ELEKTROWNIE GAZOWE SZANSĄ POPRAWY BEZPIECZEŃSTWA ELEKTROENERGETYCZNEGO POLSKI Autor: Waldemar Kamrat ( Rynek Energii 8/2009) Słowa kluczowe: elektrownie gazowe, regulacyjne usługi systemowe,bezpieczeństwo elektroenergetyczne Streszczenie. Przedstawiono ogólną ocenę stanu istniejącego i dylematy rozwoju krajowej elektroenergetyki w okresie do 2030 roku. Zwięźle opisano wybrane problemy wyboru technologii ze szczególnym uwzględnieniem gazowych technologii wytwarzania energii i ich wpływu na usługi regulacyjne. 1. WPROWADZENIE Gazownictwo jako strategiczny sektor dla bezpieczeństwa państwa wywiera znaczący wpływ na rozwój krajowej gospodarki, stymulując jej efektywne funkcjonowanie oraz tworząc racjonalne podstawy gospodarcze całego systemu państwowego [3]. Przed gazownictwem stoją ambitne wyzwania - rozwój sektora winien bardziej uwzględniać otoczenie prawno-polityczne (w sensie polityki gospodarczej), uwarunkowania ekonomiki i ekologii, uwarunkowania społeczne przy pełnej realizacji zasad zrównowaŝonego rozwoju, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju i postępu cywilizacyjnego. W warunkach polskiej transformacji ustrojowej i gospodarczej istotne stają się zarówno instytucjonalizacja, jak i sposoby zarządzania bezpieczeństwem energetycznym. Są one pochodną [9]: - cech ustrojowo - systemowych, co oznacza podział odpowiedzialności za bezpieczeństwo energetyczne, w ujęciu podmiotowym, między administrację publiczną (rządową oraz samorządową) i operatorów energetycznych systemów sieciowych: zdefiniowanie jej zakresu oraz przyporządkowanie im mechanizmów i narzędzi realizacji, - sytuacji dziedzin gospodarki energetycznej (ujęcie przedmiotowe), - czynnika czasu (czasu reakcji i czasu działania: bezpieczeństwo sekundowe, krótkoterminowe, długoterminowe), właściwego zarówno dla danego podmiotu, jak i przedmiotu zarządzania. Odpowiedzialność administracji wiąŝe się raczej z bezpieczeństwem utoŝsamianym z okresem czasu, zaś bezpieczeństwo sekundowe z funkcjonowaniem operatorów: systemu przesyłowego, systemów dystrybucyjnych. W szczególności dotyczy to zagadnień moŝliwości zastosowania perspektywicznych technologii wytwórczych (w aspekcie wpływu źródeł rozproszonych na usługi regulacyjne) oraz nowego spojrzenia na problematykę zarządzania usługami regulacyjnymi w warunkach rynkowych. Mechanizmy i narzędzia zapewnienia bezpieczeństwa elektroenergetycznego w warunkach rynkowych zostały zasygnalizowane m.in. w pracach [1,2], wykonanych w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Odpowiedzialność za bezpieczeństwo energetyczne wymaga rozpoznania i uwzględniania charakterystycznych cech podsektorów energii, stopnia ich zaawansowania w rynkowej restrukturyzacji, niezbędności i mobilności zasobów krajowych z punktu widzenia struktury paliw pierwotnych, a takŝe ich podatności na innowacje i znaczący postęp technologiczny i techniczny w niezbyt odległej perspektywie czasowej [4,8]. W powyŝszych działaniach szczególną rolę będzie odgrywać zapewnienie moŝliwości świadczenia regulacyjnych usług systemowych przez elektrownie gazowe. W okresie ostatnich lat moŝna zaobserwować występowanie róŝnorodnych poglądów, sprzecznych ze sobą, odnośnie do wizji rozwoju elektroenergetyki. Poglądy te mieszczą się w przestrzeni pomiędzy wizjonerską innowacyjną strategią rozwoju i wywaŝoną strategią kontynuacji. W celu odstrojenia się od kontekstu polityki i uniknięcia jałowych dyskusji przedstawiono poniŝej ogólną ocenę stanu istniejącego i perspektyw oraz moŝliwości rozwoju krajowej elektroenergetyki w okresie do 2030 roku, obejmującą aspekty techniki i ekonomii w aktualnych uwarunkowaniach formalno-prawnych w Polsce ze szczególnym uwzględnieniem nowoczesnych technologii wytwarzania energii i ich wpływu na usługi regulacyjne.
