RZECZYWISTE MOśLIWOŚCI STABILIZACJI BEZPIECZEŃSTWA ELEKTROENERGETYCZNEGO KRAJU

Transkrypt

1 RZECZYWISTE MOśLIWOŚCI STABILIZACJI BEZPIECZEŃSTWA ELEKTROENERGETYCZNEGO KRAJU Autor: Prof. dr. hab. inŝ. Maciej Pawlik - Politechnika Łódzka, Instytut Elektroenergetyki ( Energetyka Cieplna i Zawodowa - nr 4/2008) Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju wymaga przede wszystkim pilnego inwestowania w nowe moce wytwórcze, szacowane na MW rocznie. Problemem jest przy tym nie tylko wielkość mocy, ale takŝe stosowane rodzaje paliw i technologie wytwórcze. Energia elektryczna jest dobrem, od którego współczesna cywilizacja jest uzaleŝniona w sposób nieodwracalny. Tak wiec zapotrzebowanie na nią będzie zawsze, a do tego wszystko wskazuje na to, ze będzie rosnąć i to zarówno w skali świata jak i w kraju. Z porównania zuŝycia energii elektrycznej na mieszkańca krajów UE wynika, Ŝe wyprzedzamy tylko trzy z nich, zajmując 24 miejsce. Potrzeba zmiany tej sytuacji jest bezdyskusyjna, bowiem na obecnym poziomie zuŝycia energii elektrycznej nasz rozwój cywilizacyjny nie będzie moŝliwy. Warto wspomnieć, Ŝe w Grecji, Hiszpanii czy Portugalii najmniej rozwiniętych krajach starej Unii, po ich przyjęciu do UE zuŝycie energii wzrastało blisko 4% rocznie, a przykładem niech będzie porównanie zmian w czasie zuŝycia energii elektrycznej w Hiszpanii i w Polsce (rys.1) TWh Hiszpania Polska rok Rys. 1. Zmiany zuŝycia energii elektrycznej w Hiszpanii i w Polsce W wielu wypowiedziach, debatach i publikacjach, bardziej lub mniej znani eksperci oceniają stan krajowej elektroenergetyki i zagroŝenia przed jakimi stoi ona wobec zaniedbań inwestycyjnych ostatnich kilkunastu lat i w obliczu rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną, przy radykalnych obostrzeniach odnośnie do ochrony środowiska a zwłaszcza klimatu. Często niestety nie są one oparte na choćby szacunkowych ocenach liczbowych, stąd dominuje w nich nastrój minorowy, a niekiedy nawet wręcz katastroficzny. Najkrócej rzecz ujmując, według róŝnych ocen, w tym takŝe oceny resortu gospodarki, bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju wymaga przede wszystkim pilnego inwestowania w nowe moce wytwórcze, szacowane na MW rocznie. Problemem jest przy tym nie tylko wielkość mocy, ale takŝe stosowane rodzaje paliw i technologie wytwórcze. Węgiel kamienny i brunatny nadal bazą krajowej elektroenergetyki Cechą charakterystyczną sektora wytwarzania energii elektrycznej jest infrastruktura techniczna o długim kilkudziesięcioletnim okresie Ŝycia, dlatego zmiany struktury paliwowej (tzw. energymix ) elektroenergetyki ulegały na przestrzeni lat bardzo powolnym zmianom w 1

2 czasie. I tak, na przestrzeni ostatnich 30 lat, a takŝe w dającej się przewidzieć przyszłości ok. 2/3 energii elektrycznej wytwarzanej w świecie i ponad 50% w Europie będzie pochodzić ze spalania paliw kopalnych: węgla, ropy i gazu. W Polsce jest to niezmiennie ok % i dotyczy głównie węgla kamiennego i brunatnego. Wobec rosnących ponad dotychczasowe wyobraŝenia cen ropy naftowej i gazu z jednej strony oraz bezpośredniego dostępu do rodzimych złóŝ węgla kamiennego i brunatnego z drugiej strony, w długookresowej polityce energetycznej Polski oba te paliwa będą istotnymi elementami bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju. Oczywiste i bezdyskusyjne jest przy