ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRE
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


SPONSORZY
ASSECO
PGNiG
ENEA

Polska Spółka Gazownictwa
CMS

PGE
CEZ Polska
ENERGA





KOMENTARZE

Wakacje dla bloków węglowych?
10.08.2020r. 05:00

Waldemar Szulc, Dyrektor Biura Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie
Środek lata to dla energetyki był zawsze trudny okres dla zbilansowania zapotrzebowania na energię elektryczną. Znaczna ilość mocy wytwórczych, czyli dawniej bloków węglowych, miała zaplanowane postoje remontowe w okresie wiosenno-letnim. Wysokie letnie temperatury pogarszały warunki chłodzenia w elektrowniach. Dodatkowo w ostatnich latach letnie zapotrzebowanie w godzinach szczytowych już niewiele odbiegało od szczytów zimowych. Dla elektrowni wiatrowych wakacyjne miesiące nie charakteryzują się najlepszą produktywnością. Więc nie możemy opierać się na dopełnieniu bilansu tymi źródłami niesterowalnymi.

Zapewne wszyscy energetycy pamiętają i będą pamiętać poniedziałek 10 sierpnia 2015. Tym starszym energetykom przypomniały się czasy lat 80 tych, i ogłaszanych kolejnych "stopni zasilania" i wprowadzanych ograniczeniach dla odbiorców. Obecnie z pomocą ruszyła fotowoltaika. To najlepsze źródła na szczytowe letnie godziny. Niestety są też niesterowalne i żaden operator krajowego systemu nie może opierać na nich bezpieczeństwa dostaw. Lekarstwem dla PV będą magazyny energii ( nieraz już pisałem o poszukiwaniach energetycznego "świętego gralla").

W tym roku napięty letni bilans zaopatrzenia w energię elektryczną paradoksalnie złagodził kryzys gospodarczy (epidemiczny). Ale sadząc z zapotrzebowania krajowego w lipcu, ten niechciany okres mniejszego zapotrzebowania wynikającego z wyhamowania gospodarki w okresie koronawirusa już mija. Krajowe zapotrzebowanie w lipcu r/r było mniejsze tylko o 371 GWh (- 0,8 proc.) od ubiegłorocznego. Więc potrzeby produkcyjne z krajowych elektrowni węglowych powinny być na ubiegłorocznym poziomie. Ale, że tak nie jest, to wiemy to od dawna. Zwiększył się udział produkcji krajowej na gazie o 53 proc. ( + 223 GWh) i udział importu o + 22,6% ( + 242 GWh). Trwała jest tendencja zmniejszania udziału produkcji energii z węgla. W elektrowniach na węgiel kamienny lipiec r/r to o 8,6% mniej ( -552 GWh). W elektrowniach na węgiel brunatny spadek był jeszcze większy, bo o 11,5 proc. ( - 346 GWh).

Udział w strukturze produkcji powinien wynikać z dostępnych zdolności wytwórczych poszczególnych rodzajów źródeł i z cen hurtowych energii (jeżeli nie ma żadnych ograniczeń sieciowych). Ale to tylko teoria rynkowa, bo zarówno u nas w kraju jak i w całej UE rynek energii mocno zakłócają preferencje czy dotacje dla niektórych źródeł i realizowana polityka klimatyczno-energetyczna.

Uproszczona ocena zmiany struktury produkcji w lipcu r/r, to w mojej ocenie w pierwszej kolejności przejęcie całego zmniejszenia krajowego zapotrzebowania (-371 GWh) przez elektrownie węglowe pracujące w tzw. podstawie, czyli te na węglu brunatnym (- 346 GWh). Taką tendencję odnotowały wszystkie rynki europejskie.

Skoro skutki kryzysu gospodarczego i zmniejszenia zapotrzebowania przejął w Polsce na siebie głównie węgiel brunatny, to w lipcu spadek produkcji energii z węgla kamiennego był efektem zwiększenia się produkcji ze źródeł OZE ( PV + 263 GWh, woda +88 GWh) i przez tańszy import (+ 242 GWh).

