font_preload
PL / EN
Energetyka Energia elektryczna 19 kwietnia, 2017 godz. 7:31   

Mielczarski: Szanse i zagrożenia pakietu zimowego (ANALIZA)

Elektrownia Opole Elektrownia Opole/ fot. PGE

Opublikowany w końcu listopada 2016r. Pakiet Zimowy niesie dla Polski szanse, ale i zagrożenia. Czy potrafimy wykorzystać szanse unikając zagrożeń zależy od nas samych – pisze prof. Władysław Mielczarski z Politechniki Łódzkiej.

Zintegrowane Plany

Jednym z elementów Pakietu Klimatycznego jest konieczność przygotowania przez kraje członkowskie „Zintegrowanych Krajowych Planów w zakresie energii i klimatu”. Jest to dla Polski olbrzymia szansa nie tylko przemyślenia kierunków rozwoju, które do tej pory były często chaotyczne, ale plany takie mogą stanowić bazę wyjściową do naszej dyskusji z Komisją Europejką i Europejskim Parlamentem, w jakiej sytuacji znajdujemy się i jakie nakłady oraz czas są niezbędne, aby sytuację tę zmienić.

Bardzo słusznie pisze na CIRE p. Wojciech Dąbrowski, prezes Zarządu PGNiG Termika” wskazując, aby „by nie działać reaktywnie musimy najpierw opracować, a potem przedstawić Komisji Europejskiej nasze kompleksowe stanowisko w postaci polskiej doktryny energetycznej, oczywiście poparte stosownymi analizami.”. Dotychczasowe, podejmowane często ad hoc decyzje w energetyce są dyskusyjne, jak np. czy jest dobrym rozwiązaniem jednoczesna budowa dużych węglowych bloków energetycznych w Kozienicach, Opolu, Jaworznie czy Ostrołęce, podczas gdy system potrzebuje zupełnie innego typu bloków, a węgla zaczyna nam brakować. Podobnie jest z planami Baltic Pipe, które gdyby się spełniły, to Polska musiałaby zużywać ponad 7 mld m3 gazu rocznie z tego rurociągu, a koszt zakupu tego gazu mógłby być nawet dwukrotnie wyższy niż u konkurencji, nie mówiąc oferowaniu przez zachodnioeuropejskie firmy w Polsce gazu ze zwolnionych przepustowości z kontraktu jamalskiego po cenach nawet rzędu 150USD/1000m3.

Tworzenie Zintegrowanych Planów będzie wymagało analiz nad Energy Mix od strony możliwości zapewnienia paliw dla poszczególnych technologii, jak i możliwości finansowania budowy nowych mocy wytwórczych czy paliw. Może wówczas projekt elektrowni jądrowej wyszedłby z fazy fantazjowania i został poddany profesjonalnym analizom inwestycyjnym, a następnie odłożony na półkę, która jest dla niego najlepszym miejscem. Trzeba by również odpowiedzieć na pytania; w jakim stopniu oprzeć produkcję energii elektrycznej na krajowym węglu kamiennym, którego zaczyna brakować, zamiast na siłę szukać nabywców energii elektrycznej, np. poprzez elektryczne samochody.

Kiedy w czerwcu 2016r powiedziałem na konferencji organizowanej przez Ministerstwo Energii, że krajowego węgla kamiennego wkrótce zacznie brakować, usłyszałem usilne zaprzeczenia. Obawy sprawdziły się w ciągu kilku miesięcy. Prasa jest pełna doniesień o możliwości braku krajowego węgla. Nie widzę nic złego w produkcji energii elektrycznej z węgla kamiennego czy brunatnego, zresztą nasi zachodni sąsiedzi produkują trzy razy więcej energii elektrycznej z węgla brunatnego niż Polska głosząc przy tym „zieloną rewolucję”. Jednak kiedy postawimy na węgiel, to tworząc Zintegrowany Plan będziemy sobie musieli odpowiedzieć na pytanie na jaki węgiel. Jeżeli na węgiel brunatny, a można by wybudować 12000 – 15000 MW nowych mocy wytwórczych, to jak budować nowe odkrywki węgla brunatnego. Jeżeli podstawowym paliwem miałby być węgiel kamienny, to przy ograniczonych własnych zasobach należy przeanalizować kierunki importu węgla i ceny.

