznego odejścia od węgla pozostaje kwestia zapewnienia odpowiednich mocy dyspozycyjnych w systemie do czasu, gdy stabilnym źródłem mocy stanie się energia jądrowa pochodząca zarówno z dużych reaktorów jądrowych (takich jak budowana już elektrownia jądrowa w Choczewie), jak też tzw. małego atomu (SMR).

Szczególnie ten drugi projekt, realizowany przez konsorcjum Orlenu i prywatnego Synthosu, ma wszelkie szanse uczynienia z Polski pioniera we wdrażaniu tej nowoczesnej technologii na skalę światową. Należy jednak mieć na uwadze fakt, że reaktory jądrowe nie uzupełnią nam docelowo energii generowanej przez OZE, natomiast będą w stanie zapewnić dodatkowe moce dla rosnących potrzeb energetycznych sektora IT (bazy danych) czy EV (samochodów elektrycznych).

Zanim jednak prąd z nowych elektrowni jądrowych zasili polski system energetyczny, musimy jakoś przetrwać i zapewnić funkcjonalność stabilnych mocy dyspozycyjnych, po akceptowalnej dla odbiorców cenie. Moce dyspozycyjne powinny uzupełniać i wspierać rosnące moce OZE, które docelowo będą stanowić podstawę Krajowego Systemu Energetycznego.

Czytaj więcej

Elektroenergetyka

Bez pilnych działań polskiej gospodarce grożą braki prądu

Polsce grożą duże problemy z dostawą mocy do produkcji energii elektrycznej już w 2026 r. Bez jakichkolwiek działań na początku lat 30. może nam brakować blisko 9,5 GW mocy w stabilnych elektrowniach – dowiedziała się „Rzeczpospolita”.

Co z liberalizacją ustawy odległościowej?

Do tego jednak daleka droga z dzisiejszego 30-proc. udziału źródeł odnawialnych w produkowanej w Polsce energii. Tym bardziej więc trudno zrozumieć, dlaczego rok po wyborach parlamentarnych rządząca koalicja, która transformację energetyczną niosła na sztandarach w wyborczym pochodzie, dotąd nie zmieniła na przykład tzw. ustawy odległościowej, która PiS wstrzymał rozwój OZE w Polsce. Światełkiem w tunelu wydają się być zapowiedzi urzędników ministerstwa klimatu i ochrony środowiska, które wskazują, że do końca tego roku ustawa ma być w końcu rozpatrywana przez parlament.

Zakładając zatem, że legislacja będzie wspierać rozwój OZE, czyli źródeł niestabilnych, o niskim korekcyjnym współczynniku dyspozycyjności, trzeba będzie tym bardziej zapewnić w polskim systemie energetycznym moce dyspozycyjne. Plany operatora sieci przesyłowych PSE zapowiadają, że do 2031 r. ma powstać ok. 8 GW nowych jednostek szczytowych/podszczytowych, które zastąpią odstawiane jednostki węglowe.

Rekompensaty dla instalacji pracujących tylko w szczycie zapotrzebowania

W kolejnych latach, do 2040 r. ma przybywać średnio ok. 1 GW nowych mocy rocznie. Plany te przewidują, że nowe moce mają pochodzić z nowych bloków parowo-gazowych (CCGT) oraz OCGT, czyli turbin gazowych bez odzysku ciepła. Ale trudno nie zauważyć, że współczynnik wykorzystania nowych mocy zakładany jest na bardzo niskim poziomie, nie przekraczającym 5 proc. w analizowanym do 2040 r. przedziale czasowym.

Oznacza to, że po pierwsze inwestorzy budujący nowe moce dyspozycyjne muszą ponieść bardzo duże nakłady inwestycyjne (ostrożnie można szacować cenę 1 MW instalacji CCGT na 1,2 mln dol.), a następnie otrzymać wsparcie ze strony państwa w postaci rynku mocy, gdyż instalacje pracujące na pułapie nie przekraczającym 5 proc. zainstalowanej mocy, nie mają szans nawet zbliżyć się do osiągnięcia progu rentowności.

Szacuję, że koszty mechanizmu wsparcia w 2031 r. powinny wynosić ok. 1 mld. dol., z tendencją wzrostową w kolejnych latach, w których tych mocy będzie przybywać. Utrzymanie kosztów mocy dyspozycyjnych w okresie przejściowym oczywiście musi kosztować, tym bardziej, że dzisiaj moc jest innym produktem niż energia (przy tak szybko rosnącym rynku OZE).

Jak uzupełnić program transformacji energetycznej

Pytanie jednak, czy jesteśmy w stanie na czas i zdążymy wybudować tyle nowych jednostek gazowych, by zaspokoić popyt na nowe moce. I tu chciałbym zaproponować uzupełnienie polskiego programu transformacji energetycznej o rozwiązanie, które wprawdzie nie rozwiąże wszystkich problemów, ale spowoduje, że prawdopodobny deficyt mocy w KSE może zostać istotnie złagodzony. Tym rozwiązaniem może być najprostsza i najtańsza technologia, w dodatku opracowana przez polskie firmy, jaką jest konwersja istniejących bloków węglowych na gazowe, bądź gazowe z domieszką wodoru.

