Przełom technologiczny po polsku. Nowe bloki węglowe radzą sobie gorzej od wiatraków

Nad dwoma najnowszymi blokami węglowymi w kraju wisi jakieś fatum. Jeśli nic nie dzieje się w Elektrowni Turów z blokiem 496 MW, to zapewne będą jakieś problemy z 910 MW w Elektrowni Jaworzno. Wydawało się, że po serii awarii, kłótni o odpowiedzialność za kiepskie wykonanie jednostek, wszystko idzie ku dobremu, aż doszło do pożaru na bloku 910 MW. Najpewniej wróci on do pracy z początkiem lipca, ale czy będzie to niczym nieprzerwana generacja – czas pokaże.

Odkładając na bok niewielkie zasoby szczęścia, jakie mają właściciele nowych bloków, czyli PGE i Tauron, to nawet jeśli uwzględni się przymusowe odstawienia nowych jednostek, ich praca daleka jest od idealnej.

Nowe węglówki ani dyspozycyjne, ani efektywne

Najpierw kilka ważnych informacji: jednostki na węgiel co do zasady powinny pracować w podstawie, najlepiej, jakby były jak najrzadziej odstawiane (wyłączane). Nieprzerwana praca, z odpowiednią mocą, jaką wykonywały i wykonują przez dekady leciwe już bloki z lat 70. i 80. XX w., to gwarancja nie tylko niższej awaryjności, ale i tego, że projekty się spłacają. W dobie zmieniających się realiów systemu elektroenergetycznego, większego udziału OZE, jednostki węglowe zaczęły pracować zupełnie inaczej. Coraz częściej są zmuszone – w zależności od dostępności OZE, cen itd. – pracować w ciągu dnia z raz większą, raz mniejszą mocą, by bilansować system. A nie do tego są przeznaczone.

Dlatego też spadający capacity factor (współczynnik wykorzystania mocy) elektrowni węglowych nie może dziwić. Mniej pracują, mniej generują – to oczywiste. Ten współczynnik spada na całym świecie wraz z rozwojem OZE, magazynów energii. Jednostki na węgiel brunatny czy kamienny nadal będą stanowić rezerwę, ale pod pewnymi warunkami. Muszą być sprawne i nieawaryjne. Tego warunku nie spełniają zarówno blok 910 MW w Jaworznie, jak i nowy blok w Turowie.

Energetyka24 przeanalizowała publikowane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne dane dot. generacji tych bloków. Wychodzi na to, że krytycy pomysłu oddawania do użytku ogromnych jednostek, zamiast podzielenia ich na 3-4 mniejsze, mieli rację. Wysłużone „dwusetki” wciąż dają radę, a w Polsce co jakiś czas wypada ponad 1,4 GW mocy – bo opisywane bloki w Jaworznie i Turowie razem właśnie taką dysponują.

W całym 2023 r. nowy blok w Jaworznie osiągnął capacity factor na poziomie 37 proc. Uśredniając, przez 365 dni roku pracował na niecałe 40 proc. (w relacji do teoretycznej, osiągalnej mocy bloku). Ten w Turowie miał współczynnik wykorzystania mocy rzędu 23 proc. Mit o niezawodności konwencjonalnej energetyki można przez takie wyniki wyrzucić do kosza.

W I kwartale 2024 r. wykorzystanie bloków w Turowie i Jaworznie nieznacznie wzrosło – jednostka 910 MW osiągnęła wynik 40 proc., 496 MW - 36 proc.

To jednak wyliczenia nieuwzględniające dwóch czynników: przestojów, planowanych i nieplanowanych, oraz nieco trudniejszej do wychwycenia generacji brutto bloków. PSE podaje bowiem dane o tym, ile energii elektrycznej jednostki wprowadzają do sieci. Skoro pracują, muszą pokrywać własne zapotrzebowanie na energię elektryczną (np. zasilanie młynów), więc realnie produkują więcej. Czy różnica między generacją netto a brutto jest duża? To około 7-10 proc. Więc np. licząc dla bloku 496 MW w Turowie – capacity factor za 2023 r. z uwzględnieniem „produkcji własnej” wzrasta do ok. 25 proc.

To jednak wyniki nieuwzględniające ubytków (przestojów, awarii). Gdyby wyrzucić wszystkie przerwy w pracy, to blok w Turowie mógłby pochwalić się w 2023 r. capacity factor rzędu 61 proc., a Jaworzno – aż 66 proc. Bez wliczania pełnoskalowych awarii, byłoby to kolejno – 56 proc. dla Jaworzna i 59 proc. dla Turowa. Jest to dobry prognostyk, choć to trochę śmiech przez łzy – jak już te bloki działają, to pracują nienajgorzej. Tylko że takie zliczanie współczynnika wykorzystania mocy byłoby nieuczciwe. To jakby wyliczać go dla wiatraków (o nich za chwilę), ale pomijać dni, gdy wiatr wiał poniżej oczekiwań, które założono w prognozach podczas lokalizowania turbin. Elektrownia konwencjonalna nie powinna napotykać na tyle problemów. A już na pewno nie taka oddana 2-3 lata temu do użytku.

