Regulacje unijne wyzwaniem dla polskiej energetyki

30 czerwca 2018, 09:16
2017_10_06_zdjecie_tygodnia
Fot. www.blok5i6.pl

O zagrożeniach dla KSE związanych z wysokimi temperaturami, inwestycjach w farmy wiatrowe na Bałtyku oraz budowie nowych bloków energetycznych - mówi w rozmowie z Energetyka24 dr Przemysław Zaleski.

Jakub Kajmowicz: Nie unikniemy zapewne fali upałów, jak Pan ocenia stopień przygotowania KSE? Grozi nam blackout?

KSE doskonale zdaje sobie sprawę, że upały wpłyną nie tylko na zwiększony pobór energii, związany z wykorzystywaniem klimatyzacji i utrzymaniem odpowiedniej ilości chłodu w urządzeniach oraz pomieszczeniach przechowujących żywność, ale także w biurach i gospodarstwach domowych. Dodatkowym problemem jest wykorzystywanie wody do chłodzenia elektrowni konwencjonalnych, jeżeli jej temperatura podniesie się powyżej 26 stopni C.

Z doświadczenia wiem, że PSE ma opracowane plany działań - jak uruchomienie rezerw mocy w jednostkach wytwórczych nie będących dużymi elektrowniami, których potencjał to 300 MW. Możliwa jest także okresowa praca z przeciążeniem, a to kolejne 100 MW oraz operatorski import energii od 300 do 500 MW. Zakładam także zwiększenie interwencyjnej rezerwy zimnej – a to około 830 MW. Warto przypomnieć, że niecałe dwa lata temu, w sierpniu 2015, PSE zarządził 20 stopień zasilania, nakładając na odbiorców przemysłowych ograniczenie w dostawach i poborze energii elektrycznej. Ponadto w większym stopniu będzie można wykorzystywać programy  Demand Side Responce (DSR), czyli usług redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP, której potencjał udało się zagwarantować na poziomie 185 MW w okresie letnim.

W perspektywie najbliższych lat będziemy musieli wyłączyć część mocy wytwórczych, czy jesteśmy przygotowani? Na ile takie inwestycje, jak nowe bloki w Opolu poprawiają sytuację?

To jest faktycznie wyzwanie przed KSE, ponieważ dopiero w ostatnich latach zaczęto odbudowywać polski potencjał wytwórczy i nieco poprawiać sytuację - ukończono cztery nowe bloki węglowe: w elektrowniach Pątnów i Łagisza  o mocy 460 MW, w elektrowni Bełchatów o mocy 858 MW i ostatnio oddany blok 11 w elektrowni Kozienice o mocy 1075 MW. Zaawansowane w budowie są również bloki w elektrowni Opole 2 x 900 MW oraz w elektrowni Jaworzno III o mocy 1000 MW. W połowie 2016 roku rozpoczęto realizację bloku o mocy 450 MW w elektrowni Turów. Ponadto, oddane lub przygotowywane są także bloki opalane gazem, jak należące do koncernu PKN Orlen: blok o mocy 460 MW we Włocławku oraz blok o mocy 596 MW w Płocku. A także kilka mniejszych, np. w Gorzowie o mocy 138 MW, czy w Toruniu dwa bloki o mocy 50 MW. Dokończony będzie również blok w Stalowej Woli o mocy 460 MW. Rozpoczęto także inwestycję w elektrociepłowni Żerań (o mocy 497 MW). Projekty te powinny w pewnym stopniu zrównoważyć bilans ubytków ale według analiz PSE - mam na myśli dokument pt. „Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 – 2035” nie jest to sytuacja wystarczająca.

Musimy pamiętać, że wejście w życie Dyrektywy IED przekłada się na wyłączenie z krajowego systemu energetycznego (do 2023 r.) ok 5,8 GW. Jednostki wytwórcze, których nie dało się dostosować do IED, w ramach derogacji naturalnej otrzymały zgodę, aby od wejścia Dyrektywy (czyli od 1 stycznia 2016 do 31 grudnia 2023) pracować na poziomie 17500 godzin - czyli mniej więcej po 6 godzin dziennie. Dodatkowym problemem są wymogi związane z wdrażaniem konkluzji BAT (Best Available Technology). Standardy wymagane przez BAT są bardziej wymagające i dotyczą większej ilości zanieczyszczeń czyli SO2, NOx i pyłów.

A jak Pan ocenia w tym kontekście (zwiększania potencjału wytwórczego) przejęcie aktywów EDF przed Polską Grupę Energetyczną?

To był krok w dobrą stronę, jeżeli spojrzymy na optymalizację kosztów wytwarzania w ramach jednej grupy. PGE może w większym stopniu rozłożyć swoje koszty i lepiej wykorzystywać swój potencjał kadrowy w zakresie prowadzenia źródeł wytwórczych, bardziej optymalnego serwisowania i równoważenia swoich potrzeb pod kątem sprzedaży i dostawy energii dla pozyskanych klientów. Więcej mocy to także lepsze możliwości dla tradingu PGE i dodatkowe możliwości do handlu także poza granicami Polski.

I ostatnie pytanie - czy pańskim zdaniem polskie firmy powinny angażować się w offshore na Bałtyku? Jakie warunki trzeba spełnić, aby były to inwestycje udane?

Jak najbardziej i takie plany są zakładane o czym świadczą wypowiedzi szefów polskich koncernów energetycznych i paliwowych. Morskie farmy wiatrowe to technologia znana od dawna, chociaż do niedawna była to domena krajów o korzystnym położeniu geograficznym - jak Wielka Brytania, czy Dania. Na ostatnim Bałtyckim Forum Przemysłu Energetyki Morskiej , gdzie miałem przyjemność być panelistą, jako najważniejszy warunek wskazywano wydanie warunków lokalizacyjnych i możliwości przyłączeniowe do sieci. Dużą zaletą tej technologii jest to, że jest ona generalnie bardziej stabilna produkcyjnie niż inne formy OZE bo charakteryzuje się dużo bardziej korzystną dla systemu energetycznego pracą w tzw. podstawie – co wynika z większej stabilności i siły wiatru morskiego. Polski potencjał morskiej energetyki wiatrowej szacuje się od 8 GW do 10 GW. Poziom dostaw dla inwestycji energetycznych na morzu ma potencjał stać się ważną polską specjalizacją przemysłową gdzie pracę znajdzie nawet 77 tys. pracowników po roku 2025 – czyli jest o co walczyć.

Dziękuję za rozmowę.

KomentarzeLiczba komentarzy: 0
No results found.
Reklama
Reklama
Reklama
Tweets Energetyka24