2. ROZWÓJ KRAJOWEJ ELEKTROENERGETYKI W WARUNKACH RYNKOWYCH 2.1. Ogólna charakterystyka bazy paliwowej dla krajowej elektroenergetyki [7] Krajowa energetyka charakteryzuje się specyficzną, w porównaniu z krajami Unii Europejskiej, strukturą uŝytkowanych paliw z dominacją bloków spalających węgiel kamienny i brunatny (por. tabela 1). Nośnik energii pierwotnej RównowaŜnik energetyczny Tabela 1 Zasoby energii pierwotnej w Polsce wg WEC [7,8] Ilość Zasoby energii jednostki naturalne EJ % Węgiel kamienny Węgiel brunatny Ropa naftowa Gaz ziemny 25,5 MJ/kg 7,5 MJ/kg 42,0 MJ/kg 25,6 MJ/m 3 14 10 9 t 2 10 9 t 14 10 6 t 122 10 9 m 3 357 15 0,6 3,1 95,0 4,0 0,2 0,8 94,0 3,9 0,2 0,8 Razem paliwa organiczne x x 376 100,0 98,9 Energia wodna 9,3 MJ/kWh 14 TWh/a 4 x 1,1 Na rys.1 przedstawiono krajową strukturę energii pierwotnej w relacji do Unii Europejskiej. Rys. 1. Struktura energii pierwotnej [7] Istniejące prognozy wymagają modyfikacji ze względu na konieczność zapewnienia bezpieczeństwa dostaw paliw i uzasadniają dąŝenie przedsiębiorstw energetycznych do dywersyfikacji technologicznej
i przebudowywania strategii na najbliŝsze lata. Przegląd transakcji kapitałowych w światowej branŝy energetycznej wskazuje, Ŝe firmy energetyczne traktują ceny gazu i ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla jako waŝne czynniki ustalania swoich polityk inwestycyjnych [7]. Szczególnego potraktowania w aspekcie perspektyw rozwoju energetyki wymaga energetyka jądrowa i gazowa. W analizach rozwoju moŝna i trzeba rozwaŝać moŝliwość budowy elektrowni jądrowych w Polsce, z uwagi na przewidywane rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną w perspektywie kilku/kilkunastu lat. Istniejące kompromisowe scenariusze zapotrzebowania na energię elektryczną wskazują, Ŝe w roku 2030 zapotrzebowanie będzie wynosić około 240 TWh, co oznacza potrzebę budowy nowych mocy wytwórczych. W odniesieniu do energetyki gazowej naleŝy zaakcentować celowość budowy mocy wytwórczych do celów regulacyjnych. Zatem pojawi się konieczność budowy co najmniej 10 GW w elektrowniach jądrowych i 6 GW w elektrowniach gazowych ( por. rys.2) [6,8]. 25000 20000 15000 [MW] 10000 5000 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 węgiel kamienny węgiel brunatny gaz ziemny jądrowe śródło ARE: Określenie optymalnego zakresu i tempa rozwoju energetyki atomowej w Polsce,2006r. Rys. 2. Nowe moce wytwórcze elektrowni dla referencyjnych warunków rozwoju[7] Według zaleceń Unii Europejskiej, udział jednego paliwa dostarczanego z jednego kierunku nie powinien przekraczać 30 %. JednakŜe, ze względu na dominację paliw stałych ze źródeł krajowych, zakłada się tylko stopniową dywersyfikację, polegającą na zwiększaniu udziału gazu ziemnego w strukturze paliw zuŝywanych przez energetykę. Jest to ogólnie zbieŝne z przyjętą zasadą zmniejszenia udziału paliw stałych na rzecz paliw gazowych [3,7]. W warunkach znacznej dynamiki dokonującego się postępu technicznego i technologicznego oraz globalnego wzrostu kosztów pozyskania gazu (i powiązanego z tym wzrostu kosztów pozyskania ropy naftowej), dotychczasowe prognozowanie rozwoju gospodarki, w tym szczególnie energetyki (w oparciu o poglądy dotyczące zuŝycia paliw oraz nośników energii) formułowane w końcu ubiegłego stulecia moŝe okazać się w perspektywie najbliŝszych lat całkowicie nietrafne. Łatwo zauwaŝyć ( na podstawie porównania struktury bazy paliwowej dla źródeł energii w Polsce i w Unii Europejskiej) róŝniące się opcje programowe rozwoju. O ile w Polsce gaz odgrywa rolę wspomagającą to w UE sytuacja zmierza w innym kierunku, poniewaŝ rynek