Europejski Zielony Ład wyznacza cele klimatyczne sprawiające, że koniec naszego narodowego, czarnego bogactwa jako głównego surowca w energetyce wydaje się przesądzony. Jeszcze przez wiele lat bloki wytwarzające prąd mogą być jednak bezpiecznikiem zapewniającym dostawy energii w kraju

Unijna polityka klimatyczna, zakładająca osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2050 r., stanowi potężne wyzwanie dla takich krajów jak Polska, bo nasza energetyka oparta jest ze względów historycznych na węglu kamiennym i brunatnym. Państwa, które od dawna rozwijały energetykę jądrową – jak Francja, czy energetykę wodną – jak kraje skandynawskie, mają przed sobą nieporównywalnie mniejszą skalę wyzwań.
Cena zapóźnienia
Dopiero przez ostatnie trzy dekady szybko nadrabiamy dystans, jaki dzieli nas od rozwiniętych krajów Europy Zachodniej, wciąż jednak pod względem zamożności pozostajemy sporo w tyle. Nie mieliśmy tylu pieniędzy na duże inwestycje w atom czy odnawialne źródła, co nasi bogatsi partnerzy. Brakowało też społecznej akceptacji dla zmiany kierunków w energetyce i ograniczanie roli górnictwa w gospodarce, dlatego stawialiśmy na surowce, których mamy pod dostatkiem, i energetykę węglową, która do niedawna była znacznie tańsza od OZE.
Instalacje wiatrowe czy solarne opierały się na olbrzymich dotacjach, ale osiągnięcie na Zachodzie efektu skali doprowadziło do spadku cen bezemisyjnych technologii i ich rozpowszechnienia się. Dlatego w ostatnich latach coraz częściej słychać, że energia z OZE jest tańsza od tej wytwarzanej z paliw kopalnych.
Ponieważ startowaliśmy z podwójnie niekorzystnej pozycji, dziś ogromna jest skala wyzwań, jakie stoją przed polską energetyką, a nawet szerzej – przed całą gospodarką – bo Europejski Zielony Ład dotyczy wielu dziedzin życia. Opublikowany niedawno strategiczny rządowy dokument Polityka Energetyczna Polski (PEP) szacuje, że szeroko pojęta transformacja energetyczna państwa może w ciągu najbliższych dwóch dekad wymagać nakładów rzędu nawet 1,6 bln zł. Same inwestycje w sektorze elektroenergetycznym mogą kosztować 320–240 mld zł, z czego 80 proc. zostanie przeznaczone na energetykę jądrową i OZE.
Cel tych wydatków? Ograniczenie roli węgla. Według PEP udział energii z tego surowca w krajowym miksie energetycznym ma spaść z 69 proc. w 2020 r. do ok. 28 proc. w 2040 r. przy założeniu w miarę stabilnego wzrostu cen uprawnień do emisji CO2. W scenariuszu bardziej dynamicznym, gdyby uprawnienia drożały gwałtownie (co jest możliwe, zważywszy, że w ostatnich miesiącach szybko pięły się w górę, sięgając 60 euro za tonę), udział węgla ma się zmniejszyć – według PEP – do 11 proc., bo energetyka węglowa będzie jeszcze mniej opłacalna.
Nie tylko pieniądze są ważne
Tak wielka skala nakładów może przytłaczać, ale nie należy traktować tych kwot jedynie w kategoriach kosztu, tylko jako inwestycje – w nowocześniejszą gospodarkę i czystsze środowisko. Nie zmienia to faktu, że kwestia finansowania tej wielkiej przemysłowej rewolucji będzie jednym z najpoważniejszych wyzwań tego i kilku kolejnych rządów.
Znacznie ważniejsze – chociaż to problem też związany z pieniędzmi i opłacalnością produkcji energii – jest zapewnienie dostępności energii elektrycznej. W skali mikro chodzi o to, byśmy w najbliższych latach mogli bez problemów naładować smartfon czy samochód elektryczny, w skali makro – by wielki przemysł nie miał przestojów z powodu przerw w dostawach prądu.
