Energianews

W oczekiwaniu na przełom technologiczny

Bloomberg
Energetyka zmienia się szybciej niż kiedykolwiek wcześniej w historii.
Trudno dziś przewidzieć moment i kierunek przełomu w energetyce. Wskazać można jedynie katalizatory, które przyspieszą proces transformacji. Tym ewidentnym – w przypadku krajów należących do Unii Europejskiej, w tym Polski – jest obecna i przyszła polityka klimatyczna. Ministerstwo Energii, zdając sobie sprawę z nadchodzącego końca energetyki węglowej w znanym nam kształcie, zaczęło dopuszczać możliwość większej dywersyfikacji. Świadczą o tym coraz śmielsze zapowiedzi budowy atomu, wyznaczenie kresu gigantycznych bloków węglowych (ostatnią taką inwestycją będzie Ostrołęka C) i budowy elektrowni Dolna Odra na gaz. Nadal jednak nie chce pokazać, jak wyobraża sobie strukturę wytwarzania (tzw. miks energetyczny) w perspektywie 2050. Poza jednym szczegółem. Z węgla mamy mieć wtedy 50 proc. energii.

Potrzebne ramy dla rozwoju

Polityka energetyczna, którą prawdopodobnie zobaczymy do końca roku, ma przedstawić szczegółowy obraz sektora do 2030 r. i jego kierunkowy rozwój przez kolejną dekadę. – Żyjemy w epoce szybkich zmian. Musimy być elastyczni, bo nie jesteśmy w stanie przewidzieć, jakie technologie się w tym czasie rozwiną. Być może do połowy wieku zostanie opracowana ekonomicznie opłacalna metoda produkcji prądu z alg morskich – żartował podczas wrześniowej konferencji Forum Energii Andrzej Kaźmierski, dyrektor Departamentu Energii Odnawialnej w Ministerstwie Energii. – Liczę na przełom w magazynowaniu energii. Ale podchodzę z dystansem do wszelkich prognoz w tej materii – stwierdził po chwili już na poważnie.
Podkreślał jednocześnie, że już samo bilansowanie lokalne zmieni pracę sieci. Niewielu ekspertów przekonuje to podejście. Brak długoterminowego planu rozwoju oznacza większe ryzyko dla spółek energetycznych. Także to finansowe związane z koniecznością przeprowadzenia modernizacji wyeksploatowanych elektrowni i ciepłowni oraz odbudowy potencjału wytwórczego. – Politycy nie są w stanie przewidzieć przyszłości. Jednak publikując strategię, dają spółkom energetycznym sygnał, jakie inwestycje podejmować, a jakich nie dotykać. To bardzo ważna wiedza – zauważa dr Jan Rączka z Regulatory Assistance Project. Zdaniem Herberta L. Gabrysia z Krajowej Izby Gospodarczej politycy powinni zadbać o wyznaczenie ram dla długoterminowej polityki. Reszta będzie wypadkową kosztów produkcji i rozwoju technologii, a o budowie źródeł na wybrane paliwa zdecydują spółki wraz z instytucjami finansującymi inwestycje. – Nawet jeśli ministerstwo nakreśli scenariusze na kolejne 22 lata, to jest to wystarczający okres na spodziewaną zmianę zachowań konsumenckich oraz zmiany w zakresie wdrażanych nowych technologii wytwórczych, zwłaszcza bazujących na źródłach odnawialnych – przekonuje Paweł Wojtarkowski, ekspert ds. energetyki z Ramboll Polska. Jego zdaniem z uwagi na rozpowszechnienie wytwarzania rozproszonego ze źródeł odnawialnych oraz sprzęgnięcie z trendem elektromobilności odbiorcy energii staną się jednocześnie jej wytwórcami i magazynami energii. – To wymusi modyfikację współpracy z dużymi dostawcami – dodaje.

