H. Majchrzak: OZE będą rozwijać się obiektywnie – ale tempo tego rozwoju zależy już od nas [wywiad]

Źródła odnawialne z punktu widzenia zarządzania systemem elektroenergetycznym możemy podzielić na sterowalne i niesterowalne. Pracę elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych można prognozować, ale trudno nią sterować. Gdy wyposaży się te źródła w magazyny energii, ten problem znika – mówi w wywiadzie dla portalu Gramwzielone.pl dr inż. Henryk Majchrzak, b. prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. oraz b. dyrektor Departamentu Energetyki w Ministerstwie Gospodarki, a obecnie przewodniczący Polskiego Komitetu Światowej Rady Energetycznej.

Gramwzielone.pl: – Jakie zmiany mają miejsce w polskim systemie elektroenergetycznym i jakie wyzwania wynikają z tych zmian?

Dr inż. Henryk Majchrzak: – Warto zwrócić uwagę, jak zmienia się obciążenie szczytowe systemu elektroenergetycznego. Następuje zmienność dobowa, zmienność weekendowa – weekendy są bardzo trudne do przejścia dla systemu – i oczywiście zmienność sezonowa. Moim zdaniem najciekawszy jest ten ostatni trend. Analizując dane za ostatnie lata, widać wyraźnie, że w miesiącach zimowych osiągamy w miarę stabilny poziom obciążeń szczytowych, jednak latem poziom obciążeń szczytowych mocno wzrósł. Oczywiście domyślamy się, czego jest to efektem.

REKLAMA

Zmiany w systemie, które zachodzą w okresie letnim, były odczuwalne w sierpniu 2015 r., czyli w okresie, kiedy kierował Pan polskim systemem elektroenergetycznym jako prezes PSE Operator.

– Pamiętamy – szokujące wielu – zjawisko 20. stopnia zasilania w sierpniu 2015 r.. On oczywiście obowiązywał tylko kilkanaście godzin, później już mieliśmy stopnie, które pozwalały na swobodne korzystanie z mocy – oczywiście do mocy zamówionej.

Problemem, z jakim zetknęliśmy się wówczas, był gwałtowny ubytek kilku tysięcy megawatów. Energetyka konwencjonalna sobie nie poradziła. System okazał się niewydolny z punktu widzenia części generacyjnej, zwłaszcza najstarszej jej części.

Oczywiście później sytuacja wróciła do normy, ale to jest pozorne. Musimy mieć świadomość, że gdy podobne upały się powtórzą, to wody w rzekach nie przybędzie, kondycja starych elektrowni nie poprawi się – mimo pewnych działań, które zostały podjęte w ostatnim czasie. Czekają nas również trudne chwile w przyszłości.

Na ile udało się zapanować nad problemami z podażą energii w sierpniu 2015 r.?

– Sytuacja w sierpniu 2015 r. była dramatyczna, ale kontrolowana. Gdyby nie podjęto wówczas odpowiednich i trudnych zarazem decyzji, sytuacja wymknęłaby się spod kontroli i mielibyśmy stan, o którym w ogóle nie chcę myśleć. Jednak – mimo, że sytuacja była kontrolowana i panowaliśmy nad systemem – koszty niedostarczonej energii wahały się w okolicy 7-8 tys. zł za niedostarczoną megawatogodzinę. To koszty sytuacji kontrolowanej, ale nie awaryjnej.

Co stałoby się, gdyby sytuacja wymknęła się spod kontroli?

– Sytuacja awaryjna miała miejsce w zimie w 2008 r. w województwie zachodniopomorskim. Wtedy koszty niedostarczonej energii wyniosły od 13 do 15 tys. zł za MWh, przy czym nie skalkulowano kosztów w gospodarstwach domowych, które są trudne do oszacowania. Amerykanie szacują koszty niedostarczonej energii w czasie awarii, mnożąc cenę energii razy sto.