Analizując średnie obciążenie bloków węglowych widać wyraźną tendencje do zmiany reżimu pracy na regulacyjno-szczytowy. Jeszcze 2-3 lata temu niektórym z nas wydawało się, że to mało prawdopodobne aby bloki 200 MW miały rocznie ok. 200 planowych odstawień. Konieczne więc pilnie będzie dobre przygotowanie się do takiego nowego reżimu pracy ( częste odstawienia, rozruchy ze stanu gorącego i ciepłego, skracanie czasu rozruchów, zmniejszanie kosztów rozruchów) . Wszystko z zachowaniem warunków technologicznych i unikania degradacji materiałów i urządzeń. Niedługo będziemy mogli wykorzystywać efekty prowadzonego przez NCBiR Programu Bloki 200+, dla którego Doradcą Technicznym jest TGPE. Takie dostosowanie do nowego reżimu pracy to w mojej ocenie konieczność, dla efektywnego utrzymania bloków klasy 200 na rynku w okresie przejściowym przebudowy mixu technologicznego. Właśnie te bloki obecnie stanowią podstawę dla elastyczności i regulacyjności KSE. Widzimy, że Operator w coraz większym stopniu tak wykorzystuje bloki węglowe. Efektem jest oczywiście zmniejszenie produkcji i proporcjonalnie zmniejszenie przychodów ( pomijam w tym momencie wpływ rynku bilansującego). Gdyby nie wprowadzany od 01.01.2021 rynek mocy to taki pogłębiający się trend z roku na rok musiałby skutkować zwiększeniem ilości trwałych włączeń bloków z powodów ekonomicznych a nie zakończenia ich eksploatacji z powodu utraty trwałości technicznej.

Nie zawsze pozytywnie oceniane były wprowadzane zmiany w energetyce ( rynek mocy, uelastycznianie bloków węglowych, kosztowne modernizacje dla dostosowania do konkluzji BAT). W mojej ocenie są one niezbędne dla utrzymania zdolności regulacyjnych wymaganych dla utrzymania integralności KSE i ciągłości dostaw energii . Zapewne obecną rolę regulacyjną tych bloków węglowych później przejmą bloki gazowe lub inne technologie sterowalne, oparte na źródłach innych niż paliwa kopalne. Do tego czasu konieczne jest jednak utrzymanie dyspozycyjności starych bloków węglowych i zrealizowanie niezbędnych modernizacji. Jedno i drugie to spore wydatki które trudno pokryć zmniejszającymi się przychodami tylko z rynku energii. Jedyna szansa na pokrycie tych kosztów to przychody z rynku mocy lub z wprowadzonych innych nowych mechanizmów wsparcia dla utrzymania niezbędnych rezerw dla KSE w źródłach sterowalnych.

Przychody z rynku mocy dla starszych bloków węglowych ( z emisją > 550) to tylko kilkuletnia perspektywa ( do połowy 2025 roku) ale z koniecznością utrzymania bardzo wysokiej dyspozycyjności, bo pamiętać trzeba o sankcjach finansowych wynikających z ustawy o rynku mocy za niewypełnianie obowiązków mocowych.

Nowa PEP 2040 powinna określić czy w perspektywie najbliższych kilku lat dynamika rozwoju źródeł gazowych zapewni bezpieczeństwo krajowego systemu czy jednak utrzymanie źródeł węglowych będzie niezbędne w dłuższym okresie, a tym samym konieczność zapewnienia mechanizmu wynagradzania ich utrzymania i dyspozycyjności. W mojej ocenie, nie mamy realnie innej alternatywy w perspektywie najbliższych kilku lat. Z najwyższym zainteresowaniem oczekujemy więc na plany Rządu w tym obszarze, a w tym kolejną iterację Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku oraz aktualizację Zintegrowanego Krajowego Planu Energii i Klimatu.
Zobacz także:

Dodaj nowy Komentarze ( 2 )

KOMENTARZE ( 2 )


Autor: Socyal 11.08.2020r. 08:31
Idziemy w scenariusz Niemiec czy Danii. Czyli bardzo wysokie ceny w detalu.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: antymonopol 11.08.2020r. 10:45
Nieprawda bo idziemy w scenariusz węglowy. Z naszego najdroższego węgla na świecie mamy już najdroższą energię... pełna treść komentarza
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 2 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie


PARTNERZY
PGNiG TERMIKA
systemy informatyczne
Clyde Bergemann Polska
PAK SERWIS Sp. z o.o.
ALMiG
GAZ STORAGE POLAND
GAZ-SYSTEM S.A.
Veolia
PKN Orlen SA
TGE
Savangard
Audax
Tauron
Tauron
DISE
BiznesAlert
Obserwatorium Rynku Paliw Alternatywnych ORPA.PL
Energy Market Observer
Gazterm
Innsoft



cire
©2002-2020
mobilne cire
IT BCE