tym zapewnienie naleŝytej troski o znaczący rozwój elektroenergetyki opartej o źródła energii odnawialnej a takŝe przekonywanie społeczeństwa do akceptacji inwestowania w nieodległej przyszłości w energetykę jądrową. Dość powszechne przekonanie, Ŝe w Polsce występują znaczne zasoby węgla kamiennego, wystarczające na wiele dziesiątków lat ich uŝytkowania trzeba jednak sprowadzić do moŝliwości ich realnego, a zwłaszcza efektywnego ekonomicznie wydobycia z kopalń głębinowych. Drugim po węglu kamiennym podstawowym paliwem dla krajowych elektrowni jest węgiel brunatny, którego Polska jest szóstym w świecie i czwartym w Europie producentem. Węgiel brunatny, jako relatywnie tani jest wykorzystywany do produkcji energii elektrycznej we wszystkich krajach, zasobnych w to paliwo. Uwzględniając zmniejszanie się w nadchodzących latach zdolności wydobywczych istniejących czterech kopalń odkrywkowych w Polsce niezbędne wydaje się udostępnienie nowych złóŝ (w pierwszej kolejności złoŝa Legnica) najpóźniej ok r. wraz z oddaniem w tym czasie pierwszego bloku energetycznego na tym paliwie. Pozwoli to na zwiększenie wydobycia węgla brunatnego w latach 40. tego wieku do poziomu ok. 120 mln ton rocznie i tym samym utrzymanie ok. 30% udziału tego paliwa w strukturze produkcji energii elektrycznej takŝe po roku Mając na uwadze powyŝsze, w przygotowywanej strategii rozwoju krajowej energetyki konieczne są zapisy gwarantujące ścisły i zrównowaŝony rozwój elektroenergetyki i górnictwa [8]. Węgiel, którego światowe zasoby są największe spośród wszystkich kopalnych nośników energii, a do tego rozmieszczone dość równomiernie, jest i będzie nadal podstawowym paliwem energetycznym, nie tylko w Polsce ale takŝe w świecie. Rosnące wymagania odnośnie do ochrony środowiska i klimatu powodują jednak, Ŝe w zakresie stosowania węgla jako surowca energetycznego oczekuje się znacznego postępu technologicznego w latach i przewiduje budowę kilkunastu bloków referencyjnych z wychwytywaniem CO 2. Wymagania te podnoszą, niestety, koszty wytwarzania energii, z drugiej jednak strony stymulują rozwój nowoczesnych technologii, zwłaszcza wobec przewidywanych mechanizmów wsparcia. Specyficzna struktura gospodarki paliwowo-energetycznej kraju skłania do podjęcia odpowiednio wcześnie energicznych działań, aby znaleźć się w czołówce krajów zdecydowanych implementować nowe technologie czystego węgla. Wykorzystanie potencjalnych korzyści wdroŝenia tych technologii wymaga współdziałania górnictwa, energetyki i chemii, przemysłu i nauki a takŝe rządu i samorządów we wspieraniu ich zastosowania i rozwoju. Realne moŝliwości odtwarzania i rozbudowy mocy wytwórczych Niezbędny przyrost nowych mocy z jednoczesnym ograniczaniem emisji CO 2 moŝna w polskich realiach, w najbliŝszych latach osiągnąć przede wszystkim dzięki budowie nowych bloków energetycznych w zaawansowanej technologii na parametry nadkrytyczne (w dalszym etapie ultra nadkrytyczne) i wycofywaniu z eksploatacji przestarzałych jednostek. Prosty rachunek wskazuje bowiem, Ŝe zastąpienie bloku o sprawności netto 35% nowym blokiem o sprawności 45 % skutkuje zmniejszeniem emisji CO 2 o 22%. 2

