font_preload
PL / EN
Energetyka Energia elektryczna Innowacje OZE Węgiel 21 maja, 2019 godz. 7:31   
REDAKCJA

Wasilewski: Czas na inteligentne OZE (ROZMOWA)

Marcin Wasilewski, dyrektor Biznesu Przemysłu Energetycznego w ABB,. Fot. ABB Marcin Wasilewski, dyrektor Biznesu Przemysłu Energetycznego w ABB,. Fot. ABB

– Jestem przekonany, że w świecie, gdzie CO2 kosztuje ponad 20 EUR/t powinniśmy skupić się na nowych technologiach związanych z odnawialnymi źródłami oraz z mikrosieciami – powiedział Marcin Wasilewski, dyrektor Biznesu Przemysłu Energetycznego w ABB, w rozmowie z portalem BiznesAlert.pl.

BiznesAlert.pl: Polska energetyka opiera się w 76 procentach na energii z węgla. Czy technologie smart, mogą pomóc obniżyć ten współczynnik zachowując jednocześnie pewność dostaw energii elektrycznej?

Marcin Wasilewski, dyrektor Biznesu Przemysłu Energetycznego w ABB: Nie tylko mogą, ale wręcz muszą. Zwiększenie udziału innych źródeł – w tym głównie źródeł odnawialnych – nie będzie możliwe bez wdrożenia inteligentnych rozwiązań umożliwiających koegzystencję źródeł konwencjonalnych oraz OZE w ramach jednego systemu elektroenergetycznego z uwagi chociażby na pewność dostaw energii. Z punktu widzenia rynku energii doskonałym przykładem takiej technologii mogą być aplikacje wirtualnych elektrowni (VPP), które umożliwiają obrót energią z małych rozproszonych źródeł OZE w sposób identyczny, jak dla źródeł konwencjonalnych, przy wykorzystaniu technik prognozowania produkcji źródeł odnawialnych.

Te same aplikacje pozwolą również na szybką reakcję źródeł OZE na bieżące informacje rynkowe (bilansowanie popytu i podaży), a także świadczenia usług bilansowania mocy w sieci przesyłowej w okresach szczytowego zapotrzebowania. W ten sposób łatwo można sobie wyobrazić eliminowanie części źródeł konwencjonalnych (węglowych) z systemu i zastępowanie ich systemami typu VPP. Takie rozwiązania już funkcjonują. Przykładem może być wirtualna elektrownia Next Kraftwerke (Kolonia w Niemczech), która na bazie systemu Optimax aktualnie integruje ponad 4500 małych jednostek produkcyjnych (z czego 97% to OZE) w 8 krajach europejskich, dostarczając ok 3,2 GW energii do sieci. Najmniejsze jednostki w tej wirtualnej elektrowni to zaledwie kilkukilowatowe źródła solarne, a największym źródłem jest 20 MW jednostka biomasowa.

Innym obszarem zastosowania technologii smart może być bilansowanie generacji i zapotrzebowania na energię w wymiarze lokalnym (mikrosieci) i ograniczanie w ten sposób zapotrzebowania na energię ze źródeł konwencjonalnych (węglowych).

Przejdziemy może do przykładów. Duńska transformacja energetyczna jest często pokazywana jako wzór, głównie przez rozwój energetyki wiatrowej. Jednak pracują tam wciąż elektrownie węglowe, gazowe czy elektrociepłownie oparte na RDF. Sprawność i elastyczność tych instalacji pozwala na harmonię z OZE. Czy Pana zdaniem jest to możliwe także w Polsce?

