ALTERNATYWY DLA BUDOWY NOWYCH ELEKTROWNI WĘGLOWYCH NA PRZYKŁADZIE ELEKTROWNI OSTROŁĘKA C – J.Popczyk, K.Bodzek

ALTERNATYWY DLA BUDOWY NOWYCH ELEKTROWNI WĘGLOWYCH NA PRZYKŁADZIE ELEKTROWNI OSTROŁĘKA C

J. Popczyk, K. Bodzek

 

 

1. WPROWADZENIE

W środowisku dokonującej się unijnej i globalnej transformacji energetycznej całkowicie nieracjonalne są inwestycje, wymagające miliardowych nakładów. Są to takie inwestycje (tu hasłowo wymienione)jak: blok węglowy na węgiel kamienny Ostrołęka C, odkrywki węgla brunatnego w Rowie Poznańskim, odkrywka węgla brunatnego Złoczew,elektrownia wodna w Siarzewie na Wiśle (30 km poniżej Elektrowni Włocławek), blok IGCC Łęczna w woj. lubelskim (blok combi opalany gazem uzyskanym w procesie gazyfikacji węgla kamiennego, po jego wydobyciu ze złoża).

Nie pozostawiające żadnych wątpliwości wyniki konfrontacji wymienionych inwestycji WEK z ich alternatywami na rynkach wschodzących energii elektrycznej – na rynku (1) funkcjonującym na infrastrukturze sieciowej nN-SN i na rynku (2) funkcjonującym w korytarzach infrastrukturalno-urbanistycznych(o bardzo dużych gęstościach powierzchniowych zapotrzebowania na energię elektryczną), w szczególności w korytarzu odwrócone „T”, piąty Raport Cyklu BŹEP [1]– stawiają też w nowym świetle inwestycje w toku (w tym przekazywane do eksploatacji). Do tych należą bloki na węgiel kamienny Kozienice 1075 MW (etap prób odbiorczych), dwa bloki w Opolu po 900 MW każdy, blok 900 MW Jaworzno; blok gazowy 450 MW w Stalowej Woli (będący w stanie katastrofy budowlanej); blok 450 MW w Turowie. Mianowicie, wszystkie te inwestycje są realizowane na podstawie decyzji będących akceptacją fałszywych założeń cenowych, nierespektujących fundamentalnych skutków dokonującej się transformacji energetycznej. Oczywiście, wyniki konfrontacji zamierzonych inwestycji WEK z inwestycjami alternatywnymi na rynkach wschodzących energii elektrycznej mogą posłużyć do demaskacji na gruncie merytorycznym praktyk, który doprowadziły do uruchomienia inwestycji będących obecnie w toku.

Rozpoczęcie budowy elektrowni Ostrołęka C będzie oznaczało całkowite zignorowanie przez inwestora (i przez rząd) realiów rynkowych (sygnałów cenowych). Realia te, rozpatrywane w pięciu różnych aspektach, wyglądają następująco.

  1. Bardzo symptomatyczne są roczne przyrosty zapotrzebowania, które wystąpiły na rynku energii elektrycznej 2017 (względem rynku 2016). Mianowicie, w segmencie ludnościowym (taryfy G) wzrost wynosił, mimo szybkiego rozwoju budownictwa mieszkaniowego, zaledwie 0,3%. To oznacza, że w segmencie tym zaczęły już działać mechanizmy efektywnościowe. Rozpoczął się także stosunkowo szybki (na polskie warunki, ukształtowane przez antyrządową politykę w stosunku do energetyki OZE) rozwój dachowych źródeł PV; na koniec 2017 roku było ich 27 tys.

W wielkim przemyśle (zasilanym z GPZ-tów, taryfy A) wzrost był równy 1,6%. W wypadku tego segmentu również nastąpiło w ostatnich latach samoistne (wbrew polityce energetycznej) silne pobudzenie mechanizmów efektywnościowych. Nastąpił też silny rozwój prosumenckiego wytwarzania: w postaci kogeneracyjnych źródłach gazowych na sieciowy gaz ziemny oraz źródeł lokujących się w kontekście paliwowym w gospodarce obiegu zamkniętego. Przykładem tych ostatnich są np. źródła w Koksowni Przyjaźń oraz w zakładach celulozowo-papierniczych Stora Enso Poland).