Także pod tym względem sytuacja nie wygląda zbyt optymistycznie. Inwestycje w nowe, zasilane węglem bloki energetyczne ustały, ponieważ po prostu to już nieopłacalna inwestycja, ze względu na rosnące koszty uprawnień do emisji. Wymownym tego przykładem są losy węglowej elektrowni w Ostrołęce – jej rozbudowę wstrzymano, by przestawić nowy zakład na wytwarzanie energii z gazu.
Tymczasem prognozy są bezlitosne – wraz z rozwojem gospodarczym zużycie energii będzie rosnąć, zaś wielkość zainstalowanych mocy będzie spadać, gdyż z użycia będą wyłączane najbardziej wyeksploatowane bloki węglowe. Według szacunków resortu klimatu w skrajnym scenariuszu w ciągu najbliższych kilku lat z systemu może ubyć 7,9 GW. To dwukrotnie więcej niż wytwarzają wybudowane w ostatnich latach bloki w Kozienicach, Jaworznie i dwa w Opolu. Do 2030 r. Polska będzie musiała wyłączyć z eksploatacji ok. 12 GW, wskutek czego w systemie energetycznym powstanie luka.
Polskie elektrownie węglowe muszą przejść modernizację i wdrożyć nowoczesne technologie, które przywrócą ich rentowność i maksymalnie ograniczą emisję zanieczyszczeń do atmosfery. Taki wymóg narzucają uchwalone w kwietniu unijne standardy BAT.
Problemy mogą się nasilić po 2025 r., kiedy tradycyjne elektrownie nie będą już mogły liczyć na wsparcie w postaci rynku mocy (w uproszczeniu chodzi o to, że wytwórcom energii rząd płaci za gotowość dostarczenia do sieci określonej mocy). Wówczas węglówki stracą ostatnią formę wsparcia. Z tego względu inwestycje potrzebne są już teraz.
Niepewna alternatywa
Transformacja energetyczna zakłada oczywiście, że energetykę węglową zastąpią mniej emisyjne źródła wytwarzania – jak gaz, czy bezemisyjne – jak OZE (wiatraki i fotowoltaika) i energetyka jądrowa. Tu jednak pojawiają się kolejne problemy. Gaz – który na dziś wydaje się najlepszym sposobem na zastąpienie węgla jako surowca energetycznego, jest traktowany przez Unię Europejską jako paliwo przejściowe.
Wraz z dalszym wzrostem cen uprawnień do emisji – a takiego scenariusza należy się spodziewać – także produkcja energii z gazu będzie coraz droższa wobec zmieniających się regulacji unijnych i cen CO2. Dlatego też opłacalność tych inwestycji już na starcie stoi pod dużym znakiem zapytania. Trzeba też brać pod uwagę, że prędzej czy później pojawią się również problemy z finansowaniem przedsięwzięć gazowych, takie jak dziś ma energetyka węglowa – w zasadzie większość liczących się instytucji finansowych nie udziela kredytów na projekty związane z węglem.
Nieco inne problemy są związane z OZE. Pomijając już kwestię, czy instalacje będą będą powstawały w odpowiednio szybkim tempie, by zastąpić „węglówki” – wiatr i słońce to źródła niestabilne i niesterowalne. Mówiąc w największym skrócie – nie zawsze świeci słońce, nie zawsze wieje wiatr. Podczas bezwietrznych nocy (lub pochmurnych bezwietrznych dni), w przypadku systemu energetycznego opartego na OZE, może pojawić się kłopot z zaspokojeniem potrzeb energetycznych gospodarki. Poza tym, im więcej OZE, tym większe potrzeby związane z rezerwowaniem energii z tych źródeł.
Dlatego – dopóki nie zostaną wynalezione efektywne magazyny energii, a jesteśmy dopiero na początku tej drogi – OZE muszą mieć energetyczne zabezpieczenia, które zastąpią wiatr i słońce przy niesprzyjających warunkach pogodowych. Duże elektrownie węglowe (można sobie wyobrazić, że zostawiamy kilka najnowocześniejszych bloków) nie nadają się do tego ze względu na małą elastyczność. Są jak transatlantyk – nie wykonują gwałtownych manewrów, a zakręt wymaga czasu. Nie można elektrowni węglowej włączyć i wyłączyć – można co najwyżej bardzo powoli (w stosunku do potrzeb) zwiększać lub zmniejszać jej moc.