Wygrają niższe koszty

Wojtarkowski uważa, że całkowity koszt wytwarzania 1 MWh z nowego bloku węglowego – przy wysokich cenach uprawnień do emisji CO2 i skróconym czasie pracy bloku, wynikającym z przyszłej współpracy z dużym udziałem źródeł odnawialnych – może być w perspektywie kilku, kilkunastu lat wyższy niż koszt wytwarzania tej samej ilości energii w elektrowni słonecznej. Koszty tej technologii spadają bowiem dynamicznie na przestrzeni ostatnich lat i spodziewane są dalsze spadki w zakresie jednostkowych nakładów inwestycyjnych i wzrostu sprawności paneli fotowoltaicznych. Upowszechnienie się elektromobilności oraz rozproszonej produkcji na własne potrzeby zmodyfikuje podejście wytwórców i sprzedawców energii elektrycznej. – W przyszłości możemy kupować pakiet urządzeń domowych wraz z energią do ich zasilania, tak jak w branży telekomunikacyjnej pakiet usług w abonamencie w postaci telefonu z dostępem do internetu i nielimitowanymi rozmowami – twierdzi Paweł Wojtarkowski. Tomasz Sikorski, wiceprezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych, idzie krok dalej, roztaczając wizję zautomatyzowanej inteligentnej sieci, w której wyposażone w sensory i informacje o bieżących cenach energii sprzęty gospodarstwa domowego włączają się w najtańszych momentach (tzw. internet rzeczy). Nie pracują zaś wtedy, gdy ceny są wysokie, co przeważnie wiąże się z brakami w systemie. Na razie wydaje się to science fiction. Jednak automatyzacja sieci oraz uruchomienie przetargów na zarządzanie popytem rozstrzygnięte przez PSE wskazują, że zmiana zachowań to tylko kwestia czasu. – Absolutnym przełomem dla energetyki europejskiej będzie moment, kiedy układy ogniw fotowoltaicznych oraz magazynów energii staną się tańsze niż prąd dostarczony z sieci wraz z jego przesyłem – twierdzi Jan Rączka. – Od tego momentu nie da się zatrzymać energetyki rozproszonej – dodaje ekspert RAP.

E-auta katalizatorem transformacji

Moment przełomu przyspieszy intensywny rozwój aut elektrycznych. Do rywalizacji na czas i budżety badawczo-rozwojowe już włączyły się największe koncerny motoryzacyjne. – Za 10–15 lat będziemy mieli liczony w milionach sztuk rynek samochodów na prąd w Europie. Po około ośmiu–dziesięciu latach używane, ale jeszcze sprawne baterie z tych aut trafią do użytku odbiorców końcowych energii – przewiduje Jan Rączka. Jego zdaniem jest duże prawdopodobieństwo, że znacząca ich część kupowana będzie przez polskie gospodarstwa, gdzie korzyści z rozproszonej generacji są relatywnie największe i gdzie będzie przestrzeń do intensywniejszego rozwoju OZE. O rozwoju elektromobilności w Polsce myśli się na razie bardziej w kategoriach zwiększenia popytu na energię i przesunięcia zapotrzebowania na tzw. dolinę nocną. Po to, by budowane dziś mało elastyczne bloki węglowe o parametrach nadkrytycznych mogły pracować dłużej w ciągu roku. Taki sam problem będzie zresztą z elektrownią jądrową. Jej budowa ma być odpowiedzią naszego rządu na wyzwania polityki klimatycznej, tj. ograniczenie emisyjności gospodarki. Dzięki budowie atomu mamy spełniać wyznaczone w tzw. pakiecie zimowym limity emisji 550 kg CO2 na MWh. Prawdopodobnie jednak rząd będzie musiał ugiąć się pod presją Brukseli, która żąda więcej miejsca w tzw. rynku mocy (mechanizm wsparcia wytwórców) dla niskoemisyjnych źródeł, w tym OZE. – Wraz z ewolucyjnym rozwojem OZE przybywać też będzie małych i średnich bloków gazowych. Wzrośnie przy tym znaczenie tzw. energetyki przemysłowej – tłumaczy Herbert Gabryś. Dziś takie bloki działają np. we Włocławku pracujący na potrzeby chemicznego Anwilu (spółki zależnej Orlenu) i Puławach (pracujący na potrzeby Grupy Azoty) oraz budowany duży blok gazowo-parowy 596 MWe dla Orlenu w Płocku. Jego zdaniem to powstające w najbliższych latach gazowe bloki energetyki przemysłowej, które przez niemal cały rok produkują na własne potrzeby, a w momentach zwiększonych potrzeb systemowych mogą dostarczyć energię dla odbiorców, poprawią elastyczność systemu i regulacyjność.