W segmencie przedsiębiorstw MSP zasilanych z sieci SN (taryfy B) wzrost zużycia energii elektrycznej osiągnął poziom wynoszący aż 3,6%. To oznacza wielki, jeszcze nie „odkryty” potencjał poprawy efektywności użytkowania energii elektrycznej oraz wielki potencjał wytwarzania prosumenckiego. W miastach (w strefach przemysłowych) jest to przede wszystkim potencjał kogeneracji gazowej na sieciowy gaz ziemny. Na obszarach wiejskich, gdzie przeważają przedsiębiorstwa przetwórstwa rolno-spożywczego, charakterystyczny jest duży potencjał rozwoju biogazowni klasy 1 MW. Całkowicie nowy, i bardzo unikatowy potencjał wiąże się z rozwojem technologii wykorzystania (regazyfikacji) gazu skroplonego LNG (transportowanego w cysternach) w przedsiębiorstwach przetwórstwa rolno-spożywczego zintegrowanych z chłodniami (czyli w przedsiębiorstwach mających duże zapotrzebowanie na chłód technologiczny).

Generalnie, samoistnie uruchamiające się procesy na rynku, możliwe już do zidentyfikowania w 2017 r., pokazują, żerozwiązanie polegające na budowie bloku Ostrołęka C nie może być uznane za racjonalne z dwóch powodów. Po pierwsze dlatego, że wymaga ono rynku mocy (na jednotowarowym rynku energii elektrycznej inwestycja nie ma szans na finansowanie przez rynki kapitałowe). Po drugie, bo rząd wprowadzając regulacje związane z rynkiem mocy blokował jednocześnie rozwiązania prawno-regulacyjne stanowiące podstawę rozwoju energetyki prosumenckiej. Mianowicie, zablokował (na poziomie zrealizowanym w ustawie OZE z połowy 2016 r., a zatem absolutnie początkowym) proces nadawania statusu prosumenta kolejnym grupom odbiorców (odbiorców coraz większych, również wielkoprzemysłowych). Tym samym sprzeniewierzył się fundamentalnej wspólnotowej zasadzie ustrojowej, którą jest subsydiarność.

O tym, że konieczne jest uznanie potencjału energetyki EP-NI (energetyka prosumencka – niezależni inwestorzy) na rynku energii elektrycznej świadczą jej inwestycje wytwórcze w ostatnich dwóch latach (2016-2017). Są to w szczególności: bloki gazowe grupy PKN Orlen 460 MW we Włocławku i 600 MW w Płocku (EP – segment przemysłowy), elektrownie wiatrowe 600 MW (NI), źródła prosumenckie PV (tylko w 2017 r.) ponad 80 MW (EP – segment ludnościowy). Roczną produkcję z wymienionych źródeł szacuje się na około 8,8 TWh. Taka wartość energii elektrycznej oznacza, dla przedstawionej struktury wytwarzania, udział w pokryciu całego krajowego rynku zapotrzebowania na energię elektryczną wynoszący ponad 6%.W takim kontekście jest to wynik imponujący. Jednak bloki gazowe jako źródła prosumenckie w grupie PKN Orlen są bardzo mocno przewymiarowane. To obrazuje, jak ważne jest na obecnym etapie stworzenie obiektywnych podstaw pod środowisko prawno-regulacyjne, które będzie skutecznie zapobiegać nieefektywności energetyki EP (przy tym jednak podkreśla się, że w konkretnym wypadku chodzi o przedsiębiorstwo energetyki WEK (wielkoskalowa energetyka korporacyjna), tylko w sektorze paliwowym, jeszcze bardzo bogate).

  1. Nie można rozpoczynać budowy bloku Ostrołęka C, której uruchomienie jest planowane w 2024 r. (ale bez wątpienia – uwzględniając doświadczenia pochodzące z budowy bloków Kozienice, Opole oraz Jaworzno – budowa w tym okresie nie zostanie zakończona), jeśli uwzględni się szokowy rozwój technologii i inwestycji wiatrowych, zarówno lądowych jak i morskich w ostatnich kilku latach.Otóżod początku 2016 r. dostępne sąturbiny wiatrowe lądowe (możliwe do wykorzystania na obszarach uznawanych dotychczas za nie nadające się do inwestowania) o mocy jednostkowej 3 MW, koszcie inwestycyjnym 1,3 mln €/MW i rocznym czasie wykorzystania mocy zainstalowanej 3000 godzin. Z kolei w wypadku turbin wiatrowych morskich trzy odpowiednie liczby na początku 2018 r. wynoszą: 9,5 MW (oferta firmy Vestas),1,7 mln €/MW (wartość przeciętna na rynku), 4500 godzin.