Proces transformacji energetycznej w Polsce będzie rozłożony na trzy dekady i będzie wiązał się z koniecznością wykorzystania paliw niskoemisyjnych, takich jak gaz, w perspektywie co najmniej średniookresowej (10 lat). Wprowadzenia miksu energetycznego wykorzystującego biomasę i paliwa alternatywne, będzie też wymagało budowy magazynów energii. System energetyczny oparty na OZE i magazynach energii, a taki chcemy w Polsce zbudować (bo tylko on jest w stanie zapewnić zachowanie konkurencyjności cenowej polskim producentom), musi dla zapewnienia regulacyjności, pracy awaryjnej i szczytowej posiadać źródła wytwarzania oparte na gazie i/lub innych paliwach.

Nowe instalacje będą mogły korzystać ze wsparcia regulacyjnego w postaci rynku mocy po 2025/2028 r., ale będą musiały spełniać limity emisji na poziomie max. 550 g CO2/kWh. Generalnie doświadczenia, które zebrały polskie firmy technologiczne pokazują, że istniejące kotły węglowe zainstalowane w naszych elektrowniach można dostosować do spalania/współspalania gazu, biomasy, a nawet odpadów RDF, SRF.

Jaka konwersja bloków węglowych

Najprostszą i najefektywniejszą konwersją jest spalanie gazu. W przypadku spalania biomasy skonwertowane kotły węglowe tracą nieco na mocy (nawet do 25 proc.), w zależności od wartości energetycznej biomasy. Natomiast przy spalaniu odpadów, ingerencja w kocioł musi być dużo większa, gdyż obejmuje ona między innymi niezbędne modyfikacje, zapewniające utrzymanie spalin w temperaturze minimum 850°C, w czasie nie mniejszym niż 2 sekundy.

Przeprowadzenie modernizacji bloków węglowych o mocy 200 MW, ale i większych, jest jak najbardziej możliwe technologicznie i uzasadnione ekonomicznie. Jest także możliwe do przeprowadzenia w znacznie krótszym czasie niż budowa nowych jednostek. I co najważniejsze - konwersja na gaz oznacza wielokrotnie niższy CAPEX (nakłady inwestycyjne) w porównaniu do kosztów budowy nowego bloku gazowego CCGT czy OCGT.

W efekcie skonwertowany blok będzie gwarantował znacznie niższe ceny finalne energii, jaką wyprodukuje. Także ze względu na mniejsze koszty mechanizmu wsparcia.

Relatywnie niskie koszty konwersji bloku węglowego

Koszty konwersji typowego bloku węglowego klasy 200 MW, nie powinny przekroczyć kwoty ok. 200 mln zł, przy odstawieniu kotła do modernizacji (brak produkcji) na okres 6-8 miesięcy. W ten sposób można szybko wypełnić "lukę mocową" w KSE. Następuje to dzięki zwiększeniu zakresu regulacyjności pracy bloku, poprzez obniżenie minimalnego obciążenia do poziomu nawet 40 proc. i poprawie warunków współpracy z OZE (większa elastyczność). Do obniżenia kosztów inwestycji przyczyni się także wykorzystanie istniejącej infrastruktury produkcji oraz wyprowadzania energii elektrycznej i/lub ciepła.

Jak widzimy, na bazie istniejącej jednostki węglowej, zbudować można stosunkowo niewielkim kosztem (w zasadzie w ramach budżetu utrzymaniowego i remontowego) niezawodną jednostkę podstawową lub szczytowo-uzupełniającą. Relatywnie niskie nakłady wynikają z faktu, że przebudowa dotyczy wyłącznie niektórych komponentów instalacji paleniskowej (niskoemisyjne palniki gazowe w miejsce istniejących palników węglowych) oraz urządzeń pomocniczych kotła, przez co osiągnąć można też istotny wzrost sprawności samego kotła (do 96 proc.) i bloku (powyżej 35 proc.), przy zachowaniu wszystkich parametrów bloku, w tym jego mocy.

Dla polskiej transformacji energetycznej szczególnie istotny jest fakt, że czas rozruchu skonwertowanego bloku zmniejsza się ze stanu zimnego do ok. 4 godz., a ze stanu gorącego do 1,5 godz. (z możliwością dalszego skracania czasu rozruchu gorącego przy wykorzystaniu energii z OZE). Co szczególne istotne, uzyskujemy też obniżenie emisji CO2 istotnie poniżej pułapu 550 g/kWh, czyli poziomu, od którego naliczany jest unijny podatek emisyjny ETS.

Ponieważ mamy w polskiej energetyce wielu wybitnych inżynierów, nie wykluczam, że są oni w stanie opracować technologie, które pozwolą osiągnąć jeszcze lepsze parametry bloków konwertowanych na gaz. Pierwszy taki skonwertowany blok gazowy mógłby zacząć pracować tam, gdzie są odpowiednie przyłącza gazowe, już w styczniu 2026 r. Przy gigantycznej skali kosztów zapewnienia rentowności oraz zwrotu na inwestycji dla inwestorów w nowe greenfieldowe bloki CCGT czy OCGT, dla których dostawcami technologii, a zapewne też generalnymi wykonawcami wobec tarapatów rodzimych firm z branży wykonawczej byłyby w lwiej części firmy zagraniczne, zyskamy przede wszystkim stosunkowo drogie, aczkolwiek bardzo potrzebne moce, które dodatkowo mogłyby być w zależności od potrzeb włączane i wyłączane kilkakrotnie w ciągu dnia (czego nie są w stanie zapewnić skonwertowane na gaz moce węglowe).