gazowy krajów członkowskich Unii Europejskiej rozwija się bardzo dynamicznie. Świadczy o tym fakt, iŝ zuŝycie gazu ziemnego w krajach Unii Europejskiej rośnie systematycznie od początku lat 60. Obecnie państwa UE zaspokajają poprzez import 2/3 swych potrzeb na paliwa, zaś udział gazu w zuŝyciu paliw wynosi ok. 25% (prognozy Komisji Europejskiej mówią o blisko 70% udziale w roku 2020). Ten trend spowodowany jest coraz większym zapotrzebowaniem sektora elektroenergetycznego na paliwa gazowe, gdzie są one coraz szerzej wykorzystywane w produkcji energii [3]. Struktura wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, która się ustabilizowała w dekadzie lat dziewięćdziesiątych ubiegłego wieku, charakteryzuje się przede wszystkim dominującą rolą elektrowni cieplnych zawodowych na paliwa stałe, tj. węgiel kamienny i brunatny, których łączny udział w energii wytwarzanej brutto w elektrowniach krajowych wynosi obecnie ok. 92%, w tym elektrowni na węgiel kamienny ok. 58%, a elektrowni na węgiel brunatny ok. 34%. Udział elektrowni (elektrociepłowni) przemysłowych jest stosunkowo niewielki, bo wynosi tylko ok. 5%, i wykazuje tendencję malejącą[7]. Energia elektryczna, wytwarzana w elektrowniach wodnych, stanowi obecnie zaledwie niecałe 3% energii pochodzącej z elektrowni krajowych, przy czym mniej więcej połowa tej energii jest wytwarzana z wody dopompowanej, czyli w elektrowniach szczytowo-pompowych, które jedynie przetwarzają energię wytworzoną uprzednio w innych elektrowniach, głównie węglowych. Udział energii pochodzącej z naturalnego dopływu wody w elektrowniach wodnych jest więc jeszcze o połowę mniejszy( wynosi tylko ok. 1,5%), natomiast w ostatnich latach pojawiły się natomiast inne, nowe źródła energii odnawialnej, tj. elektrownie wiatrowe i biogazowe, mające szansę rozwoju szczególnie w skali lokalnej[7].
PowyŜsza struktura źródeł wytwarzania energii elektrycznej w Polsce wynika z historii rozwoju elektroenergetyki w latach 1946-1988 w warunkach gospodarki centralnie sterowanej. Dominujący udział elektrowni cieplnych, spalających ogromne ilości węgla kamiennego i brunatnego, wiąŝe się oczywiście z istotnym negatywnym efektem ekologicznym, polegającym na występowaniu emisji duŝych ilości zanieczyszczeń do atmosfery, w tym głównie SO 2, NO x i pyłów, a takŝe emisji CO 2. Mimo znacznych postępów w zakresie odsiarczania i odpylania spalin elektrownie węglowe nadal emitują do atmosfery duŝe ilości zanieczyszczeń, przede wszystkim zaś wydzielają dwutlenek węgla, którego ze spalin usunąć nie moŝna, a który jest prawdopodobnie jedną z istotnych przyczyn zmian klimatycznych na świecie[7]. 2.2. Ogólna charakterystyka krajowego potencjału wytwórczego [10] Aktualnie zainstalowana moc elektryczna w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym ( KSE) wynosi 35306 MW (moc osiągalna 35168 MW).Jest to głównie moc zainstalowana w elektrowniach - 27507 MW i w elektrociepłowniach - 8073 MW [10]. Moce elektryczne krajowych źródeł wytwórczych zestawiono w tabeli2. Rodzaj źródeł wytwórczych Tabela 2 Moce elektryczne źródeł wytwórczych w Polsce [10] Moc zainstalowana [MW] Moc osiągalna [MW] ELEKTROWNIE - parowe opalane węglem kamiennym - parowe opalane węglem brunatnym - wodne przepływowe - wodne szczytowo-pompowe - wiatrowe - biogazowe Razem elektrownie 15697 9040 854 1330 307 9 27237 15888 9043 852 1406 307 9 27505 ELEKTROCIEPŁOWNIE - parowe zawodowe - parowe przemysłowe - gazowo-parowe - gazowe z turbinami gazowymi w obiegu prostym - gazowe z silnikami gazowymi opalane gazem ziemnym - gazowe silnikami gazowymi opalane biogazem Razem