2. ALTERNATYWY DLA BLOKU OSTROŁĘKA C

Uwzględniając miejsce bloku Ostrołęka C w KSE – zwłaszcza uwarunkowania związane z rozwojem rynku wschodzącego (2) energii elektrycznej w korytarzach infrastrukturalno-urbanistycznych– stawia się tu roboczą hipotezę, że racjonalną alternatywą, jedną z wielu, jest morska farma wiatrowa o mocy poniżej 1000 MW (wynika to z faktu, że praca bloku Ostrołęka C z rocznym czasem wykorzystania mocy zainstalowanej równym 4500 godzin nie jest już praktycznie możliwa, w dodatku czas ten będzie w kolejnych latach szybko malał). Zatem nakłady inwestycyjne na wybudowanie alternatywnej (energetycznie) farmy morskiej kształtują się na identycznym poziomie jak nakłady inwestycyjne na blok Ostrołęka C (6 mld PLN, oferta konsorcjum GE-Alstom).

Zatem, problem decyzyjny w połowie 2018 r. polega, w pierwszym przybliżeniu, na wyborze między rozwiązaniami cechującymi się jednakową roczną produkcją energii elektrycznej, takimi samymi nakładami inwestycyjnymi, za to diametralnie różnymi kosztami zmiennymi, mianowicie zerowymi w wypadku farmy wiatroweji wielkimi kosztami zmiennymi bloku węglowego (na które składają się przede wszystkim koszty węgla i uprawnień do emisji CO2). Naturalnie te dwa główne uwarunkowania trzeba rozpatrywać w środowisku, na które składają się: resurs techniczny i czas życia źródeł. Resurs techniczny elektrowni wiatrowej wynosi około 120,albo 180 tys. godzin, w zależności od sposobu liczenia;pierwsza wartość to jest resurs „ekwiwalentny”, uwzględniający pracę elektrowni z mocą znamionową.Druga wartość jest czasem kalendarzowym pomniejszonym o sumę czasów postojów bezwietrznych elektrowni. Dla bloku węglowego jest to 300 tys. godzin.

Czas życia w wypadku farmy wiatrowej na razie szacuje się na około 25 lat (przy dużym prawdopodobieństwie dopuszczalności jego wydłużenia wraz z postępującą konsolidacją doświadczeń eksploatacyjnych). W wypadku bloku węglowego czas ten mógłby osiągnąć nawet 100 lat (przy przeciętnym rocznym czasie wykorzystaniu mocy zainstalowanej równym 3000 h).Jednak nie ma wątpliwości, że po 2050 r. dla elektrowni węglowych w Europie nie będzie już miejsca. Dlatego czas życia bloku Ostrołęka C, przewidzianego do uruchomienia w 2024 r., nie przekroczy 25 lat; przy bardzo dużym prawdopodobieństwiejego skrócenia, mającego przyczynę w bardzo szybkim moralnym starzeniu się technologii węglowych na konkurencyjnymrynku energii elektrycznej, z którym energetyka WEK musi się pogodzić. Starzenie moralne będzie zresztą, zdużym prawdopodobieństwem,przyczynąstrategii biznesowej energetyki NI polegającej na rewitalizacji farm wiatrowych, zastępowaniu starych turbin wiatrowych turbinami nowszej generacji, przed upływem technicznego czasy życia szacowanego obecnie na około 25 lat.

Zatem decyzja, jeśli zostanie podjęta, o wszczęciu budowy bloku Ostrołęka C przy istniejącym stanie wiedzy dotyczącej technologii wiatrowych będzie musiała być uznana za patologię na wielką skalę. I decydenci, którzy taką decyzję podejmą, muszą być tego świadomi.

  1. Istniejąca Elektrownia Ostrołęka B została zbudowana w latach 1968-1972 po wnikliwej analizie uwarunkowań systemowych. W szczególności po analizie porównawczej kosztów transportu węgla oraz kosztów przesyłu energii elektrycznej ze Śląska do Ostrołęki. WówczasPółnocno-Wschodnia Polska była regionemgłęboko deficytowym, pobawionym szans rozwojowych z powodu niedostatku energii elektrycznej.Współcześnie sytuacja jest całkowicie odwrotna.Warmia i Mazury oraz Podlasie i Północne Mazowsze mają potencjał podażowy energetyki EP-NI (OZE) przekraczający potrzeby. Śląsk (Aglomeracja Górnośląsko-Zagłębiowska) ma natomiast bilans w stopniu istotnym deficytowy. Zatem budowa bloku Ostrołęka C oznacza patologiczne rozwiązanie, w którym węgiel ze Śląska (kontrakt na dostawy węgla podpisała grupa PGG) będzie transportowany do Ostrołęki, a następnie energia elektryczna z Ostrołęki będzie przesyłana do jej odbiorców na Śląsku.