Magazyny ważne też w ciepłowniach

Ciepłownie komunalne też się będzie zmieniać pod wpływem obligu dostosowania do zaostrzonych norm środowiskowych, wynikających z konieczności zaimplementowania najlepszych dostępnych technologii w dużych jednostkach (tzw. konkluzji BAT), a także ograniczeń emisji tlenków siarki i azotu w średnich źródłach (dyrektywa MCP dla średnich obiektów od 1 do 50 MW) i wytycznych w zakresie ochrony powietrza (dyrektywa CAFE). Część starych ciepłowni będzie przebudowywana na elektrociepłownie produkujące w skojarzeniu prąd i ciepło. Niewykluczona jest też przy okazji zmiana paliwa z węgla (używa go dziś 75 proc. ciepłowni) na gaz, biomasę lub paliwo alternatywne, tzw. RDF (np. śmieci). Zwiększenie elastyczności takich jednostek będzie możliwe dzięki rozpowszechnieniu technologii magazynowania. – Magazyny ciepła poprawią wydajność elektrociepłowni. Jednostki te będą produkować na potrzeby systemu energię elektryczną w momencie największego zapotrzebowania. Wytwarzane w tym samym procesie ciepło będzie zaś magazynowane do wykorzystania w sezonie grzewczym. Dzięki temu możliwa będzie kumulacja m.in. energii ze słońca na późniejsze potrzeby i zagospodarowanie prądu z farm wiatrowych przy wykorzystaniu technologii Power to Heat – tłumaczy ekspert RAP.

Największa elektrociepłownia gazowo-parowa w Polsce

Blok gazowy-parowy PKN Orlen w Płocku pozytywnie przeszedł najważniejszy proces technologiczny, tzw. first fire, czyli pierwsze uruchomienie i wprowadzenie turbiny na nominalne obroty. Inwestycja, zrealizowana przez Siemensa, to pierwszy blok w Polsce z turbiną klasy H i – nie licząc Niemiec – pierwszy w Europie Środkowo-Wschodniej. SGT5-8000H (50 Hz) jest turbiną gazową o mocy 400 MW i jednocześnie stanowi główny element całego bloku. To technologia kogeneracji gazowo-parowej o wyjątkowo wysokiej sprawności, przekraczającej 61 proc., i jednocześnie wyjątkowo niskiej emisji. To największa elektrociepłownia gazowo-parową w naszym kraju, o mocy elektrycznej ok. 600 MWe i cieplnej 520 MWt. Inwestycję w Płocku zrealizował Siemens. Spółka dostarczyła podstawowe komponenty: turbinę gazową SGT5-8000H, kocioł odzysknicowy, turbinę parową SST5-5000 z kondensatorem SCon-2000PF, generator SGen5-3000W oraz systemy elektryczne i system sterowania SPPA-T3000. Firma będzie również realizowała 12-letnią umowę serwisową. Praca bloku będzie wykorzystywać najnowocześniejsze dostępne technologie w zakresie ochrony środowiska (BAT), a także najnowocześniejszą i najsprawniejszą tego typu na świecie turbinę gazową. W kolejnych etapach przeprowadzona zostanie synchronizacja bloku z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym. Płocki Blok będzie zużywał ok. 0,8 mld m sześc. gazu rocznie, co odpowiada 0,4 proc. całkowitego zużycia tego surowca w kraju. Wprowadzenie go do eksploatacji sprawi, iż Orlen stanie się największym konsumentem gazu w Polsce (na poziomie 2,5 mld m sześc. rocznie).
Źródło: Rzeczpospolita

REDAKCJA POLECA

NAJNOWSZE Z RP.PL