elektrociepłownie 5004 2225 745 51 32 12 8069 4804 2008 756 51 32 12 7663 Ogółem elektrownie i elektrociepłownie 35306 35168 W grupie elektrowni największą populację jednostek wytwórczych stanowi 88 kondensacyjnych bloków parowych opalanych węglem kamiennym w 15 elektrowniach o łącznej mocy zainstalowanej 15697 MW, w których znaczna część tj.33 bloki są wyposaŝonę w człony ciepłownicze, pozwalające na pracę kondensacyjnociepłowniczą przede wszystkim w sezonie grzewczym z maksymalną mocą cieplną w skojarzeniu, wynoszącą 2420 MW [10]. Struktura mocowa tej grupy przedstawia się następująco: 2 bloki o mocy jednostkowej odpowiednio 560 MW i 535 MW, 4 bloki o mocy 370 MW, 45 bloków o mocy 220 MW, 2 bloki o mocy 153 MW, 14 bloków o mocy 120 MW, 4 bloki o mocy 110 MW, 2 bloki o mocy 70 MW i 15 bloków o mocach (40-60 )MW. Wszystkie bloki o mocy jednostkowej powyŝej 110 MW są wyposaŝone zarówno w układy w regeneracyjnego podgrzewania wody zasilającej jak i międzystopniowego podgrzewania pary[10]. Zdecydowana większość (ok. 80%) bloków o mocach jednostkowych 200 MW w latach 1992-2007 była poddana modernizacji (pozostałe będą poddane w najbliŝszych latach) zarówno kotłów jak i turbozespołów, która spowodowała podwyŝszenie ich jednostkowej mocy do poziomu 220 MW i podwyŝszenie sprawności wytwarzania energii elektrycznej brutto do około 40%. Modernizacji zwiększającej ich moc znamionową do 370 MW były poddane równieŝ bloki o mocy 360 MW. W opinii B. Zaporowskiego, biorąc pod uwagę maksymalny czas pracy poszczególnych bloków (do ok. 250000 godzin), moŝna załoŝyć, Ŝe obecnie pracujące bloki z tej grupy będą stanowiły moc osiągalną w KSE w następującej wysokości: około 12 500 MW w roku 2020, około 8 200 MW w roku 2025 i około 4 200 MW w roku 2030 [10].
Znaczącą pod względem mocy grupę bloków energetycznych w elektrowniach stanowi 39 bloków parowych opalanych węglem brunatnym zgrupowanych w 5 elektrowniach o łącznej mocy zainstalowanej 9040 MW, z których 14 obiektów jest wyposaŝonych w człony ciepłownicze, pozwalające na ich pracę kondensacyjnociepłowniczą z maksymalną mocą cieplną w skojarzeniu wynoszącą 927 MW. PowyŜszą grupę stanowią: 1 blok na parametry nadkrytyczne o mocy 464 MW, 12 bloków o mocy 370 MW, 15 bloków o mocach od 200 MW do 261 MW, 5 bloków o mocy 120 MW i 6 bloków o mocach (28-60 )MW. Według pracy [10] udział bloków z tej grupy w mocy osiągalnej w KSE moŝna prognozować następująco: około 8000 MW w roku 2020, około 5200 MW w roku 2025 i około 2500 MW w roku 2030. W odniesieniu do skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła moŝna uznać, Ŝe potencjał urządzeń wytwórczych jest duŝy, gdyŝ sumaryczna zainstalowana moc elektryczna w elektrociepłowniach wynosi ponad 8 000 MW, co stanowi blisko 24% elektrycznej mocy zainstalowanej w KSE, przy czym największy potencjał produkcyjny istnieje w parowych elektrociepłowniach zawodowych. W tej grupie elektrociepłowni pracują 123 ciepłownicze bloki parowe o łącznej elektrycznej mocy zainstalowanej 5004 MW. Są to przewaŝnie jednostki wytwórcze o jednostkowych mocach elektrycznych od 4 MW do 135 MW, przy czym wśród nich jest 75 bloków z turbinami parowymi upustowo-przeciwpręŝnymi o łącznej elektrycznej mocy zainstalowanej 2780 MW oraz 48 bloków z turbinami parowymi upustowo-kondensacyjnymi o łącznej elektrycznej mocy zainstalowanej 2220 MW. Wśród 123 parowych bloków ciepłowniczych pracujących w elektrociepłowniach zawodowych tylko 5 jednostek posiada międzystopniowe przegrzewanie pary [10]. Kolejną bardzo liczną grupę parowych bloków ciepłowniczych stanowią bloki pracujące w elektrociepłowniach