  2. Inwestycja w postaci bloku Ostrołęka C nie ma najmniejszych szans na finasowanie na otwartych rynkach kapitałowych. Dlatego jej realizacja musiałaby znacznie jeszcze przyspieszyć (w stosunku do tego co ma miejsce obecnie) zawracanie polskiej elektroenergetyki do modelu finansowania inwestycji centralnych (elektrownie systemowe, sieci przesyłowe) obowiązującego w okresie gospodarki centralnie planowanej, z rachunkiem wyrównawczym w sektorze, i z subsydiowaniem skrośnym między grupami odbiorców (obecnie są to: rachunek cen transferowych i socjalizacja taryf).Temu służy między innymi rynek mocy (w dużym stopniu stworzony pod potrzeby finansowania bloku Ostrołęka C).

Z kolei odpowiednikiem rachunku wyrównawczego i subsydiowania elektroenergetyki WEK przez energetykę EP-NI jest,w kontekście bloku Ostrołęka C, ewentualne wykorzystanie do jego finansowania bilansów skonsolidowanych (w konkretnym wypadku bilansu skonsolidowanego grupy Energa oraz bilansu skonsolidowanego grupy Enea). Taką hipotezę potwierdzają wyniki poszczególnych podsektorów elektroenergetyki. Mianowicie, zysk brutto operatorów dystrybucyjnych osiągnął w 2017 r. prawie 4 mld PLN, a w wypadku elektrowni na węgiel kamienny był to wynik ujemny, wynoszący bez mała minus 1 mld PLN.

  1. Zgodnie z przedstawionymi w czerwcu 2018 r. założeniami do unijnego budżetu 2021-2028 wydatki na politykę spójności zostaną ograniczone o ponad 6 %, na Wspólną Politykę Rolną o 5%. Wzrosną natomiast wydatki na politykę klimatyczną (w wymiarze względnym aż o 60%, chociaż w wymiarze bezwzględnym środki na całą perspektywę wyniosą tylko 5,4 mld €. Do koszyka nowych zasobów własnych budżetu unijnego wprowadzone zostanie 20% dochodów z systemu handlu uprawnieniami do emisji. Te założenia ilustrują długoterminowe trendy w strukturze budżetu UE. Wszystkie one, zwłaszcza dotyczące nowych zasobów własnych budżetu unijnego, bardzo mocno pogłębiają nieracjonalność inwestycji w blok węglowy Ostrołęka C. Wzmacniają natomiast racjonalność inwestycji alternatywnych w energetykę EP-NI, w tym przede wszystkim na obszarach wiejskich (Polska Północno-Wschodnia).

  2. Gwałtowny wzrost cen – od około 180 do około 300 PLN/MWh na rynku wytwórczym energii elektrycznej w kontraktach terminowych – zawieranych na czwarty kwartał 2018 r. nie stanowi w żadnym wypadku argumentu na rzecz racjonalności inwestycji w blok węglowy Ostrołęka C. Jest wręcz przeciwnie. Ten wzrost, usprawiedliwiany jest wzrostem cen za emisję CO2, które wzrosły [3] z około 5 €/ton CO2 (czerwiec 2017) do ponad 14 €/ton CO2 (czerwiec 2018) oraz cenami węgla o ponad 40 % wyższymi niż rok temu [4].

W 2008 r. Elektrownie Ostrołęka zostały przejęte przez Grupę Energa i rozpoczęto proces przygotowawczy do budowy Ostrołęki C. Proces ten bardzo kosztowny (koszty dotychczasowych przygotowań szacuje się na około 300 mln PLN) ilustruje głęboki kryzys w całej elektroenergetyce WEK. Z tego punktu widzenia charakterystyczne jest pięć dat. Pierwszą jest 2017 r. –ogłoszony w początkowej fazie procesu pierwszy termin oddania bloku 1000 MW do eksploatacji.Drugą jest 2014 r. – wtedy zapadła decyzja o odstąpieniu od budowy bloku ze względu na nieopłacalność inwestycji. Trzecią jest 2016 r. – ponowna decyzja o budowie bloku i jego oddaniu do eksploatacji w 2024 r. Czwartą jest koniec 2017 r. (28 grudnia) – otwarcie ofert w przetargu na budowę elektrowni Ostrołęka C (minimalna oferta cenowa – 4,8 mld PLN, wykonawca China Power Engineering Group; pośrednia oferta – 6,0 mld PLN – wykonawca Alstom Power Systems; maksymalna oferta – 9,6 mld PLN, wykonawca Polimex-Mostostal, Rafako). Piątą jest połowa maja 2018 r. – podpisanie z GE (Alstom Power Systems) kontraktu na budowę bloku (na razie bez zgody na wejście na budowę).