3 Jakie są więc realne moŝliwości sprostania tym wyzwaniom? Autor podjął poniŝej próbę liczbowego oszacowania tego problemu, przyjmując za punkt wyjścia przedstawiony na rys. 2 przebieg w czasie zmian mocy osiągalnej brutto krajowych elektrowni po uwzględnieniu niezbędnych odstawień przestarzałych jednostek oraz prognozowane zapotrzebowanie na moc do 2030 r., sporządzone przez ARE S.A. w 2007 r. dla PGE S.A.[1]. Dane te przyjęto jako wiarygodne, zgodnie bowiem z dość powszechnymi ocenami specjalistów, z jednej strony starzejące się elektrownie krajowe powodują ok. 2 %-owy spadek mocy osiągalnej kaŝdego roku, z drugiej zaś przyrost zapotrzebowania na nowe moce szacowany jest na ok. 3% rocznie (w wartościach bezwzględnych MW rocznie). Z wykresu na rys. 2 wynika, Ŝe nadwyŝka mocy osiągalnej kończy się w latach (mocy dyspozycyjnej zapewne 2-3 lata wcześniej), po których pojawia się luka generacyjna, osiągająca 6,5 GW w roku 2020, ok. 20 GW w 2025 r. i aŝ 25 GW w 2030 r. Te uwarunkowania a ponadto inne czynniki, jak: długi czas realizacji inwestycji, nieprzychylne stanowisko społeczeństwa do nowej infrastruktury elektroenergetycznej, wymagania ochrony środowiska (a zwłaszcza klimatu), czy ryzyko zmian kosztów budowy i cen energii elektrycznej, skłaniają w pierwszej kolejności do odtwarzania mocy wyeksploatowanych jednostek, bądź rozbudowy w dotychczasowych lokalizacjach (jak to miało juŝ miejsce w Sierszy, Turowie i Pątnowie, a jest dziś realizowane w Łagiszy i Bełchatowie). Istniejąca w takich elektrowniach infrastruktura wymusza zresztą budowę bloków energetycznych duŝej mocy, w zaawansowanej technologii węglowej na parametry nadkrytyczne, w dalszej kolejności ultra nadkrytyczne i w technologii CCS (Carbon Capture & Storage) z wychwytywaniem i składowaniem CO Po Pzap rok Rys. 2. Moc osiągalna P o brutto krajowych źródeł energii elektrycznej po odstawieniach oraz prognoza zapotrzebowania na moc P zap do 2030 roku, wg ARE S.A.[1] Ocenę realnych moŝliwości sprostania wyzwaniom przed jakimi stoi krajowy sektor wytwórczy energii elektrycznej, chcąc w nadchodzących latach stabilizować bezpieczeństwo elektroenergetyczne, autor przeprowadził poniŝej wykorzystując liczne informacje i doniesienia przedstawicieli koncernów i grup energetycznych faktycznych i potencjalnych inwestorów, składane w ciągu ostatniego roku na róŝnych forach i przekazywane róŝnym mediom. Autor ma przy tym świadomość, Ŝe poza przedsięwzięciami juŝ realizowanymi - występuje tu problem wiarygodności tych deklaracji. 3

4 W tabeli 1 zestawiono zapowiedzi i deklaracje krajowych i zagranicznych podmiotów, działających w sektorze elektroenergetyki. Tablica nie uwzględnia źródeł energii odnawialnej (wiatr, biomasa, biogaz, itp.) oraz źródeł rozproszonych małej mocy (np. mikro- i mini kogeneracji na gazie). NaleŜy mieć nadzieję na dynamiczny rozwój tych źródeł, zwłaszcza energetyki wiatrowej i szeroko pojętej agroenergetyki, jednak wobec przybliŝonych szacunków mocy analizowanych wyŝej bloków energetycznych duŝej mocy, ich wpływ na bilans mocy zapewne pozytywny nie będzie bardzo istotny. Tabela 1. WaŜniejsze inwestycje planowane w sektorze wytwórczym energii elektrycznej w Polsce Podmiot Inwestycja Moc/Uwagi Termin oddania do eksploatacji PAK Pątnów 2 blok 460 MW Oddany do eksploatacji PKE Łagisza blok 460 MW W budowie 2009 BOT Bełchatów blok 858 MW W budowie 2010 BOT Opole 5 blok 800 MW BOT Opole 6 blok 800 MW Electrabel b.d. 460 MW Vattenfall Siekierki, kogeneracja 480 MW ČEZ Skawina 2x500 lub 1000 MW Electrabel b.d. (ew. Gdańsk) 