przemysłowych, gdzie pracuje ponad 250 bloków ciepłowniczych, w tym ponad 150 o jednostkowych mocach elektrycznych poniŝej 10 MW. Największy blok ciepłowniczy pracujący w elektrociepłowni przemysłowej posiada zainstalowaną moc elektryczną 70 MW i jest blokiem upustowo-kondensacyjnym. Wśród ciepłowniczych bloków parowych pracujących w elektrociepłowniach przemysłowych 215 obiektów to bloki z turbinami przeciwpręŝnymi (upustowo-przeciwpręŝnymi), a tylko 35 - to bloki z turbinami upustowokondensacyjnymi. Z powyŝszych względów udział parowych bloków ciepłowniczych, pracujących w elektrociepłowniach przemysłowych w mocy dyspozycyjnej KSE w okresie letnim jest powaŝnie ograniczony [10]. Znaczący i nowoczesny element w polskich elektrociepłowniach stanowią ciepłownicze bloki gazowoparowe o sumarycznej zainstalowanej mocy elektrycznej 745 MW, uruchomione w latach 1999-2005 w sześciu elektrociepłowniach. Interesującą grupę bloków ciepłowniczych stanowi 10 bloków gazowych z turbinami gazowymi pracującymi w obiegu prostym, pracujących w 8 elektrociepłowniach. Ich jednostkowa moc elektryczna wynosi od 1,4 MW do 7,3 MW, a sumaryczna moc zainstalowana 51 MW [10]. W większości przypadków pracują one w systemach ciepłowniczych energetyki komunalnej, w zakresie pokrywania obciąŝeń cieplnych ciepłej wody uŝytkowej, co zapewnia im wymagany dla uzyskania efektywności ekonomicznej czas wykorzystania mocy zainstalowanej powyŝej 6000 godzin rocznie. W energetyce w skali lokalnej pracują bloki z silnikami gazowymi opalane gazem ziemnym lub gazem z odmetanowania kopalń przy czym jednostkowa moc tych bloków (ponad 40 jednostek) wynosi od 60 kw do 3,2 MW. Do tej grupy moŝna zaliczyć równieŝ bloki z silnikami gazowymi opalane biogazem, instalowane dotychczas najczęściej w oczyszczalniach ścieków. Największa moc jednostkowa tego typu bloku w Polsce wynosi 970 kw, a łączna moc zainstalowana(25 jednostek) to ok. 12 MW [10]. 2.3. Konkurencja w obszarze paliw i technologii energetycznych Najnowsze analizy trendów strategii transakcyjnych na światowych rynkach energetycznych wskazują, Ŝe gaz ziemny, który jeszcze niedawno był wskazywany jako główne paliwo XXI wieku, ze względu na drastyczne podwyŝki jego ceny, nie jest obecnie paliwem tak atrakcyjnym. W zamian rośnie zainteresowanie energią jądrową, czystymi technologiami węglowymi oraz odnawialnymi źródłami energii. Te alternatywne dla gazu technologie miały dotychczas mniejsze znaczenie. Podobnie, względy zapewnienia bezpieczeństwa dostaw paliw, zwłaszcza w Europie, uzasadniają dąŝenie przedsiębiorstw energetycznych do dywersyfikacji technologicznej i przebudowywania strategii na najbliŝsze lata. Przegląd transakcji kapitałowych w światowej branŝy energetycznej wskazuje, Ŝe firmy energetyczne traktują ceny gazu i ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla jako waŝne czynniki ustalania swoich polityk inwestycyjnych [3]. Jak widać, po dość stabilnym okresie pierwszej połowy lat 90., pod koniec ubiegłego wieku nastąpił skokowy, ok. 2-krotny wzrost liczby oddawanych jednostek przy oszałamiającym wręcz tempie (blisko 3-krotnym) wzrostu mocy instalowanych elektrowni z