Alternatywa w postaci rozproszonych źródeł OZE.Inwestycja w postaci Elektrowni Ostrołęka C stanowi dobrą bazę porównawczą (oczywiście nie jedyną) dla alternatywnych inwestycji w źródła OZE. Przy tym każda analiza porównawcza musi mieć ściśle określone kryteria porównawcze. W Raporcie [5] w tym kontekście (kryterium porównawczego) rozważono dwie alternatywne inwestycje: Inwestycję (1), która stanowi wielki zbiór inwestycji w postaci rozproszonych (w kraju) źródeł OZE (Odnawialne Źródła Energii) pod względem produkcji energii elektrycznej równoważny Elektrowni Ostrołęka C oraz Inwestycję (2) stanowiącą zbiór inwestycji w postaci rozproszonych (w powiecie ostrołęckim i w Ostrołęce) źródeł OZE potrzebnych do zapewnienia samowystarczalności energetycznej Ostrołęki i powiatu ostrołęckiego.

Poniżej przedstawia się perspektywę porównawczą charakterystyczną dla Inwestycji (2). Źródłaz produkcją wymuszoną (źródła PV i elektrownie wiatrowe klasy 3 MW produkują około połowę energii),dlatego konieczne staje się zastosowanie zasobów bilansująco regulacyjnych w postaci elektrowni i mikro elektrowni biogazowych z zasobnikami (tab. 1). Stosunkowo duża zainstalowana moc elektrowni biogazowych wynika z rolniczego charakteru powiatu ostrołęckiego i stanowi szansę dla rolnictwa poszukującego alternatywnych źródeł dochodu, w szczególności ze względu na silną redukcję w krótkim horyzoncie (2020) unijnej Wspólnej Polityki Rolnej.

Tab. 1. Struktura bilansu wytwórczego dla mikroregionu ostrołęckiego
przy różnych założonych wartościach deficytu

 

Technologia

Produkcja, GWh/rok

Moc,
MW

Czas wykorzystania mocy zainstalowanej, h/rok

Deficyt, %

Deficyt%

5

10

15

5

10

15

Źródła PV

16,7

16,7

14,8

16,7

16,7

14,8

1000

Elektrownie wiatrowe lądowe

84,0

78,0

76,6

42,0

39,0

39,0

2000

Elektrownie biogazowe
z zasobnikiem

17,5

17,5

17,5

3,1

3,1

3,1

5600

Mikro elektrownie biogazowe

26,3

17,5

17,5

3,3

2,2

2,2

8000

Mikro elektrownie biogazowe z zasobnikiem

105,1

87,6

70,1

18,8

15,6

12,5

5600

SUMA

249,6

217,3

196,5

83,9

76,7

71,6

Bilans energii

Nadwyżka

59,7

37,3

26,5

Deficyt

10,0

20,0

30,0

Saldo

49,7

17,3

-3,5

 

Na rys. 1 zmieszczono uporządkowany roczny bilans mocy dla mikroregionu ostrołęckiego. Z analizy wynika, że utrzymanie założonego deficytu na niskim poziomie (5 %) wymaga zainstalowania największej mocy elektrowni biogazowych. Przy zachowaniu 15 % deficytu, sumaryczna produkcja energii w źródłach jest mniejsza od rocznego zapotrzebowania, co powoduje powstanie ujemnego salda na osłonie kontrolnej mikroregionu. Należy podkreślić, że celem analizy nie jest całkowite wyeliminowanie energetyki WEK, ale pokazanie istniejących możliwości produkcji energii w źródłach OZE, szczególnie w środowisku kosztów krańcowych [1].

Do całkowitego zbilansowania energii w mikroregionie ostrołęckim konieczne byłoby uzupełnienie struktury bilansu wytwórczego o inne technologie i usługi energetyczne takie jak: cenotwórstwo czasu rzeczywistego, net metering (opomiarowanie netto – barterowe rozliczenie produkcji energii elektrycznej pomiędzy prosumentami a KSE) i selfdispatching(samodzielne pokrycie zapotrzebowania na energię) wpływające na profil zapotrzebowania, magazyny energii, transfer gazu z rynku ciepła i paliw z rynku transportu [1] albo uwzględnienie w bilansie nowych lub udoskonalonych technologii wytwórczych.

