Polskie Sieci Elektroenergetyczne opublikowały na początku lipca dane dotyczące certyfikacji do aukcji rynku mocy. Zagadką pozostaje, jakie jednostki zostały zgłoszone. Jest bardzo prawdopodobne, że to gaz będzie stopniowo przejmować rolę znaczącego źródła energii dla polskich elektrowni, zmniejszając udział węgla. Przykładem bloku przyszłości jest jednostka gazowo-parowa (CCGT )w Płocku, oddana przez PKN Orlen do eksploatacji pod koniec czerwca. Szansą dla kogeneracji są ustawa o jej wsparciu i rynek mocy. Dwa systemy wsparcia to podwójna zachęta inwestycyjna. – pisze Bartłomiej Sawicki, redaktor BiznesAlert.pl.
Dane przedstawione przez PSE pokazują rosnącą rolę gazu. Jest to jednak zauważalne nie w zakresie jednostek zgłoszonych, ale planowanych. W tym obszarze certyfikację przeszło 8 nowych bloków węglowych o łącznej mocy 4020 MW oraz 42 jednostki gazowe o mocy 4370 MW. PSE nie zdradza, które bloki gazowe zostały zgłoszone w zakresie tych planowanych. Jednak z komunikatu poszczególnych spółek można domniemywać, że chodzi o dwa bądź trzy bloki gazowe po 500 MW, które mają powstać w Elektrowni Dolna Odra należącej do PGE, dwa bloki gazowe Energii w Grudziądzu, blok gazowo-parowy w Elektrowni Adamów, w której zamiast węgla brunatnego ma być spalany gaz oraz blok gazowo-parowy o mocy 400 MW na warszawskim Żeraniu, realizowany przez PGNiG.
Rafał Zasuń z portalu WysokieNapięcie.pl podaje, że certyfikacje mógł przejść mający powstać w Płocku już drugi blok gazowy oraz projekty gazowe Synthosu i PCC Rokita. Spośród inwestycji, które zostały niedawno ukończone lub ich finalizacja trwa, warto wspomnieć o blokach kogeneracyjnych w Płocku i Włocławku należących do PKN Orlen, o bloku gazowym PGE w Gorzowie Wielkopolskim oraz o bloku gazowo-parowym w Stalowej Woli należącym do Taurona i PGNiG, nad którym prace zbliżają się do ukończenia. Te inwestycje są już jednak traktowane jako te istniejące, a tych, zgodnie z danymi PSE, do rynku mocy zostało zgłoszonych 62 o łącznej mocy 2,28 GW.
Wsparcie kogeneracji czyli „rynek mocy plus”
To właśnie bloki gazowe mogą w coraz większym stopniu napędzać polską elektroenergetykę po 2020 roku. Wynika to z podstawowego powodu, jakim jest ich poziom emisji CO2 znajdujący się poniżej limitu 550 g/kWh, który Komisja Europejska uznała za granicę dostępności do różnych form pomocy publicznej, a w polskich realiach taką formą jest rynek mocy. Ma pozwolić polskiej energetyce na stymulowanie inwestycji polskich firm energetycznych w nowe moce. Opłata za dostępność mocy w systemie to dla polskich przedsiębiorstw środki na budowę lub remonty parku wytwórczego.
Kolejną perspektywą dla jednostek gazowych – kogeneracyjnych, czyli wytwarzających energię i ciepło, jest opracowywany przez rząd mechanizm wsparcia kogeneracji. Jednak projekt wciąż nie wyszedł po fazie konsultacji z analizy i możemy opierać się jedynie na propozycjach przedstawionych przez resort energii. Wprowadzone mają być aukcje typu „pay as bid”, czyli „każdemu wedle potrzeb”. Mają one dać szansę na stabilne inwestycje i możliwość uzyskania zwrotu z zainwestowanego kapitału dzięki długoterminowemu wsparciu. Zakłada ono 15-letni okres. Wydzielono koszyki według mocy i technologii. Jednak zdaniem branży przemysłowej dotychczasowy projekt wspiera tylko małe jednostki, nie uwzględniając w dostateczny sposób wielkich firm produkujących energię i ciepło we własnych zakładach, a nadwyżki sprzedających do pobliskich sieci.