800 MW RWE +Komp.Węgl. Teren Kopalni Piast 800 MW ENEA Kozienice 1000 MW ENERGA Ostrołęka 1000 MW Ignalina Import z Litwy 1000 MW EdF b.d. (ew. Rybnik) MW PGE Turów MW Ok Kopalnia Bogdanka El. Wschód MW Ok BOT (RWE+PGNiG) Dolna Odra (inna lokalizacja) 2x400 MW gazowoparowe Do 2020 PKE Blachownia + Halemba Ok. 600 MW Do 2020 PKE b.d. Ok MW Do 2020 Vattenfall b.d. 2 x 800 MW Do 2020 PGE El. Jądrowa 2 x 1600 MW ENERGA Ostrołęka MW 2025 n.n. PilotaŜowe CCS 2 x 100 MW (?) Do 2015 Autor ma pełną świadomość, Ŝe od deklaracji na uŝytek mediów, do konkretnych wiąŝących decyzji jest często daleka droga, dlatego przyjmując dane z tablicy 1 uwzględnił (arbitralnie) prawdopodobne poślizgi w realizacji zapowiadanych inwestycji. Pozwoliło to na sporządzenie wykresu (rys.3) przewidywanych przyrostów nowych mocy na tle oczekiwanej luki generacyjnej, tj. róŝnicy między prognozowanym zapotrzebowaniem na moc a mocą osiągalną po odstawieniach (z rys.2). Otrzymane wyniki są zaskakująco optymistyczne, bowiem do roku 2020 utrzymuje się wyraźna nadwyŝka mocy osiągalnej nad zapotrzebowaniem. Jest to wniosek skrajnie optymistyczny w odniesieniu choćby do alarmistycznego Raportu firmy Money.pl [10] z lipca 2008 r., optymizm jest jednak potrzebny i moŝe być pomocny w realizacji ambitnych zamierzeń. Brak na dziś zapowiedzi inwestycyjnych w okresie (poza Ostrołęką 2 i blokami jądrowymi) nie pozwala na choćby szacunkową ocenę rozwoju sektora wytwarzania energii elektrycznej w tym okresie, jest to jednak czas na tyle odległy, aby dziś nie napawał jeszcze wielką troską. 4

5 Gdyby udało się zrealizować zapowiedziane wyŝej inwestycje i zainstalować do 2020r. ok. 14,2 GW nowych mocy, to radykalnej poprawie ulegnie średnia sprawność wytwarzania energii elektrycznej w KSE, a tym samym ograniczenie emisji CO 2. W tych nowych źródłach moŝna będzie wytworzyć ok. 90 TWh energii elektrycznej, tj. ok. 45% zapotrzebowanej w 2020 r. (ok. 204 TWh). Czy uda się osiągnąć zamierzone cele? Niewątpliwie naleŝy dołoŝyć starań aby zachęcić potencjalnych inwestorów do skutecznej realizacji zapowiadanych przedsięwzięć i jest tu pole do popisu dla szerokiego wachlarza instytucji państwowych i prywatnych GW Luka gener. Nowe inw rok Rys. 3. Przyrosty mocy planowanych nowych bloków energetycznych na tle oczekiwanej luki generacyjnej w KSE Trzeba mieć świadomość barier, z których najwaŝniejsze to bariery finansowe i wykonawczo-wyposaŝeniowe. Jeszcze przed dwoma laty szacowano jednostkowe nakłady inwestycyjne na poziomie 1,0-1,1 mln euro/mw, dziś jest to koszt rzędu 1,5-1,6 mln euro/mw. Zainstalowanie wiec ok. 14 GW nowych mocy do 2020 r. pochłonie ok. 22 mld euro, czyli ok.70 mld zł w ciągu 12 lat. Niewątpliwie skonsolidowanie pionowo czterech krajowych grup energetycznych zwiększyło moŝliwości inwestycyjne. Poza środkami własnymi, przeznaczeniem zysku na inwestycje, pewne środki finansowe (choć dalece niewystarczające) przyniesie teŝ upublicznienie grup energetycznych na giełdzie. Pozostałe niezbędne środki to kredyty bankowe, przy czym bez zabezpieczenia kontraktami długoterminowymi finansowanie z kredytów bankowych musi zakładać ryzyko rynkowe. W opinii przedstawicieli banków przedsiębiorstwa energetyczne są poŝądanymi klientami, bowiem duŝe przedsięwzięcia wymagają duŝych nakładów finansowych, podnoszą jednak prestiŝ kredytodawców. Pomocne mogą