Dania z uwagi na swoje położenie geograficzne jest krajem specyficznym i nie możemy przyrównywać jej do Polski. Również systemy energetyczne obu krajów różnią się znacznie. Jednakże jest obszar w którym możemy skorzystać z duńskich doświadczeń. Tym obszarem jest z pewnością ciepłownictwo. W Danii blisko 70 procent gospodarstw domowych podłączonych jest do sieci ciepłowniczych, w Polsce niewiele ponad 40%. To właśnie w duńskich systemach ciepłowniczych znajdziemy współpracujące ze sobą różnego rodzaju źródła: gazowe, RDF, biomasowe, ale również węglowe, pracujące w układach kogeneracyjnych. Duża ilość źródeł kogeneracyjnych zwiększa elastyczność sieci i pozwala na łatwiejszą integrację źródeł OZE. Podobny model może być zastosowany również w Polsce – pod warunkiem zwiększenia udziału kogeneracji w produkcji energii elektrycznej, a także zastosowania systemów optymalizujących generację energii w systemach ciepłowniczych (w tym również wykorzystanie tzw. akumulatorów ciepła). Rozwój kogeneracji w warunkach polskich będzie stymulowany przez wprowadzaną ustawę o wsparciu kogeneracji, ale nadal czekamy na rozporządzenia.

Nowe technologie mogą pozwolić na obniżenie emisji z pracujących bloków węglowych?

Myślę, że dalsze możliwości obniżania emisji z pracujących bloków węglowych są mocno ograniczone. Pamiętajmy, że nowe bloki węglowe pracujące na parametrach nadkrytycznych osiągają sprawności na poziomie 46%. Podnoszenie tej granicy nie wydaje się możliwe (w skali przemysłowej) z uwagi na ograniczenia materiałowe, a tym samym nie widać możliwości istotnej redukcji emisji CO2. Systemy CCS planowane do wdrożenia jeszcze 10 lat temu okazały się zbyt kosztowne i zbyt trudne do wprowadzenia na szeroka skalę.

W zakresie ograniczania emisji zanieczyszczeń (siarka, tlenki azotu, pyły) bardzo dużo zostało już zrobione. Dalsza poprawa jest możliwa, ale wiąże się z coraz wyższymi nakładami na instalacje oczyszczania spalin. Zaostrzenie tych norm spowoduje, że ich spełnienie przez część bloków węglowych stanie się zbyt kosztowne i nieopłacalne. Jestem przekonany, że w świecie, gdzie CO2 kosztuje ponad 20 EUR/t powinniśmy skupić się na nowych technologiach związanych z odnawialnymi źródłami oraz z mikro sieciami.

W Katowicach podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego poznaliśmy nową wersję Polityki Energetycznej Polski do 2040. Zakłada ona powstanie do 2040 także ok. 20 GW w fotowoltaice. Czy w polskich realiach, strefie geograficznej to źródło może mieć sens?

Zbudowanie 20 GW w źródłach PV do roku 2040 nie stanowi wyzwania technicznego ani organizacyjnego. Jest to tylko i wyłącznie kwestia ekonomiczna. Na dzień dzisiejszy moc zainstalowanych źródeł fotowoltaicznych w Polsce to ok 650 MW. Z dostępnych danych wynika, że instalacje te generują średnio rocznie ok 1 GWh energii z 1 MW mocy zainstalowanej. Przy takiej wydajności osiągnięcie ceny energii konkurencyjnej do ceny energii ze źródeł konwencjonalnych nie jest możliwe (przy dzisiejszych cenach). Zbudowanie 20 GW w fotowoltaice do roku 2040 możliwe będzie jedynie przy założeniu, że Polska jest gotowa na zwiększenie wsparcia finansowego dla nowych instalacji PV – chyba że ceny energii elektryczną wzrosną na tyle, że PV będą opłacalne bez wsparcia. Natomiast takiego scenariusza wysokich cen nie życzę naszej gospodarce.

Już dzisiaj w krajach zachodnich (USA, Hiszpania) funkcjonują elektrownie fotowoltaiczne o mocy powyżej 100 MW, które produkują energię elektryczną po cenach rynkowych bez żadnego systemu dofinansowania. Podobne instalacje powstają właśnie w Niemczech, a więc w strefie nasłonecznienia podobnej do Polski. Jeśli więc determinacja rządu do odchodzenia od energetyki węglowej będzie wystarczająco duża, spełnienie tego celu jest jak najbardziej realne. Elementem wspierającym rozwój źródeł PV będzie też z pewnością spodziewany postęp technologiczny w obszarze magazynów energii. Współpraca magazynów energii z instalacjami PV może zmniejszyć ryzyko finansowe po stronie inwestorów. Nie zapominajmy tez o zachowaniach odbiorców końcowych. Polityka polityką, ale coraz więcej obywateli i przedsiębiorców zaczyna zwracać uwagę na kwestie klimatu i decyduje się na inwestycje w PV nie tylko z powodów finansowych, ale tez światopoglądowych.