turbinami na gaz ziemny. Szczególnie znaczący był skokowy przyrost mocy w duŝych i bardzo duŝych jednostkach (powyŝej 100 MW), instalowanych w największych elektrociepłowniach gazowo-parowych [3]. Tak ogromny przyrost mocy w nowych układach technicznych nie byłby moŝliwy bez istotnego zwiększenia dostępu do zasobów gazu ziemnego jako paliwa energetycznego. Błyskawicznie sprawdzał się scenariusz WEC, według którego udział gazu ziemnego w pokrywaniu zapotrzebowania na energię pierwotną będzie gwałtownie wzrastał z poziomu kilkunastu do ponad 20 procent głównie kosztem ograniczania zuŝycia węgla i ropy naftowej [3]. Po roku 2001 ten gwałtowny trend przyrostu instalowanych w energetyce turbin gazowych i ich mocy produkcyjnych został jednak gwałtownie zahamowany, ze spadkiem do poziomu ok. 700 kontraktów i ok. 30-40 GW oddawanych rocznie turbin gazowych. Istotnym czynnikiem wzrostu konkurencji w tym zakresie jest niewątpliwie zmniejszająca się dostępność i wysoka cena gazu ziemnego oraz przesunięcie zainteresowania inwestorów w kierunku tańszych zasobów węgla i dywersyfikacji wykorzystywanych zasobów energii pierwotnej. Co ciekawe, analizy wskazują na utrzymywanie się, a nawet wzrost liczby instalowanych silników i turbin gazowych małych mocy (500-1000 kw), co oznacza utrzymujące się zainteresowanie sektora rozwiązaniami z zakresu energetyki rozproszonej (znacząca część urządzeń z tej grupy moŝe wykorzystywać alternatywne paliwa gazowe, np. biogaz) [3]. Szczególnego potraktowania w aspekcie rozwoju energetyki wymaga energetyka jądrowa. W analizach rozwoju moŝna rozwaŝać moŝliwość budowy elektrowni jądrowych w Polsce, a takŝe wariant z zablokowaną opcją energetyki jądrowej, poniewaŝ nie ma pewności, iŝ społeczna niechęć do energetyki jądrowej zaniknie w wyniku prowadzonej akcji propagandowo-oświatowej. Z kolei w zakresie technologii wykorzystujących zasoby odnawialne, dąŝenie do stosowania zasady rozwoju zrównowaŝonego moŝe spowodować istotne zainteresowania ich wdroŝeniem, a w szczególności zasobów energii solarnej, wiatrowej, geotermalnej, wodnej i biomasy. W skali systemowej jedynie hydroenergetyka od wielu lat jest technologią liczącą się w bilansie wytwarzanej energii elektrycznej. Polski potencjał techniczny wykorzystania źródeł energii odnawialnych szacuje się na ok. 14 % obecnego zuŝycia energii pierwotnej, przy czym aktualny udział energii odnawialnej w bilansie paliwowym wynosi ok. 4 % [3]. Lista wykorzystywanych i rozwaŝanych technologii obejmuje w szerszych zastosowaniach następujące technologie do produkcji energii elektrycznej: - małe elektrownie wodne, - fotowoltaika, - solarne technologie wysokotemperaturowe, - elektrownie wiatrowe, - technologie wykorzystujące biomasę, - elektrownie geotermalne. Uwzględnienie wśród tych ekologicznych technologii takŝe technologii jądrowych naleŝy traktować bardzo rozwaŝnie. Chodzi mianowicie o potraktowanie technologii jądrowych w aspekcie produkcji energii elektrycznej bez zanieczyszczeń powietrza. Dlatego przypisany takim źródłom poziom mocy i produkcji energii to obszar do zagospodarowania takŝe przez odnawialne źródła energii lub technologie tradycyjne (oparte na węglu lub gazie), które po zastosowaniu nowych rozwiązań technicznych i technologicznych, mimo wzrostu potencjału wytwórczego, nie zwiększą emisji (w szczególności SO2 i CO2) ponad limity przyjęte w prognozach[3,7]. 3. ENERGETYKA GAZOWA vs REGULACYJNE USŁUGI SYSTEMOWE Na przestrzeni ostatnich kilkunastu lat powstało stosunkowo niewiele opracowań kompleksowych o tematyce wykorzystania gazu do celów energetycznych uwzględniających pełny rachunek ekonomiczny (koszty wewnętrzne i zewnętrzne) i aspekty środowiskowe. Jest to zagadnienie, którego złoŝoność wynika głównie z wieloaspektowej natury problemów decyzyjnych i trudności w ich ekonometrycznym modelowaniu. Badania nad problematyką racjonalizacji bazy paliwowej w zakresie właściwego doboru nośników i wpływu
