24
Przebudowa miksu energetycznego Polski w horyzoncie 2050
x x x
Istniejące zasoby wytwórcze WEK na rynku energii
elektrycznej [3, 4]
Zasobami wytwórczymi na rynku energii elektrycznej w Polsce są przede
wszystkim kondensacyjne bloki węglowe (podstawowe i podszczytowe)
na węgiel kamienny i brunatny (z punktu widzenia systemowego ważne
jest, że bloki te tworzą zasoby regulacyjne w Krajowym Systemie Elektro-
energetycznym). Bloki klasy 120 MW (łącznie 24) wybudowano w latach
60. minionego wieku, 200 MW (63 bloki, obecnie pracuje 54) były pod-
stawowym rozwiązaniem przez trzy dekady (pierwszych 15 zrealizowano
w latach 60.), 360 MW (łącznie 16) powstały w latach 80. i 90., a klasy
500 MW (2) pochodzą z lat 70. [5]. Bloki budowane po 2000 r. są zindy-
widualizowane – ich moc nie wynika ze spójnej strategii rozwojowej KSE,
za którą formalnie odpowiada operator przesyłowy, lecz stanowi wynik
decyzji inwestorów. Jest to bardzo niekorzystne z punktu widzenia KSE
w przeciwieństwie do interesu inwestora. Wynika to z faktu, że na pol-
skim rynku hurtowym energii elektrycznej brak systemu cen węzłowych,
a przede wszystkim przepisu, że to wytwórcy ponoszą koszt opłat syste-
mowo-sieciowych, dlatego preferują oni realizacje coraz większych bloków.
W tej grupie są trzy nowe – dwa o mocy 460 MW (w Pątnowie i w Łagiszy)
oraz jeden 860 MW (w Bełchatowie), jeden w fazie rozruchu 1075 MW
(w Kozienicach), a w trakcie realizacji dwa bloki – 900 MW w Opolu oraz
910 MW w Jaworznie (planowane do uruchomienia w 2019 roku).
Odrębną kategorię stanowią bloki WEK (węglowe, gazowe) w zawodo-
wych elektrociepłowniach, należących do energetyki korporacyjnej, które
nie tworzą zasobów regulacyjnych KSE – ich praca jest podporządko-
wana produkcji ciepła na potrzeby wielkich sieciowych systemów ciepłow-
niczych. Roczny czas wykorzystania osiągalnej mocy elektrycznej takich
rozwiązań wynosi ok. 3500 h. Podstawowymi blokami węglowymi w elek-
trociepłowniach zawodowych są upustowo-przeciwprężne, o mocach
elektrycznych jednostkowych 50 i 110 MW, oraz upustowe kondensa-
cyjne 125 MW [5]. Ich łączną moc szacuje się na ok. 4500 MW.
Bloki gazowe WEK w zawodowych elektrociepłowniach (i nie tylko) poja-
wiły się w drugiej połowie lat 90. To rozwiązania typu
combi
(gazowo-
-parowe), o mocy elektrycznej jednostkowej od 50 do 200 MW (Gorzów
Wielkopolski, Nowa Sarzyna, Rzeszów, Lublin, Zielona Góra), które
łącznie szacuje się na ponad 600 MW. Podkreśla się przy tym, że bloki
gazowe
combi
, z uwagi na bardzo wysoką sprawność elektryczną (55%)
i dużą dyspozycyjność, są w gruncie rzeczy blokami podstawowymi o bar-
dzo dużym rocznym czasie wykorzystania osiągalnej mocy elektrycznej,
wynoszącym nawet 8000 h. Stanowią technologię ubezpieczającą na
rynku energii elektrycznej i dlatego można je uznać za część energetyki
prosumenckiej. Potwierdza to fakt, że energetyka korporacyjna nie roz-
waża już wznoszenia bloków gazowych klasy 800 MW, choć planowano
je jeszcze kilka lat temu. Budowany w Stalowej Woli blok
combi
o mocy
elektrycznej 460 MW i cieplnej 240 MW otworzy i zamknie (jeśli jego
budowa zostanie zakończona, gdyż w 2015 roku inwestycję zawieszono)
listę takich projektów. Drugi – 460 MW – we Włocławku to blok prosu-
mencki, zarówno z punktu widzenia inwestorskiego (PKN Orlen), jak
i przeznaczenia (realizuje autogenerację przemysłową dla potrzeb zakła-
dów chemicznych we Włocławku). Trzecim bardzo dużym projektem jest
budowany przez PKN Orlen (planowane oddanie do użytku to III kwar-
tał 2017 roku) blok o mocy elektrycznej 600 MW (zbyt duży jak na model
prosumencki). Znacznie mniejszy, ale przez to lepiej dopasowany do
potrzeb, jest oddany do użytku w maju 2017 roku blok na gaz koksowni-
czy w Koksowni Przyjaźń (Jastrzębska Spółka Węglowa) o mocy 70 MW
oraz dwa bloki
combi
w Polkowicach i Głogowie o mocy 45 MW każdy,
będące własnością KGHM. Jasne jest, że to mniejsze bloki
combi
staną
się w kolejnych latach domeną energetyki przemysłowej i ciepłowniczej,
czyli realizującej prosumenckie kogeneracyjne łańcuchy wartości.