Zatrudnienie w alternatywnych inwestycjach OZE. Na świecie rośnie zatrudnienie pośrednio i bezpośrednio związane z energetyką odnawialną (w roku 2017 przekroczyło poziom 9,8 mln zatrudnionych). Wiąże się to z gwałtownym rozwojem zarówno technologii OZE, ale również powstaniem nowych usług powiązanych z energetyką odnawialną. Jednocześnie spada zatrudnienia w sektorze paliwowo-energetycznym. Z raportu [6] wynika, że między rokiem 2000 a 2014 w sektorze paliwowo-energetycznym ubyło 300 tys. miejsc pracy (ok. 15 proc.), co więcej nie zmieniło to poziomu wartości dodanej na pracownika w sektorze. Natomiast w Polsce w 2015 r. zatrudnienie w Polsce bezpośrednio i pośrednio związane z energetyką odnawialną przekroczyło 40 tys. (tab. 13). Należy jednak podkreślić, że jest to jedynie 4 % etatów związanych z energetyką odnawialną w Europie. Z drugiej strony co piąta osoba (20 %) zatrudniona w sektorze paliwowo- energetycznym w Europie pracuje w Polsce. Dane te pokazują jak mało efektywna jest polska energetyka.

Podobną tendencję można zauważyć śledząc wyniki finansowe polskich przedsiębiorstw związanych z WEK (Wielkoskalowa Energetyka Korporacyjna). W 2015 r. pierwszy raz wynik finansowy brutto w górnictwie i wydobyciu oraz w sektorze wytwarzania i zaopatrywania w energię elektryczną, gaz, parę wodną i gorącą wodę był ujemny, natomiast wyniki finansowe brutto przedsiębiorstw powiązanych z OZE są coraz lepsze (mimo niesprzyjającej polityki energetycznej dla OZE). W tym kontekście inwestycja w bloki węglowe ograniczy możliwość inwestycji przez EP-NIw źródła odnawialne i usługi energetyczne na wschodzących rynkach energii elektrycznej (rozwój MSP na lokalnym rynku). Również rolnictwo utraci szansę na alternatywny dochód związany z produkcją na potrzeby elektrowni biogazowych.

Porównując zatrudnienie, z inwestycjami w źródła OZE wiąże się utworzenie o 45 % więcej miejsc pracy, w porównaniu do inwestycji w elektrownię węglową Ostrołęka C. W skrajnym przypadku, gdy dla elektrowni węgiel będzie importowany (a jest bardzo duże ryzyko, że tak będzie) zatrudnienie znajdą jedynie pracownicy Elektrowni Ostrołęka C (250 osób) (miejsca pracy przeniosą się poza granice Polski), zatrudnienie związane z energetyką odnawialną będzie więc 1200 % wyższe.

Alternatywna dla Ostrołęki C inwestycja, wykorzystująca w energetykę odnawialną tworzy rynek inwestycyjny w energetyce EP-NI wynoszący od 10 do 17 mld PLN dla kraju, natomiast dla mikroregionu ostrołęckiego (lokalne pokrycie potrzeb energetycznych przez źródła OZE) od 670 do 870 mln PLN.

Podsumowując powyższe hipotezy, Elektrownia Ostrołęka C blokuje możliwości inwestycji w regionie ostrołęckim w źródła OZE i powiązane usługi energetyczne. Alternatywna inwestycja w źródła odnawialne wpływa na zwiększenie zatrudnienia a tym samym wzrost kompetencji mieszkańców powiatu. Dodatkowe przychody mogą uzyskać rolnicy dostarczający rośliny energetyczne, MSPświadczące usługi energetyczne czy produkujące komponenty dla źródeł OZE. Tworzenie lokalnych firm wiąże się z poprawą sytuacji mikroregionu, ale przynosi również wymierne korzyści dla powiatu i miasta związane np. z podatkiem CIT (MSP) oraz PIT (większe zatrudnienie).

3. MINISYSTEMWME WIELKOPOLSKA POŁUDNIOWA SBU

MinisystemWME to zdezaglomerowana terytorialnie platforma, charakteryzująca się w pełni zrównoważoną strukturą popytowo-podażową. W tendencji, zdolna do samoistnego funkcjonowania w kategorii usług systemowych, posiadająca zasób usług równoważny, chociaż fizycznie i biznesowo całkowicie odmienny od obecnego zakresu usług systemowych realizowanych przez operatora OSP. W praktyce jest to zakres obejmujący: rynek bilansujący oraz wystarczające rezerwy mocy i zdolności regulacyjne charakterystyczne dla regulacji pierwotnej.