Zdaniem Tomasza Zielińskiego, prezesa zarządu Polskiej Izby Przemysłu Chemicznego, projekt przedstawiony przez resort energii wyklucza ze wsparcia elektrociepłownie przemysłowe pracujące na potrzeby własne. W jego opinii w dokumencie brakuje zapisów redukujących opłatę kogeneracyjną dla przedsiębiorstw energochłonnych. Branży zależy na wprowadzeniu wsparcia dla tego sektora, redukującego koszty opłaty kogeneracyjnej. Jako argument podawane są elektrociepłownie firm sektora chemicznego, które zasilają także lokalne miasta. Chodzi m.in. o Płock, który dzięki PKN Orlen jest zasilany energią i ciepłem z elektrociepłowni zakładu. Elektrociepłownia w Płocku przeznacza na potrzeby pracy koncernu zdecydowaną większość swojej mocy. Pozostała, nieznaczna część zasila całe miasto w ciepło, zaspakajając jego potrzeby.
Podczas ostatniego Kongresu „Polska Chemia”, który odbył się w Wieliczce, ekspert działu regulacji PKN Orlen Krzysztof Kidawa powiedział, że w zakresie kogeneracji wsparcie powinno być płynne i odpowiadać lepiej na koszty energii. Zaapelował o płynność i optymalizację nowych regulacji w tym obszarze. – Wsparcie dla autoprodukcji jak najbardziej powinno wystąpić, czego przykładem jest Płock, gdzie dostarczamy 100 proc. ciepła oraz 70 proc. energii dla miasta. Nie zwiększamy więc tylko własnego bezpieczeństwa procesowego. Nie rozumiemy więc, dlaczego nie możemy korzystać ze wsparcia dla kogeneracji. Jeśli cena energii będzie nadal rosnąć, to takie wsparcie będzie coraz bardziej potrzebne – dodał. Branża liczy jednak, że pod wpływem konsultacji uda się objąć wsparciem także przemysł.
Spółka PKN Orlen ma więc nadzieję, że w związku z mocnym wejściem w elektroenergetykę poprzez nowe bloki gazowe także i ona otrzyma wsparcie nie tylko z rynku mocy, ale i poprzez wsparcie kogeneracji. Blok w Płocku został zgłoszony do certyfikacji ogólnej rynku mocy. Niestety nie oznacza to, że instalacja będzie zgłoszona do aukcji na wieloletnie dostawy energii już w tym roku. Jest to jednak konieczne, aby dana instalacja była zarejestrowana i mogła ubiegać się o roczne kontrakty. Łączna produkcja energii elektrycznej w grupie kapitałowej Orlen przekroczyła w 2017 roku 4 TWh.
Jednak już po uruchomieniu bloku gazowo-parowego w Płocku osiągnie ona poziom około 7 TWh. Orlen oddał już do użytku mniejszą jednostkę we Włocławku o mocy 463 MWe, a teraz oddaje do użytku podobną, ale większą jednostkę w Płocku o mocy 600 MWe i cieplnej 520 MWt. Już teraz Grupa Orlen posiada obecnie bloki energetyczne w Polsce – w Płocku, Włocławku, Jedliczu i Trzebini, a także w Czechach – w Litvinovie, Spolanie, Kolinie i Pardubicach oraz na Litwie – w Możejkach. Oznacza to, że Koncern dysponuje łącznymi mocami na poziomie 1,9 GWe i 6,1 GWt.
Z racji możliwego wsparcia przez rynek mocy i kogenerację projekty realizowane przez PKN Orlen: Włocławek czy Płock, mogą stać się modelowymi przykładami elastycznych bloków kogeneracyjnych, dających ciepło i energię, ograniczających emisję, współgrających z OZE, a jednocześnie dostających dotacje z obu źródeł wsparcia.
Blok gazowo-parowy w Płocku – wzór na przyszłość?
Podczas prezentacji bloku oddawanego do użytku Jarosław Dybowski, dyrektor wykonawczy ds. energetyki PKN Orlen, powiedział, że jest to jedna z największych i najnowocześniejszy instalacji tego typu w Polsce i w Europie. To łącznie 1800 MW w Polsce, w Czechach i na Litwie. W Polsce spółka ta jest piątym pod względem wielkości producentem energii elektrycznej.