Jeżeli chcielibyśmy widzieć większą rolę gazu ziemnego w elektroenergetyce, to również w Energy Mix trzeba przeanalizować skąd sprowadzić gaz, w jakich ilościach i po jakiej cenie. Czy gaz LNG, który nawet kupiony po 90-100USD/1000m3 w USA, który po skropleniu, transporcie i gazyfikacji będzie kosztował o 120USD/1000m3 więcej, będzie konkurencją dla gazu z rurociągu North Stream2, który nasi sąsiedzi będą również oferować w Polsce? Czy jesteśmy w stanie zablokować prawnie napływ konkurencyjnego cenowo paliwa? Zintegrowane plany mają tę zaletę, że zmuszą nas do szukanie odpowiedzi na pytania, które dziś wszyscy znamy, ale niechętnie zastanawiamy się nad odpowiedziami.

Operatorzy sieciowi

Tworzenie regionalnych operatorów sieciowych jest zagrożeniem ale również i szansą. Moim zdaniem zagrożenie nie jest wielkie, ponieważ za ciągłość zasilania w danym obszarze sterowania jest odpowiedzialny operator krajowy. I żaden operator regionalny nie może nakazać działań mogących zagrażać bezpieczeństwu zasilania. Przy przemyślanym działaniu operatorzy sieciowi i ujednolicone kodeksy sieciowe są szansą dla wszystkich operatorów sieciowych. To przecież dzięki organizacji europejskiej ACER zmusiliśmy operatorów innych krajów, aby uwzględniali ograniczenia przepływów energii elektrycznej na granicy pomiędzy Niemcami i Austrią, czego nie robili przez wiele lat wywołując tzw. przepływy kołowe.

Ujednolicone kodeksy sieciowe i zunifikowane obowiązki operatorów sieciowych będą z korzyścią dla odbiorców, producentów i samych operatorów. W poprzednim ustroju, który skończył się w 1989r narzekano na tzw. „prawo powielaczowe”. Oczywiście były ustawy i rozporządzenia, ale tak naprawdę energetyką zarządzali urzędnicy tworząc swoje przepisy, powielając je na kserokopiarkach i rozsyłając do odpowiednich zakładów. Internetu i poczty elektronicznej jeszcze nie było.

Ale czy tak wiele zmieniło się dziś? Mamy ustawę Prawo energetyczne i szereg rozporządzeń różnych ministrów, ale i tak w 50-70% o tym co dzieje się w energetyce decydują różne instrukcje ruchu i eksploatacji pisane przez operatorów i tylko w niewielkiej części zatwierdzanej przez Urząd Regulacji Energetyki. Czy to nie jest kontynuacja prawa powielaczowego w pewnym sensie? Może więc lepiej, że będą jednolite kodeksy sieciowe, których intencją będzie zapewnienie niezawodnych dostaw energii.

Obawy przed zbyt dużym zakresem władzy operatorów regionalnych ograniczają również prawa fizyki rządzące rozpływami mocy. Kierunek przepływu energii elektrycznej przesyłanej za pomocą prądu przemiennego jest zależny od wielu czynników: konfiguracji sieci, jej parametrów, wielkości odbiorów i generacji w poszczególnych węzłach. Operator regionalny może podejmować tylko decyzje na podstawie modeli sieci dostarczonego przez krajowego operatora sieci, a więc jest to pod krajową kontrolą. I chociaż rynek regionalny i rynek europejski ma szereg zalet, to jego praktyczne wdrożenie nie będzie zależało od dyrektyw czy rozporządzeń, ale od możliwości przesyłu energii w pożądanych kierunkach i wielkościach, dlatego bez połączeń za pomocą prądu stałego (High Voltage Direct Current) rynek europejski nigdy nie wyjdzie poza 10-15% wymiany transgranicznej. Rys. 1 pokazuje wybrany przykład przepływów na połączeniach prądu przemiennego (bez przesuwników) z Niemcami, Czechami i Słowacją oraz na połączeniach prądu stałego ze Szwecją, przemiennego z Litwą, ale ze stacją Back-to-Back w Alytus i połączeniu wyspowym z elektrownią Dobrotwór na Ukrainie. Jak widać na rysunku połączenia za pomocą prądu stałego DC są w pełni kontrolowanego, a przepływy rzeczywiste są zbliżone do planowanych.

Niektórzy operatorzy to zaczynają rozumieć i rozbudowują połączenia prądu stałego, jak np. nowobudowane połączenie pomiędzy Niemcami i Belgią – Rys. 2 i 3. Jak w Niemczech będzie wiało i ceny energii elektrycznej spadną to Belgowie kupią tanią energię, ale tylko w takich ilościach jakich będą chcieli, bo połączenie DC (prądu stałego) zapewnia pełna kontrolę przepływu. Kupując tanią energię dla siebie Belgowie jednocześnie uratują sąsiada przed Black-out-em.