PrzykłademminisysemuWME, inwestycji, która ma obecnie duży potencjał transformacji polskiego systemu elektroenergetycznego, jest opisany szczegółowo w Raporcie 6 cyklu BPEP [2] minisystemWMEWielkopolska Południowa (SBU), który został skonsolidowany w procesie badawczo-uzgodnieniowym w realnym środowisku gospodarczym. MinisystemWME Wielkopolska Południowa (SBU) obejmuje głównie grupę samorządową CRK, ale również niezależnych inwestorów (NI), sektor MSP, prosumentów (P) oraz gospodarstwa domowe (GD), które podmiotowo zostały zebrane w tabeli 2. Na minisystemWME Wielkopolska Południowa (SBU) składają się więc trzy elektrownie wiatrowe (każda o mocy 3 MW) w gminach Krobia i Poniec (są one obecnie częścią2- segmentowej farmy wiatrowej o mocy 63 MW, ale do celów modelowania zostały z niej wydzielone), dalej są to elektrownie wiatrowe w Ostrowie Wielkopolskim, Raszkowie i Odolanowie, a także źródło PV dużej mocy w Ostrzeszowie.W skład WME wchodzą również istniejące źródła kogeneracyjne gazowe i biogazowe należące do grupy kapitałowej CRK, a dodatkowo źródła, których budowa jest planowana przez grupę CRK (inwestycje będące w fazie projektowej). Tabela 2 przedstawia zatem najbardziej podstawową charakterystykę zasobów wytwórczych i odbiorczych dla WME Wielkopolska Południowa (SBU) w układzie podmiotowym, w tym koszty wytwarzania, opłaty sieciowej i dostawy energii.

Tab. 2. Struktura podmiotów WME Wielkopolska Południowa (SBU)

 

Produkcja /
zapotrzebowanie
(1) GWh

Moc

MW

Czas wykorzystania mocy zainstalowanej

h/rok

Jednostkowy koszt wytwarzania

PLN/MWh

Opłata sieciowa

PLN/MWh

Koszt dostawy energii

PLN/MWh

Istniejące

PV-NI(1)

2,1 / 0

2

1050

400

110

510

KG-CRK(1)

28 / 3

5,3

5300

330

100

430

KB-CRK(2)

5,2 / 0,6 zima

3,5 / 0,4 lato

1,5 zima

1 lato

3500 – zima

3500 – lato

500

100

600

EB-CRK(3)

1,2 / 3,5

0,3

3600

330

65

395

EW-NI(2)

25,2 / 0

9

2800

240

110

350

EW-NI(3)

19,7 / 0

9

2200

280

110

390

EW-NI(4)

3,5 / 0

1,6

2200

280

110

390

EW-NI(5)

3,5 / 0

1,6

2200

280

110

390

MSP(1)

0 / 7,0

2,1

3300 (85 % nocą)

SK-CRK(4)

0 / 1,2

0,5

2400 (70% nocą)

OSDn(1)

0 / 12

4000

OSDn(2)

0 / 8

4000

GD-miasto

0 / 81

3500

GD-wieś

0 / 40

3000

Suma

91,9 / 156,7

Inwestycje wytwórcze w procesie przygotowawczym

EB-CRK(5)

3,4 / 0

0,7

4900

330

110

440

EB-CRK(6)

6 / 0

1

6000

330

110

440

KG-CRK(7)

36 / 0

6,8

5300

330

100

430

KG-CRK(8)

3 / 0

3

3150

400

110

510

Suma

49,4 / 0

Potrzeby WME (projekty przyszłościowe)

PV-P(1)

1 / 1

1

1050

200

50

250

EB-P(2)

11,2 / 2,2

2

5600

590

100

690

UPS-CRK(9)

7 / 0

2

3500

1000

0

1000

Suma

19,2/ 3,2

WME

RAZEM

160 / 160

(1) Dane przedstawiono jako dwie wartości roczne zapotrzebowanie oraz roczną produkcję energii dla każdego z podmiotu.

WME Wielkopolska Południowa (SBU) charakteryzuje się rocznym zapotrzebowaniem energii wynoszącym 160 GWh, które w większości jest pokryte za pomocą źródeł wchodzących w skład minisystemu. Na podstawie wyników modelowania (szósty Raport BPEP[2]), wykorzystujących 5-minutowe profile w WME Wielkopolska Południowa (SBU) występuje 6 % deficyt i 5 % nadwyżka o profilu przedstawionym na rys. 3.

