Ile dwusetek odpadnie z przyszłej walki o węgiel po 2025?

Przyjęcie w PE znowelizowanych zasad taksonomii uznających za zrównoważone, poza OZE i wodorem (w okresie przejściowym kilkunastu a może więcej lat), również wytwarzanie energii w elektrowniach jądrowych i gazowych, może zmniejszyć w niektórych krajach europejskich zapotrzebowanie na węgiel. Dotyczyć to też może naszych krajowych zasobów wytwórczych.

Przyjęcie w PE znowelizowanych zasad taksonomii uznających za zrównoważone poza OZE i wodorem (w okresie przejściowym kilkunastu a może więcej lat) również wytwarzanie energii w elektrowniach jądrowych i gazowych, może zmniejszyć w niektórych krajach europejskich zapotrzebowanie na węgiel. Dotyczyć to też może naszych krajowych zasobów wytwórczych. W naszej największej dywizji wytwórczej (ponad 9 GW) składającej się z bloków klasy 200, część z nich ubędzie z „walki o węgiel” po 2025 r. Ile i które bloki „wypadną” będzie zależało od wielkości zapotrzebowania na moc regulacyjną określoną przez PSE oraz od obiektywnych kryteriów ekonomicznych. Odpadną te najbardziej wyeksploatowane, dla których koszt wypełnienia wymagań technicznych będzie największy.

Powrót węgla w UE?

Mimo radykalnej zmiany na globalnym rynku paliw, w UE nadal węgiel jest zbyt „czarny” w świetle unijnych celów polityki klimatyczno-energetycznej. Poważne i mocno realne ryzyko braku pewności dostaw energii i ciepła w najbliższym sezonie zimowym, na razie nie wpływa w żaden sposób na możliwość korekty i złagodzenia tych celów. W tle zwiększa się wytwarzanie energii w elektrowniach węglowych w kolejnych krajach (Niemcy, Holandia, Austria), mające zabezpieczyć pewność dostaw energii i ciepła w trudnym najbliższym okresie kryzysowym, tym samym kraje te podejmują działania o zabezpieczenie paliwa, co zwiększając popyt zwiększa cenę na towar, którego brakuje, także z powodu embarga na węgiel z Rosji.

Pięćdziesięcioletnie elektrownie nadal niezbędne dla KSE?

Podobnie dzieje się w Polsce. Dzięki spowolnionej transformacji energetycznej mamy nieco wygodniejszą sytuację od innych krajów UE, dysponując nadal dużym potencjałem wytwórczym w elektrowniach węglowych. Niestety, jak wiemy wszyscy energetycy, w większości są to bloki najczęściej 40-letnie i mocno wyeksploatowane. Wszystkie są dostosowane do aktualnych wymagań środowiskowych (Dyrektywy IED i Konkluzji BAT). Podstawowe zasoby mocy (ponad 9 GW) są w blokach klasy 200. Ale tylko część (ok. 50 proc.) z nich jest gruntownie zmodernizowana, dając szansę na eksploatację przez kolejne 10-15 lat. Z tych ok. 20 bloków po dokonaniu wcześniej całościowej inwentaryzacji ich stanu technicznego, na podstawie zapotrzebowania PSE na elastyczną moc regulacyjną, można przeznaczyć na modernizację z wykorzystaniem efektów Programu 200+ NCBiR.

Po inwentaryzacji technicznej ekonomia zweryfikuje modernizacje bloków 200

Dla pozostałych, które po weryfikacji technicznej (kompleksowej kontroli wytrzymałościowej, zmęczeniowej, itd…) nie będą spełniać wymagań ekonomicznych, uzasadniających kosztowne modernizacje dla dalszego wydłużenia okresu eksploatacji, można wykorzystać w inny sposób. Jedną z możliwości jest repowering gazowy z wykorzystaniem istniejącej infrastruktury elektrownianej. Takie właśnie plany są przygotowywane w jednej ze starszych naszych elektrowni z lat 70-tych, tj. Elektrowni Kozienice z najdłużej eksploatowanymi blokami 200. Przygotowywana jest tam koncepcja zamiany bloków 200 na bloki gazowe. Wynika to z jakości parametrów wytrzymałościowych wszystkich krytycznych elementów bloku, a w szczególności tych najbardziej wrażliwych – kotłowych, których wymiana przy ewentualnie przyszłym małym wykorzystaniu czasu pracy takiego bloku, może nie być efektywna ekonomicznie. Kompleksowa inwentaryzacja wszystkich krajowych bloków klasy 200, wyeliminuje z modernizacji i dalszej eksploatacji po 2025 r. wszystkie te, dla których nie będzie spełnione kryterium efektywności ekonomicznej dalszego ich utrzymania i zwiększania konkurencji w „walce o węgiel” którego będzie coraz mniej i będzie coraz droższy.