unowocześniania energetyki na inne segmenty gospodarki zarówno w kraju jak i zagranicą są juŝ prowadzone od pewnego czasu. Ich wyniki mimo, Ŝe opracowano wiele metod i procedur nie dają się w sposób prosty zastosować bezpośrednio w praktyce gospodarczej. Analizując rozmieszczenie krajowych elektrowni systemowych, moŝna zauwaŝyć, iŝ większość mocy zainstalowanych w polskim systemie elektroenergetycznym skupiona jest na południu oraz w centralnej części kraju (pokazane na rys.3 poniŝej pochyłej linii). Nierównomierne rozmieszczenie mocy zainstalowanych, oprócz problemów natury eksploatacyjnej stwarza określone trudności w zakresie bilansowania mocy tym bardziej, Ŝe Polska nie posiada znaczących hydroelektrowni, które byłyby w stanie pełnić rolę regulacyjną w systemie elektroenergetycznym. Stąd teŝ naleŝy przewidywać moŝliwości spełniania takiej roli przez źródła opalane gazem lub bloki IGCC. Wymagać to będzie przeprowadzenia badań modelowych, uwzględniających istniejące juŝ źródła, jak i obiekty planowane (wg róŝnorodnych scenariuszy rozwoju) [6]. Sytuacja gospodarcza kraju wskazuje, iŝ popyt na energię będzie wzrastał zwłaszcza w sektorach transportu usług czy mieszkalnictwa, stąd nowe inwestycje przykładowo w źródła opalane gazem są niezbędne, aby pokryć rosnące zapotrzebowanie na energię i jednocześnie zapewnić realną moŝliwość spełniania roli regulacyjnej w systemie elektroenergetycznym. Ponadto decyzja o wyborze technologii powinna uwzględniać czynniki wewnętrzne oraz zewnętrzne pracy obiektów. Dlatego teŝ naleŝy dokonać analizy wielokryterialnej uwarunkowań rozwoju racjonalizacji kosztów powstałych u wytwórców energii elektrycznej przy uwzględnieniu ograniczeń technicznych, technologicznych, ekonomicznych i ekologicznych) do badań znanych jak i nowych technologii węglowych (np. zintegrowanych z gazyfikacją węgla)) i gazowych, umoŝliwiających zmniejszenie negatywnego wpływu na środowisko naturalne przy jednoczesnym pokryciu rosnącego popytu na energię elektryczną i efektywnym wypełnianiu systemowej roli regulacyjnej. Prowadzić to moŝe do wzmocnienia /stabilizacji bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju i racjonalizacji kosztów wytwarzania energii elektrycznej w źródłach wytwórczych przyjaznych środowisku naturalnemu [6]. 4. PODSUMOWANIE W ogólności naleŝy podkreślić, Ŝe w nadchodzącym dwudziestoleciu, oprócz doŝywających ostatnich swoich dni funkcjonujących źródeł wytwórczych [5], alternatywnie będą mogły być zastosowane następujące technologie energetyczne: - nowy blok na węgiel kamienny, - nowy blok na węgiel brunatny, - węglowy blok energetyczny z ciśnieniowym kotłem fluidalnym (PFBC - Pressurized Fluidized Bed Combustion), - blok energetyczny ze zintegrowanym zgazowaniem węgla (IGCC - Integrated Gasification Coal Combustion) w atmosferze tlenu i recyklingiem spalin oraz kompresją i utylizacją CO 2, - nowy blok na węgiel kamienny z instalacją usuwania dwutlenku węgla ze spalin kotłowych wykorzystujących monoetanolaminę jako adsorbent, - nowy blok na węgiel brunatny z instalacją usuwania dwutlenku węgla ze spalin kotłowych wykorzystującą monoetanolaminę, - blok kombinowany gazowo-parowy na gaz ziemny (GTCC - Gas Turbine Combined Cycle), - źródła rozproszone i rozsiane ze skojarzoną produkcją energii elektrycznej i ciepła na gaz ziemny, - elektrownia jądrowa, - elektrownia opalana biomasą, - nowoczesna elektrownia wodna, - elektrownia wiatrowa, - ogniwo paliwowe. W analizach rozwoju moŝna rozwaŝać moŝliwość budowy elektrowni jądrowych w Polsce, a takŝe wariant z zablokowaną opcją energetyki jądrowej, poniewaŝ nie ma pewności, iŝ społeczna niechęć do energetyki jądrowej zaniknie w wyniku prowadzonej akcji edukacyjnej.