Do specyficznych zasobów wytwórczych WEK na rynku energii elektrycz-
nej należą te pochodzące z OZE: wodne, biomasowe i wiatrowe. Obecnie
w większości są własnością przedsiębiorstw korporacyjnych oraz inwesto-
rów IPP (z ang.
Indepenedent Power Producer
) i mają równorzędny udział
w produkcji energii elektrycznej. Przedsiębiorstwa korporacyjne dysponują
większą częścią elektrowni wodnych (dużych, zamortyzowanych), realizują
współspalanie, dysponują ponadto wielkimi blokami kondensacyjnymi
na biomasę, a także niewielką liczbą farm wiatrowych. Inwestorzy IPP to
przede wszystkim właściciele farm wiatrowych (w ok. 85%). Taka struktura
źródeł OZE ujawnia głęboki kryzys rządowej polityki energetycznej.
Łączne zasoby wytwórcze WEK (wraz z segmentem IPP) na rynku ener-
gii elektrycznej można podsumować następująco (dane z drugiej połowy
2016 r.): energetyka węglowa na węgiel kamienny – 19 GW (w tym
elektrownie kondensacyjne – 14,5 GW, elektrociepłownie – 4,5 GW) i na
węgiel brunatny – 9,5 GW (praktycznie tylko w elektrowniach kondensa-
cyjnych), gazowa – 1,6 GW, wiatrowa – 6 GW oraz wodna – 2,5 GW
(łącznie z elektrowniami szczytowo-pompowymi).
x x x
Monorynek energii [1]
Każdy, kto chce skutecznie zajmować się nową energetyką, nie powi-
nien przyswajać sobie prognoz dynamicznego wzrostu zapotrzebowa-
nia na paliwa kopalne, a w szczególności na energię elektryczną. Znane
są bowiem skrajne przykłady nieracjonalności prognoz dotyczących Pol-
ski, opracowane przez Polską Akademię Nauk – Komitet Przestrzenny
Zagospodarowania Kraju z początku lat 70. oraz rządowe przewidywa-
nia z początku lat 90. XX wieku (tab. 1).
Aby uniknąć błędnych szacunków, niezbędne jest natychmiastowe wyeli-
minowanie polityczno-korporacyjnych prognoz i zastąpienie ich zdrowo-
rozsądkową metodą modelowania dwóch charakterystycznych rynko-
wych procesów transformacyjnych, z których każdy obejmuje trzy seg-
menty – dla Polski zostały one przedstawione na rys. 1. Pierwszy proces
dotyczy: poprawy efektywności obecnego rynku energii elektrycznej,
wynoszącego 125 TWh (roczna energia elektryczna zużyta przez
odbiorców końcowych), pasywizacji budownictwa i elektryfikacji rynku
ciepła (obecne zapotrzebowanie na ciepło wynosi ok. 200 TWh
c
) oraz
Przebudowa miksu
energetycznego Polski
w horyzoncie 2050
prof. dr hab. inż. Jan Popczyk
Wydział Elektryczny, Politechnika Śląska
dr inż. Krzysztof Bodzek
Wydział Elektryczny, Politechnika Śląska