– Elektroenergetyka staje się trzecim filarem grupy i będzie miała znaczenie w budowie przychodów firmy. To nasz wkład także w bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego. Jego zalety to moc, elastyczność i lokalizacja w centrum Polski – powiedział Dybowski. W rozmowie z portalem wspomniał, że istnieje możliwość łączenia wsparcia w postaci rynku mocy oraz wsparcia kogeneracji. – Produkujemy energię elektryczną, a dzięki skojarzeniu także ciepło. Nie widzę przeciwwskazań, aby takie wsparcie łączyć. Rynek mocy to mechanizm wsparcia, wyrównywania szans na rynku, pobudzanie do rozwoju, a nasz blok gazowo-parowy został zgłoszony do certyfikacji ogólnej rynku mocy. Rozważamy także budowę mniejszej jednostki gazowej obok bloku, który już powstał. Analizujemy taką możliwość, ale decyzje nie zostały jeszcze podjęte – powiedział.
W rozmowie z dziennikarzami dodał także, że PKN Orlen chce zaangażować się w elektromobilność. W ciągu kilku lat ma powstać łącznie 150 ładowarek, natomiast do końca 2019 roku – 50. Dodał również, że przetarg na wybór koncepcji technicznej morskich farm wiatrowych ma zostać rozstrzygnięty w ciągu kilku, kilkunastu dni. Podkreślił, że trwają rynkowe analizy dotyczące np. nowych technologii budowy turbin. Łączna moc farm ma wynieść 1200 MW. Wspomniał także o projekcie tzw. „samowystarczalnych” stacji paliw, opartych głównie o fotowoltaikę, w zakresie których trwają analizy i pilotaż.
Dybowski dodał w kwestii bezpieczeństwa energetycznego, że instalacje Grupy Orlen w Polsce produkują łącznie 1600 MW, z czego 1/3 trafia na potrzeby produkcyjne spółki, a 3/4 do sieci na potrzeby Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.Nawiązując do tej wypowiedzi, warto dodać, że rozważany drugi blok w Płocku, miałby powstać na potrzeby mechanizmu mocowego. Miałby mniejszą moc od jednostki działającej już w Płocku. Niewykluczone, że byłby to blok gazowy bez kogeneracji.
Tomasz Jakubowski, dyrektor zakładu CCGT, powiedział, że sprawność bloku wynosi 61 procent w kondensacji i 92 procent w kogeneracji. To stawia go w czołówce pod względem elastyczności i emisji. Elastyczność wynosi ok. 35 MW na minutę. Poziom emisji to 330 kg/MWh, a więc dwa razy mniej niż najnowocześniejsze bloki węglowe. Blok jest skoordynowany z potrzebami zakładu i Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. – Energia cieplna wytwarzana jest na potrzeby zakładu, a bilansowanie odbywa się też przez produkcję energii. Jednocześnie jesteśmy silnym graczem KSE i samego rynku – podkreślił.
Grzegorz Należyty z Siemensa powiedział, że ta jednostka przygotowuje PKN Orlen do przyszłych wyzwań, jak wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną i elektromobilność. – Orlen zdecydował się na jedną z najnowocześniejszych jednostek, których na świecie jest ok. 90, z czego 68 oddano już do użytku. Jednostka klasy SGT H8000 to trzecia taka elektrownia Siemensa po dwóch w Niemczech. Jest to więc jednostka konkurencyjna do tych, które są już w Europie – powiedział. Wyraził nadzieję, że drogą obraną przez Orlen będzie podążać cała branża w Polsce.
Bloki parowo-gazowe jak w Płocku są szansą na poszerzenie rynku dla sprzedawców gazu. Nowy blok płocki będzie zużywał rocznie 800 mln m sześc. gazu, a blok gazowy Grupy Orlen we Włocławku (CCGT o mocy 463 MWe), będzie zużywał 600 mln m sześc. Tylko blok w Płocku będzie więc potrzebował 4 procent rocznego zużycia gazu w Polsce. Wprowadzenie go do eksploatacji sprawi, iż Grupa Orlen stanie się największym konsumentem gazu w Polsce na poziomie 2,5 mld m sześć. Warto w tym kontekście wspomnieć, że do certyfikacji rynku mocy zgłoszono kilkadziesiąt projektów o łącznej mocy ponad 4 GW. To szansa na rynek zbytu dla gazu z kierunku północnego, a więc z tzw. Bramy Północnej. Po budowie Baltic Pipe (10 mld m sześc.) i rozbudowie terminalu LNG w Świnoujściu (7,5 mld m sześc.) z tego kierunku będzie można po 2022 roku importować gaz także na potrzeby elektroenergetyki.