Jak pracowały te bloki oraz jak wypadają w porównaniu z wiatrakami (w tym wypadku z całą flotą turbin w Polsce i Finlandii; brakuje wiarygodnych zestawień godzinowej generacji w ciągu roku dla pojedynczej turbiny czy farmy wiatrowej), pokazujemy na poniższych infografikach.

Gdy wiatraki przeskakują węgiel

Michał Smoleń z Fundacji Instrat wskazuje, że opracowane przez E24 dane pokazują jasno: rola tradycyjnych źródeł w zmieniającym się systemie elektroenergetycznym będzie maleć i tego trendu nic nie zmieni. – Elektrownie, elektrociepłownie węglowe nadal są potrzebne, to nie ulega wątpliwości, ale również w związku ze starzeniem się floty istniejących źródeł, ich rosnącą awaryjnością, trzeba myśleć o przyszłości, bilansowaniu. Jak długo ok. pięćdziesięcioletnie bloki mogą pracować na minimach technicznych, włączać i wyłączać się częściej niż przewidywano, dynamicznie zmieniać poziom produkcji? Nie są przystosowane do współpracy z OZE i nigdy nie były – mówi.

Wracając do porównania wiatraków z nowymi węglówkami w Polsce, to Jaworzno i Turów wypadają fatalnie. Organizacja WindEurope wskazuje, że aktualnie capacity factor dla wiatraków na lądzie w Europie i Wlk. Brytanii wynosi od 30 do nawet 48 proc., a dla offshore wind (morska energetyka wiatrowa) – 50 proc. Z kolei z danych Fingrid (fiński operator przesyłowy) oraz PSE wynika, że wszystkie elektrownie wiatrowe w obydwu państwach mają współczynnik wykorzystania mocy wynoszący 33 proc. (Finlandia) i 34 proc. (Polska).

Czyli farmy porozrzucane po wielu lokalizacjach w kraju, o różnej wietrzności, można uznać za bardziej stabilne, a ich pracę – za łatwiejszą do przewidzenia. Oczywiście pod pewnymi warunkami, jak np. z pominięciem źródeł dostarczających moc, gdy nie wieje i trzeba zastąpić generację z wiatru. Jest też zasadnicza różnica między technologiami. Elektrownię musi obsługiwać sztab ludzi, nie wspominając o transporcie, składowaniu i kupnie paliwa niezbędnego do jej pracy. Wiatraki są pod tym względem o wiele mniej wymagające.

Czy wiatraki pobiły węgiel? Nic podobnego. Tylko należy pamiętać, że na nowy blok PGE w Turowie wydano 4,3 mld zł, a na ten w Jaworznie około 6 mld zł. Koszt Baltic Power – prawdopodobnie pierwszej polskiej morskiej farmy wiatrowej – to wydatek rzędu 20 mld zł, a jej moc będzie podobna do łącznej mocy wspomnianych bloków. Powyższe dane i prognozy wskazują na to, że to choć farma będzie dwukrotnie droższa, to będą to lepiej wydane pieniądze.

Michał Smoleń z Instratu wskazuje też na pewną nauczkę na przyszłość w kwestii długoterminowego planowania w Polsce, a w zasadzie jego braku.

– Z obecnej sytuacji powinniśmy wyciągnąć wnioski. Dyskutuje się od lat o modernizacji tzw. bloków 200 MW, aby poprawić ich efektywność i elastyczność, jednak projekty te nie zostały wdrożone. Inwestowano w nowe bloki węglowe, aczkolwiek i tu jak widać, nie brakowało perypetii z niezawodnością. Na razie problem z pokryciem szczytowego zimowego zapotrzebowania w drugiej połowie tej dekady oraz w latach 30. XXI w. nie doczekał się jeszcze kompleksowej odpowiedzi. Oczywiście, nikt nie chce tu, teraz i zaraz porzucać elektrowni węglowych. One będą potrzebne w najbliższych latach do zapewnienia rezerwy, razem z nowymi mocami gazowymi. Atom wejdzie do naszego miksu znacznie później i przynajmniej na początku nie w tej skali, by radykalnie zmienić sytuację w tym aspekcie – podsumowuje Smoleń.