być tu trudne, ale zakończone sukcesem projekty finansowania inwestycji w Pątnowie, Łagiszy a zwłaszcza w Bełchatowie. Słyszy się niekiedy nawet ubolewania banków nad tym, Ŝe nie ma w tej chwili w energetyce ani jednego projektu w tak zaawansowanej fazie, aby moŝna było rozmawiać o finansowaniu [5]. Druga barierą inwestycyjną jest sytuacja na rynku urządzeń dla energetyki, który po wieloletnim okresie zastoju jest dziś rynkiem dostawców, bowiem popyt w ostatnim okresie znacznie przewyŝsza podaŝ. Z informacji prezesa J. Radulskiego dla CIRE, firma ALSTOM odnotowała w porównaniu z poprzednim okresem ok. 21% wzrost zamówień i 37% wzrost sprzedaŝy urządzeń w sektorze Power Systems. Podobna sytuacja jest obserwowana takŝe w koncernach Siemens, Mitsui czy Hitachi. 5

6 Zdając sobie sprawę z trudności finansowania i wykonawstwa nowych bloków energetycznych, Ministerstwo Gospodarki wydało w maju br. rozporządzenie w sprawie przetargu na budowę mocy wytwórczych energii elektrycznej. Inny mechanizm przewiduje Prawo Energetyczne, które umoŝliwia rozpisanie przez prezesa URE przetargu na budowę nowych mocy wytwórczych. Warto tu wspomnieć, Ŝe problemem moŝe być takŝe kontraktowanie i wykonanie dostaw węgla kamiennego do elektrowni. Według opinii prezesa Vattenfall Heat Poland, Pawła Smolenia kopalniom moŝe się opłacać niedostarczenie węgla do elektrowni, zakontraktowanego po niŝszej cenie krajowej, zapłacenie kary i sprzedanie go droŝej za granicą. Podsumowanie PrzybliŜona, szacunkowa analiza moŝliwości i zamierzeń inwestycyjnym w krajowym sektorze wytwarzania energii elektrycznej w nadchodzących latach prowadzi do dość optymistycznego wniosku o realnej moŝliwości stabilizacji bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju, rozumianego jako zapewnienie wymaganej nadwyŝki mocy źródeł w stosunku do rosnącego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną. Mając oczywiście świadomość zagroŝeń, istotne jest tworzenie sprzyjających warunków dla realizacji wyszczególnionych wyŝej zamierzeń inwestycyjnych. Literatura 1. Duda M.: Konieczność rozwoju energetyki jądrowej w Polsce. Energia Elektryczna 2008, nr 5, s Kwinta W.: Inwestycje tkwią w blokach. Energia i Przemysł 2007, nr Majchrzak H. Musimy produkować taniej. BMP Energetyka Cieplna i Zawodowa 2008, nr 2, s Pawlik M.: Krajowy sektor wytwórczy energii elektrycznej stan aktualny i wyzwania. Mat. VIII Konferencji N_T Elektrownie Cieplne, Bełchatów/Słok, , s Rajczyk K.: O inwestycjach tylko się mówi Energia Gigawat 2008, nr 6 6. Bieliński M.: Nowość za 1,6 mld euro. BMP Energetyka Cieplna i Zawodowa 2008, nr 3, s Strona internetowa 8. Gabryś H.: Analiza bezpieczeństwa energetycznego z punktu widzenia zabezpieczenia wytwórców energii w węgiel kamienny i brunatny. BMP Energetyka Cieplna i Zawodowa 2008, nr 3, s Kurp J.: PKE buduje. BMP Energetyka Cieplna i Zawodowa 2007, nr 6, s Droździel A.: Za 12 lat w Polsce zabraknie prądu. Raport Money.pl, Wrocław Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju zapewnić moŝe tzw. energymix, obejmujący, poza wspomnianymi duŝymi elektrowniami węglowymi i rozproszonymi źródłami energii, takŝe pewien udział elektrowni gazowych i gazowo-parowych (ze względów regulacyjnych systemu), a takŝe elektrowni jądrowych (nie emitujących CO 2 i stabilizujących w dłuŝszym okresie ceny energii elektrycznej). 6