Przykładowe bilanse energetyczne. Przykładowym dniem, w którym występuje zarówno nadwyżka (wynikająca z założeń algorytmu sterownia źródłami) jak i deficyt jest 16 marzec (rys. 5). W tym dniu występuje duża zmienność produkcji w elektrowniach wiatrowych, która dodatkowo jest odwrotnie skorelowana w stosunku do zapotrzebowania. Mianowicie, w okresie niskiego zapotrzebowania od północy do godziny 8:00 (rys. 4), produkcja w źródłach wiatrowych jest duża (występuje nadwyżka) natomiast w okresie największego zapotrzebowania w godzinach 18:00 do 21:00 produkcja w elektrowniach wiatrowych jest bliska zeru (występuje deficyt).

W kontekście deficytów energii dla WME należy jeszcze rozpatrzyć możliwość wykorzystania potencjału produkcji w kogeneracyjnych źródłach gazowych oraz UPS-ach. Moc elektryczna tych źródeł jest powiązana z produkcją ciepła chociaż zastosowany algorytm (szósty Raport BPEP [2]) uwzględnia ich (tych źródeł) możliwości regulacyjno-bilansujące. Związane jest to ze zwiększeniem się kosztów wytwarzania energii elektrycznej, ale pozwala na bardziej elastyczne bilansowanie minisystemuWME.

Przedstawiona alternatywna inwestycja charakterystyczna dla obszarów wiejskich w której zapotrzebowanie w całości było pokrywane za pomocą źródeł OZE, charakteryzuje się trudnościami w bilansowaniu w sytuacji, gdy produkcja w źródłach z produkcją wymuszoną była bliska zeru. Inaczej jest w minisystemieWME Wielkopolska Południowa (SBU), w którym istnieją kogeneracyjne źródła gazowe. Dla zilustrowania problemu na rys. 6pokazano strukturę wytwórczą w okresie gdzie przez siedem dni z rzędu, produkcja w źródłach PV oraz elektrowniach wiatrowych jest bardzo mała (14 do 22 stycznia, rys. 6).

Zakładając możliwość wykorzystania potencjału produkcji źródeł kogeneracyjnych oraz UPS-ów (rys. 7), okazuje się, że WME bilansuje się, pod względem energii, w każdym dniu. Stanowi to sygnał o tym, że istnieje duży potencjał kształtowania profilu zapotrzebowania (przenoszenia produkcji). Dodatkowo w analizowanym okresie (14 do 22 stycznia) deficyt wyniósł 450 MWh, a potencjał produkcji 680 MWh, saldo energii jest więc dodatnie. Należy również podkreślić, że maksymalna moc deficytu nie przekroczyła 12 MW, więc w całym okresie dostępne jest 2/3 maksymalnej mocy zapotrzebowania dlaWME.

Potrzeba nowego rynku energii elektrycznej. Przedstawione bilanse uwiarygodniają bardzo silnie roboczą hipotezę o możliwości zastąpienia elektroenergetyki węglowej (oczywiście, w  konsekwencji także elektroenergetyki jądrowej).

Występujące deficyty i nadwyżki energii (rys. 5 i 7) stwarzają możliwość wykorzystania transakcji pakietowych na rynku wschodzącym (1) do sprzedaży lub zakupu energii elektrycznej. Zawarcie kontraktu (sprzedaż lub zakup energii) może być realizowane przez sieciowy terminal dostępowy (Raport 7 cyklu BPEP[2]) z wykorzystaniem np. technologii Blokchain(Raport 12 cyklu BŹEP[1]) w tendencji pozwalając na całkowite zbilansowanie minisystemówWME.

Potencjał wschodzącego rynku energii elektrycznej będzie w kolejnych latach prowadził wprost do tego, że każda inwestycja w bloki węglowe (jeszcze bardziej w jądrowe) będzie praktycznie natychmiast przekształcać się w koszty osierocone (strandedcosts). Jednocześnie będzie utrudniać, na wiele sposobów, transformację rynku energii elektrycznej. W szczególności dlatego, że inwestycje w sieci przesyłowe będą pochłaniać środki na rozwój rozproszonych źródeł OZE. Na przykład inwestycja w Elektrownię Ostrołęka C pociąga za sobą budowę linii Ostrołęka–Stanisławów, której koszt jest szacowany na około 300 mln PLN i ma być realizowany przez konsorcjum ELFAKO, ELTEL, SPIE ELBUD.

    1. mbridge Econometrics, lipiec 2016

You must be logged in to post a comment Login

Komentarz