Znacznie elastyczniejsze pod tym względem są siłownie jądrowe, ale według rządowych planów pierwsza – o mocy od 1 do 1,6 GW zacznie funkcjonować w 2033 r. Dość późno, jeśli wziąć pod uwagę, że energetyczne kłopoty mogą się zacząć w 2025 r. Ponadto (odpukać) – jak pokazują doświadczenia innych krajów, projekty atomowe wiążą się często z kilkuletnimi nawet poślizgami.
Elastyczniejsze od węglowych są również elektrownie gazowe – to jednak, jak już wspomnieliśmy, paliwo przejściowe, dlatego uruchamianie długotrwałych i kosztownych inwestycji w nowe bloki gazowo-parowe byłoby ryzykowne z powodu braku gwarancji ich opłacalności.
„Dwusetki” nadal potrzebne
Rolę stabilizatora systemu w najtrudniejszych latach energetycznej transformacji mogą stanowić mniejsze bloki węglowe o mocy ok. 200 MW.
Chodzi o realizowany przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju program „Bloki 200+”. Budżet tego programu wynosił 190 mln zł, a jego celem jest opracowanie innowacyjnej technologii modernizacji bloków, która zmieni parametry pracy i dostosuje je do nowych wymagań pracy w Krajowym Systemie Energetycznym – chodzi o wyższą sprawność i elastyczność – przede wszystkim skrócenie czasu rozruchu do pełnej mocy.
Dziś program ma się ku końcowi. Np. jeden z jego beneficjentów – Rafako Innovation w konsorcjum z RAFAKO S.A. – już w październiku rozpocznie komercjalizację autorskiej technologii, którą obecnie wdraża na bloku w należącej do Tauron Wytwarzanie elektrowni Jaworzno III. Blok zmodernizowany według rozwiązań technicznych Rafako może pracować z minimalną mocą 90MW zamiast 140 MW (obecne minimum). W przypadku nagłego zapotrzebowania na moc, np. w wyniku awarii elektrowni w Bełchatowie (kiedy doszło do takiej niedawno i nagle w systemie zabrakło 3,9 GW, sytuację uratowały właśnie mniejsze bloki, które można było stosunkowo szybko „wpiąć” do systemu) czy nagłego niedoboru energii z OZE można będzie z szybkością 8-9 MW/min. (obecnie 2-3,5 MW/min) zwiększyć moc bloku z 90MW do 225 MW.
Technologie modernizacji mniejszych bloków węglowych opracowane przez Rafako (a także innych uczestników programu) mogą sprawić, że możliwe będzie utrzymanie rentowności tych jednostek. Może się to stać przy ograniczeniu ich wpływu na środowisko, ze względu na znacznie mniejszą emisyjność wynikającą m.in. z większej sprawności, ale i krótszego czasu pracy bloków, które byłyby angażowane tylko w wyjątkowych sytuacjach; mówiąc językiem energetyków nie pracowałyby w podstawie, ale jako jednostki rezerwowo-szczytowe. Nie bez znaczenia są również koszty – modernizacja jest znacznie tańsza niż budowa nowej elektrowni z turbiną gazową.
To nie wszystko. Rafako Innovation zakłada kilka modeli komercjalizacji w oparciu o wyniki prac z programu „Bloki 200+”. Wiodącym rozwiązaniem jest konwersja bloków klasy 200 MW+ na paliwo gazowe z możliwością współspalania wodoru. W przypadku zastosowania takiej konfiguracji spełnione zostaną restrykcyjne limity dotyczące emisji CO2 wynikające z rynku mocy. I oznaczałoby to poważny krok w stronę dekarbonizacji. Droga odejścia od węgla może zatem prowadzić przez modernizację bloków węglowych. Bo ważne są racjonalne tempo i ostateczne efekty.
ads
Materiał powstał przy współpracy z Rafako Innovation