(613x300)Rys. 1. Przykład planowanych i rzeczywistych przepływy energii. W oparciu o dane URE i OSP.

(497x251)Rys. 2. Linia DC. Niemcy – Belgia. http://www.elia.be/en/projects/grid-projects/alegro/alegro-content

(532x265)Rys. 3. Przebieg linii DC: Niemcy – Belgia. http://www.elia.be/en/projects/grid-projects/alegro/alegro-content

Poprawa efektywności i OZE

O ile proponowana poprawa efektywności energetycznej jest dla Polski ze wszech miar korzystna, o tyle podwyższenie celu OZE oznacza znaczne koszty oraz transfer środków zagranicę, na poziomie 50-60% całości subsydiów, nawet jeżeli obowiązek OZE będzie wykonany przez współspalanie. Polska ma olbrzymie możliwości zmniejszenia zużycia energii szczególnie w sektorze komunalnym i bytowym.

W Polsce ponad 70% budynków jest nieocieplonych lub źle ocieplonych. Przyczyną tego często jest bieda. Z dziesięciu najbardziej zanieczyszczonych miast w Europie, sześć znajduje się w Polsce, a pozostałe cztery w Bułgarii. Do tego dochodzą setki przestarzałych ciepłowni, z których część można odbudować jako wysokosprawną kogenerację.

Z drugiej strony wydajemy około 5 mld zł rocznie na subsydia dla OZE – dane 2015r. Ponieważ w Polsce nie produkujemy odpowiednich instalacji, większość tych środków jest transferowana do zagranicznych producentów. Stworzona została pewna liczba miejsc prac w OZE, ale biorąc pod uwagę liczbę tam zatrudnionych (około 30 000) oraz przekazywane subsydia można łatwo wyliczyć, że jedno miejsce pracy w OZE jest „subsydiowane” na poziomie 13 000zł/miesięcznie.

W tych obszarach polska dyplomacja nie powinna być reaktywna, ale bardzo aktywna proponując rozliczanie połączonych redukcji emisji, jak na przykład: poprawę efektywności, zmniejszenie niskich emisji i cele produkcji z OZE. Unia Europejska przyjęła ambitny plan osiągnięcia 27% udziału OZE w produkcji energii w roku 2030. Na Polskę może przypaść około 25% udziału OZE. To bardzo dużo. I osiągnięcie takiego udziału będzie wymagało znacznej przebudowy systemu elektroenergetycznego oraz zmiany zasad jego funkcjonowania.

Strefy cenowe – bidding zone

Tworzenie stref cenowych jest postrzegane jako próba eksportu nadmiaru produkcji energii z wiatraków do innych krajów. Lokalizacja znacznej liczby farm na północy Niemiec oraz rozwijająca się wiatrowa energetyka morska stawia system niemiecki w bardzo trudnym położeniu – Rys. 4.

(590x375)Rys. 4. Bilanse energii elektrycznej w Niemczech w początkach 2017 r.

Przy braku wiatru pojawia się znaczny negatywny bilans energetyczny sięgający np. w dniu 22 stycznia 2017 r około 26% całego zapotrzebowania, podczas gdy w kilka dni później tzn. 1 lutego 2017 r. nadmiar produkcji sięga prawie 50% (47%) całego zapotrzebowania. Praca systemu w takich warunkach bardzo trudna i łatwo o awarię systemową (black-out), która może mieć negatywny wpływ na całą Europę. Poprawa bilansów byłaby możliwa gdyby zbudować kilka linii przesyłowych na kierunku Północ-Południe. Jednak budowa tych linii jest mało prawdopodobna, chociażby ze względu na udziały właścicielskie w niemieckim systemie przesyłowym.

Wspólna strefa wymiany Polski z Północnymi Niemcami nie musi być dla nas zła. Wszystko zależy od rozwiązań szczegółowych. Kiedy silnie wieje w Niemczech cena energii spada (nawet do wartości ujemnych) i wtedy możemy taka energię kupować. Kiedy wiatru nie ma to eksportujemy energię do Niemiec po odpowiednio wysokich cenach. Nie jest tajemnicą w Europie, że do podobnych jak opisane działań skłaniają się Holendrzy i Belgowie. Czy może być coś w tym negatywnego dla polskiego systemu elektroenergetycznego? Raczej nie. Węgla i tak nam zaczyna brakować. Nasze bloki serii 200MW po drobnym liftingu mogą pracować jako szczytowe i podszczytowe. Dlatego nie należy z góry odrzucać żadnego rozwiązania, ale przeanalizować czy może być dla nas korzystne.