W zakresie technologii wykorzystujących zasoby odnawialne dąŝenie do stosowania zasady rozwoju zrównowaŝonego moŝe spowodować istotne zainteresowania ich wdroŝeniem, a w szczególności zasobów energii solarnej, wiatrowej, geotermalnej, wodnej i biomasy. W skali systemowej jedynie hydroenergetyka od wielu lat jest technologią liczącą się w bilansie wytwarzanej energii elektrycznej. Z dostępnych opracowań wynika, Ŝe przy wyborze potencjalnych technologii dla źródeł wytwórczych, które w przyszłości mogłyby zostać wprowadzane do eksploatacji naleŝy kierować się moŝliwościami realizacji rozpatrywanych technologii w skali przemysłowej [3]. Przeprowadzona ocena perspektyw wprowadzenia nowych technologii energetycznych pod względem ich wpływu na zapotrzebowanie na usługi regulacyjne oraz dostosowanie struktur zarządzania systemem do potrzeb zarządzania usługami regulacyjnymi z zapewnieniem bezpieczeństwa elektroenergetycznego Polski pozwala na postawienie niŝej sformułowanych wniosków: Mimo postępu w osiąganiu celów polityki energetycznej, jej realizacja wymaga ciągłego monitorowania oraz szczególnej uwagi w doborze narzędzi realizacyjnych dostosowanych do zmieniających się uwarunkowań. Funkcjonowanie Polski w Unii Europejskiej w warunkach rynkowych, pojawienie się wyzwań wymaga wskazania priorytetów i nowych zadań, aby z powodzeniem realizować podstawowe cele polityki energetycznej (wysokie bezpieczeństwo energetyczne i ekologiczne oraz wzrost konkurencyjności i efektywności energetycznej polskiej gospodarki). Analiza uwarunkowań rozwoju źródeł opalanych paliwami gazowymi przedstawiona w pracy wskazuje na celowość szerszego zastosowania ze względu na ich systemowe moŝliwości regulacyjne, korzyści ekonomiczne i ekologiczne. Konieczne jest kontynuowanie prac nad wzmocnieniem warunków technicznych, organizacyjnych i prawnych dla zapobiegania zakłóceniom i przerwom w zaopatrzeniu w paliwa i energię. W procesie liberalizacji rynków paliw i energii działania administracji powinny być skierowane na tworzenie warunków prawnych do sprawnego funkcjonowania mechanizmów konkurencji oraz rozwiązań systemowych dla likwidacji najistotniejszych barier w rozwoju tych rynków. W szczególności kontynuowane powinny być prace nad restrukturyzacją /prywatyzacją elektroenergetyki. Korzystne tendencje w zakresie poprawy efektywności energetycznej są głównie wynikiem znacznego wzrostu cen paliw i energii oraz wykorzystania rezerw, związanych ze zmianą mechanizmu zarządzania gospodarką z centralnego sterowania na rynkowy oraz ze zmian w strukturze przemysłu. Działania w tym zakresie powinny być zintensyfikowane. Mimo niezaprzeczalnego postępu restrukturyzacji/prywatyzacji elektroenergetyki konieczne jest kontynuowanie tych procesów. Niniejszy artykuł jest uaktualnioną wersją referatu wygłoszonego na Konferencji GAZTERM 2009 w Międzyzdrojach.
LITERATURA [1] Bućko P.: Analiza perspektywicznych technologii wytwarzania. Analiza dla źródeł rozproszonych wpływ na zapotrzebowanie na usługi regulacyjne. PBZ MEiN-1/2/2006, Gdańsk 2008. [2] Bućko P.: Propozycje zmian w strukturze zarządzania systemu do potrzeb zarządzania usługami regulacyjnymi. PBZ MEiN-1/2/2006, Gdańsk 2008. [3] Kamrat W.: Dylematy rozwoju elektroenergetyki w Polsce. Polskie Elektrownie, 2008 [4] Kamrat W. Paliwa gazowe dla energetyki stagnacja czy rozwój. Rynek Energii 2007, nr 4. [5] Kamrat W.: Rozwój energetyki gazowej szansą stabilizacji bezpieczeństwa elektroenergetycznego Polski. Konferencja GAZTERM 2009.Międzyzdroje 18-20 maja 2009r. [6] Kamrat W., Kaczmarek A.: Analiza uwarunkowań rozwoju elektrowni i elektrociepłowni gazowych i gazowo-parowych. Materiały dyskusyjne KE PG (niepubl.). Gdańsk 2008. [7] Marecki J.: Energetyka w Polsce-wczoraj, dziś i jutro. Seminarium KPE PAN, Gdańsk 2004. [8] Soliński J.: Sektor energii świat i Polska, rozwój 1971-2000, perspektywy do 2030 r. Polski. [9] ZałoŜenia polityki energetycznej Polski do 2020 roku (kolejne dokumenty źródłowe). Ministerstwo Gospodarki. Warszawa 2000, 2002, 2005, 2007, 2009. [10] Zaporowski B.: Wykorzystanie technologii wytwórczych na polskiej mapie bezpieczeństwa Elektroenergetycznego. Seminarium KPE PAN, Serock, 2008. [11] Zaporowski B.: Efektywność ekonomiczna elektrociepłowni opalanych gazem ziemnym. Rynek Energii 2009, nr 3. GAS FUELED POWER PLANTS AS OPPORTUNITIES OF ELECTRIC SAFETY IMPROVEMENT IN POLAND Keywords: gas fueled power plants, electric safety Summary. The general problems of present stage and dilemmas of Polish power sector development up to 2030 are presented. The problems regarding the technology choice due to gas fueled power plants are shortly described. The influence of gas fueled power plants regarding ancillary services for power system are presented. Waldemar Kamrat, prof. dr hab. inŝ. Katedra Elektroenergetyki, Politechnika Gdańska, ul. Narutowicza 11/12, 80-952 Gdańsk