Krajowa produkcja w pierwszym półroczu 2022 r. większa o 7,4 proc. od półrocza 2021 r.

Pozwolę sobie powrócić teraz do bieżących problemów z węglem. To, że jest go mało i jest bardzo, bardzo drogi, wszyscy wiemy. Ale jednak nadal trzyma się dobrze w strukturze produkcji. W ocenie produkcji energii minionego miesiąca stałym swoim zwyczajem dla porównania struktury produkcji w krajowych źródłach odniosę się do okresu narastająco od początku roku w porównaniu do roku ubiegłego.

Po 6 miesiącach 2022 r. w porównaniu do 2021 r., suma produkcji energii z paliw kopalnych (węgiel i gaz) jest bardzo zbliżona (większa tylko o 0,14 TWh) i wynosi 63,7 TWh, stanowiąc za ten okres ok. 77 proc. krajowej produkcji. Oczywisty ubytek produkcji z gazu (-0,733 TWh) wynikający z cen tego paliwa, zastąpiło zwiększenie produkcji z węgla brunatnego (+2,043 TWh). Również węgiel brunatny skompensował zmniejszenie produkcji za ten okres z węgla kamiennego (-1,171 TWh), którego brakuje i jest coraz droższy. Dzięki temu konwencjonalne elektrownie węglowe razem utrzymują swoją pozycje w strukturze produkcji dla pokrycia krajowego zapotrzebowania, które zwiększyło się za ten okres jedynie o 0,655 TWh, wykazując wyraźną tendencję spadkową z miesiąca na miesiąc tego roku.

Eksport energii w 2022 r. zamiast importu w 2021 r.

Bardzo istotną zmianą w pierwszym półroczu tego roku w stosunku do roku ubiegłego jest saldo wymiany transgranicznej. Z importu w wielkości 3,118 TWh w 2021 zmieniło się na eksport w ilości 1,1358 TWh. Różnicę tę wraz ze zwiększeniem krajowego zapotrzebowania o 0,655 TWh, z nadmiarem pokryła zwiększona produkcja ze źródeł OZE.

Większa produkcja z wiatru (+3,310 TWh) i z PV (+2,368 TWh), czyli razem o 5,678 TWh, pokryła zapotrzebowanie na wymianę transgraniczną (saldo +4,476 TWh) i zwiększone zapotrzebowanie krajowe o 0,655 TWh. Upraszczając można powiedzieć, że statystycznie źródła OZE pozwoliły na zmianę kierunku handlu transgranicznego, umożliwiając istotny eksport energii w pierwszym półroczu 2022 r. Natomiast faktycznie, możliwości eksportu zapewniała nam przede wszystkim zwiększona produkcja w elektrowniach węglowych, mimo wysokich cen węgla, z ograniczeniami w dostępie do tego paliwa i przewidywanych bardzo dużych kłopotach w zapewnieniu wystarczającej ilości w kolejnym półroczu.

Mimo zakończenia eksploatacji części ( „x” proc.?) bloków klasy 200 po 2025 r., głównie z powodu zbyt wysokich kosztów utrzymania właściwego stanu technicznego, to istotna część pozostanie nadal w pracy regulacyjnej z wykorzystaniem efektów Programu 200+ lub bez wykorzystania tych efektów, może jako rezerwa strategiczna („IRZ”). W mojej ocenie będą one niezbędne przez min. 15 lat dla zbilansowania niesterowalnych źródeł OZE i utrzymania bezpieczeństwa KSE, z powodu braku wystarczającej ilości bloków gazowych czy biomasowych.

Czytaj również:

ENTSO-E: czerwiec ze spadkami w zużyciu i produkcji energii elektrycznej w Polsce