Polska energetyka stoi u progu transformacji. Polskie koncerny energetyczne widzą dla siebie szansę w morskich farmach wiatrowych. Czy ABB może włączyć się w łańcuch dostaw w tzw. local content dla tego sektora w Polsce?

Jestem wielkim fanem wiatru na morzu, w końcu w mojej poprzedniej roli u krajowego czempiona uzyskałem pozwolenie na 1200 MW na naszym morzu. Morskie farmy wiatrowe mają wiele zalet w porównaniu do farm lądowych (np.: większa wydajność z uwagi na warunki wietrzne, większa moc jednostkowa, mniejsza uciążliwość dla ludzi). Mają też oczywiście swoje wyzwania – np. bardziej skomplikowany układ przyłączenia do sieci. Instalacje morskich farm wiatrowych są z pewnością rynkiem bardzo wymagającym dla stosowanych tam rozwiązań technicznych. Muszą one spełniać zaostrzone wymagania w stosunku do rozwiązań lądowych. Firma ABB posiada wiele rozwiązań sprawdzonych w morskich farmach wiatrowych na całym świecie. Musimy tu wymienić urządzenia do wyposażenia morskich stacji kolektorowych HVAC oraz konwerterowych HVDC wielkich mocy. ABB produkuje zaawansowane technologicznie komponenty dla systemów HVDC, co daje nam szanse na dostawę kompletnego wyposażenia stacji konwerterowych HVDC o mocy 1 GW i większej, przewidzianych do pracy na Bałtyku. Inne, strategiczne komponenty, to transformatory podwyższające, do pracy wewnątrz platformy morskiej, produkowane w naszej łódzkiej fabryce. Mamy też bardzo dobrą opinię na ryku światowym, jeśli chodzi o rozdzielnice w izolacji gazowej (GIS) przystosowane do pracy w warunkach morskich. Jako polska organizacja ABB jesteśmy przygotowani do realizacji części energetycznej morskich farm wiatrowych w systemie „pod klucz”.

Na zakończenie chciałem zapytać Pana o gaz. To dla Polski paliwo przejściowe w drodze do dekarbonizacji. Na większą skalę ma zaistnieć w polskiej elektroenergetyce po 2020 roku. Jednak za Zachodzie to paliwo jest już „not green enough”. Czy przejście na nie przez polską elektroenergetykę będzie miało zatem sens?

Gaz wydaje się być jedyną „konwencjonalną” alternatywą dla polskiej energetyki węglowej, która z uwagi na wiek większości źródeł zdecydowanie straci na znaczeniu najpóźniej po roku 2030. Musimy się do tego przygotować, stąd nowe inwestycje w duże bloki muszą być planowane już teraz. Priorytetem powinny być projekty kogeneracji przemysłowej. Dzięki zapotrzebowaniu na ciepło i parę technologiczną bloki takie wykazują dużo większą ekonomikę niż jednostki kondensacyjne, a wiec produkujące tylko energię elektryczną. Co do projektów kondensacyjnych, jestem nastawiony nieco sceptycznie. W okresie cyklu życia takich jednostek może się okazać, że wskaźnik wykorzystania będzie niski. W polskim systemie jest miejsce dla takich jednostek, ale myślę raczej o kilku GW. Alternatywą mogą być jednostki gazowe w tzw. cyklu otwartym/prostym, a więc bez turbiny parowej. Zaletą jest relatywnie krótki czas i niski koszt budowy (ok 1 mln PLN/MWe), duża elastyczność pracy. Minusem jest niska sprawność (max 40%), co w przypadku kosztów gazu i CO2 powoduje, że źródła takie nie nadają się do pracy w podstawie. Duży potencjał jest w polskim ciepłownictwie, które warto oprzeć na kogeneracji gazowej. Skala opóźnień inwestycyjnych w ciepłownictwie jest olbrzymia, a derogacje dla ciepłownictwa wygasają z końcem 2022 roku. Tak więc czasu jest coraz mniej.

Rozmawiał Bartłomiej Sawicki