Rynek mocy

Po opublikowaniu Pakietu Zimowego rozległ się w Polsce głośny lament, że zapis o nieudzielaniu pomocy publicznej poprzez rynek mocy dla jednostek wytwórczych o emisji większej niż 550g/kWh jest bardzo zły dla Polski. W tym całym lamencie nie zauważono, że zapis dotyczy tylko jednostek nowych, a u nas chcemy rynku mocy dla jednostek starych, czyli nas to nie dotyczy lub mało dotyczy. Projekt mocy jaki przygotowały elektrownie z PSE SA i prezentowany obecnie przez Ministerstwo Energii jest niepotrzebną próbą wyważania otwartych drzwi. Zwiększmy środki na Rezerwę Operacyjną do 1-1,5 mld zł/rocznie i rynek mocy do niczego nie jest potrzebny, tym bardziej, że musi być notyfikowany przez Komisję Europejska, co zajmie ze dwa lata, a wtedy przy uruchomionych nowych blokach w Kozienicach i Opolu żaden rynek mocy nie będzie potrzebny.

Dyskusja została zawężona do rynku mocy. Jednak problem jest znacznie bardziej złożony. Jak ma działać system elektroenergetyczny przy bardzo dużych kosztach osieroconych, które nie tylko stają się trwałym elementem systemu, ale ciągle będą wzrastać?

Przed kilku latu zauważono i nazwano dwa zjawiska: missing money i missing capacity. Pierwsze dotyczy istniejących jednostek wytwórczych, które na skutek krótkiego okresu pracy nie są w stanie pokryć wszystkich kosztów z przychodów rynkowych. Ten krótki okres pracy jest wynikiem pojawienia się Odnawialnych Źródeł Energii, subsydiowanych, z priorytetem wprowadzania energii do systemu. Missing money to element kosztu osieroconego, który nie można pokryć w ramach normalnie funkcjonującego systemu. Podobnie jest z missing capacity.

Problem kosztów osieroconych narasta każdego roku. Obejmuje on też koszt coraz mniej wykorzystywanej sieci przesyłowej, ponieważ wspierana generacja rozproszona na poziomie sieci dystrybucyjnej powoduje coraz mniejsze wykorzystanie sieci przesyłowej. Podobnie dzieje się w sieciach dystrybucyjnych. Generacja np. prosumenci czy powstanie klastrów, ale takich prawdziwych z bilansowaniem fizycznym, powoduje, że sieci wyższych napięć 30kV i 110kV są niewykorzystane, a koszty sieciowe to są głównie koszty stałe. Czy wykorzystujemy sieć w 1% czy 20% koszty są praktycznie takie same. Mogą trochę zmieniać się straty, ale te w systemie przesyłowym straty to 2,1%, a w systemach dystrybucyjnych straty wynoszą 7-8%, o ile nie ma znaczących kradzieży.

Jeżeli nowym paradygmatem w energetyce jest generacja rozproszona i aktywne systemy dystrybucyjne czy pro-konsumenckie, to należy zastanowić się jak w ten paradygmat włączyć bezpieczeństwo energetyczne, a w szczególności ciągłość zasilania oraz związane z tym koszty, które będą każdego roku coraz większe – Rys. 5.

Jeżeli założyć nawet z największym optymizmem, że energetyka rozproszona zapewni sama dla siebie energię w 90% i przez 90% czasu w roku, to dla tych 10% energii i dla tych 10% czasu trzeba utrzymywać przez cały rok (8760h) system przesyłowy i dyspozycyjne generatory energetyki systemowej.

(618x449)Rys. 5 Rozwój energetyki rozproszonej.

Płacić będziemy dwa razy: za rozwój i wykorzystanie majątku w energetyce rozproszonej oraz za koszty osierocone w energetyce wielkoskalowej przez następne 20-30 lat, bo istniejący obecnie system szybko się nie zmieni.

I tymi podstawowymi problemami, jak będzie funkcjonować energetyka w nowych warunkach powinny zająć się producenci energii, operatorzy sieci przesyłowej i dystrybucyjnej oraz jednostki centralne, w tym KERM. To trudne problemy. Ale warto się na tym zastanowić, bo bez energii elektrycznej dostarczanej 24 godziny na dobę przez siedem dni w tygodniu, społeczeństwo i gospodarka nie jest w stanie funkcjonować i StartUp-ów też nie będzie.

Źródło: CIRE.PL