Mówię to tylko dlatego, żeby powiedzieć, że nie ma dyskusji o tym, czy warto robić wszystko, żeby pokrywać obciążenia w szczycie i nie dopuścić do sytuacji braku zbilansowania.

Ostatnio rząd chyba przekonał się, że jednym z rozwiązań letnich obciążeń systemu może być fotowoltaika, która najlepiej pracuje w tym okresie, i stąd plan przeprowadzenia aukcji, dzięki którym ma powstać istotny potencjał farm fotowoltaicznych.

– W tym kontekście nasze dyskusje o fotowoltaice, jako jednym z narzędzi, są absolutnie uzasadnione. Mimo, że zrealizujemy do roku 2030 r. te wszystkie inwestycje, które już się toczą – to jest około 6 tys. MW w elektrowniach konwencjonalnych na węgiel i gaz  – mimo, że zakłada się, że zbudujemy jeszcze kolejne 9 tys. MW w jednostkach nie będących centralnie dysponowanymi, a w tym w instalacjach OZE  – to powtarzające się problemy ze zbilansowaniem mocy, przy braku koniecznych modernizacji istniejących bloków, mogą się pojawić już w roku 2018, a w wariancie optymistycznym – kiedy zostaną wykonane wszystkie modernizacje związane z dostosowaniem się do wymagań środowiskowych  – około roku 2022. Tak pokazują dotychczasowe analizy statystyczne.

Warto więc, w kontekście tych informacji, myśleć o rozwoju energetyki odnawialnej jako szybkiego sposobu na poradzenie sobie z możliwymi sytuacjami w najbliższej przyszłości, ponieważ co do tego, że te trudne warunki bilansowe KSE będą się powtarzać, wątpliwości nie ma.

Jakie mamy możliwości, aby zapobiec ograniczeniom w dostawach energii?

– Analizy mówią, że ostatnie 1000 MW mocy szczytowej w systemie to tylko 100 godzin w roku, a ostatnie 500 MW to tylko 20 godzin w roku. To wielkość, którą warto zapamiętać, żeby sobie uświadomić, jak ten szczyt działa. Ta moc jest potrzebna, ale bardzo krótko.

Jeśli wybieramy sposób na pokrycie tego bilansu, to nie można uciec od trzech kwestii – technicznych, ekonomicznych i środowiskowych. Co operator robił na przestrzeni ostatnich lat? Miał wprawdzie elektrownie szczytowo-pompowe o mocy około 1600 MW, świetnie przygotowane do pracy w takich warunkach, ale zasób ten nie był wystarczający w 2015 r.

Korzystamy z przeciążeń jednostek wytwórczych – które mogą pracować z mocą ponad nominalną, ale musimy pamiętać, że jest ich niewiele – szacuję, że mogą dać kilkadziesiąt megawatów w skali roku i może to trwać krótko. Decydują o tym konstrukcyjne ograniczenia bloków, zwłaszcza turbozespołów, które limitują pracę w takich warunkach.

Duże perspektywy stwarza zarządzanie stroną popytową. Dzisiaj mamy kontrakty zawarte przez OSP na poziomie około 200 MW, kolejne jednak są przygotowywane. Ponadto niewykorzystane dotąd zasoby daje bilansowanie mocy w szczycie przez drobnych odbiorców końcowych, a zwłaszcza gospodarstw domowych, co wielokrotnie sygnalizowałem, apelując bezskutecznie o taryfy dynamiczne i inteligentne opomiarowanie.

Są jeszcze małe elektrownie przemysłowe, niebędące jednostkami centralnie dysponowanymi, ale one są niezależne od warunków rynkowych, służąc lokalnym potrzebom, dla których zostały zbudowane. Wykorzystywaliśmy je wielokrotnie, ich dostępną praktycznie moc szacuje się na około 200 MW, ale choć ich potencjał  jest większy, to trudno będzie go efektywnie wykorzystać.

Na ile użyteczne mogą być jeszcze stare, wycofywane bloki węglowe?

REKLAMA

– Mechanizm interwencyjnej rezerwy zimnej to działanie polegające na przedłużeniu o kilka lat funkcjonowania starych bloków. To wyeksploatowane już jednostki, które nie spełniają nowych standardów środowiskowych. Tylko po to je zatrzymano w eksploatacji na te dwa-trzy lata, kiedy powstaną budowane już nowe źródła, na które pilnie czekamy, żeby w tym czasie poradzić sobie z bilansowaniem mocy. Gdybyśmy w 2015 r. nie dysponowali tą nową usługą o mocy około 1000 MW, to ten trudny rok nie przeszedłby tak łatwo.

W końcu jest jeszcze pomoc awaryjna od sąsiadów, ale ten operatorski mechanizm działa tylko wtedy, gdy sąsiad chce pomóc i może pomóc. Nie zawsze to idzie w parze.

Widać wyraźnie, że kierunek, który promuje Unia Europejska to zarządzanie stroną popytową i właśnie zwiększenie możliwości przesyłu energii między krajami UE poprzez budowę połączeń transgranicznych.

– W naturalny sposób trzeba brać pod uwagę rozwój mechanizmów DSR, połączeń transgranicznych – zgodnie ze strategią Unii Europejską do 2020 r. powinniśmy mieć 10 proc. takich mocy. W ubiegłym roku zakończyliśmy realizację największego w historii projektu inwestycyjnego Polska – Litwa, składającego się z 5 nowych linii przesyłowych i 6 stacji, pozwalających na zwiększenie zdolności transgranicznych KSE w obu kierunkach o 500 MW. Zbudowano również przesuwniki fazowe na granicy z Niemcami, pozwalające na regulowanie przepływów kołowych i przywracających zdolności transgraniczne na tym przekroju. Mam nadzieję, że Polska będzie tą ścieżką podążać, ponieważ praktyka pokazuje, że można optymalizować wykorzystanie wspólnych mocy, korzystając wzajemnie z zasobów sąsiadów.

Jak ocenia Pan pomysł budowy nowych bloków, których celem byłoby zabezpieczenie systemu na wypadek niewystarczającej podaży mocy?

– Można i powinno się budować interwencyjne źródła mocy. Należy jednak zapewnić efektywność tego procesu, wykorzystując rozwiązania tanie, elastyczne, dostępne na rynku krajowym oraz zgodne z zasadami zrównoważonego rozwoju. Takim rozwiązaniem są między innymi magazyny energii.

Analizując wszystkie możliwości, na ile sensowne wydaje się postawienie na OZE jako zabezpieczenia mocy szczytowych?

– Źródła OZE generalnie dzielą się – z tego punktu widzenia, o którym mówię – na źródła sterowalne, w przypadku których możemy prognozować ich obciążenie i sterować nimi – oraz źródła niesterowalne.

Źródła niesterowalne, a więc fotowoltaika czy elektrownie wiatrowe – zawsze to podkreślam – są jednak dobrze prognozowane. Robiliśmy przecież prognozy farm wiatrowych o łącznej mocy około 5 tys. MW i błędy tych analiz były na poziomie 2-3 proc., więc da się je dobrze prognozować – oprócz oczywiście przypadków ekstremalnych zjawisk atmosferycznych, które są niestatystyczne.

Te źródła są więc prognozowalne, ale niesterowalne. Ale jeśli się uzbroi źródła niesterowalne w magazyny energii, to właściwie mamy źródło sterowalne i w pełni przewidywalne i będące w wymaganej dla celów bilansowania mocy szczytowej, dyspozycji dla operatora.

Jakie technologie magazynowania energii Pana zdaniem odegrają istotną rolę?

– Technologii magazynów energii jest bardzo wiele, rozwijają się bardzo dynamicznie – począwszy od superkondensatorów, które już działają nawet w Warszawie – takie instalacje są w metrze, ale są to urządzenia o bardzo krótkim okresie działania (mała pojemność magazynu energii). To urządzenia, które mogą dać stosunkowo dużą moc, ale w krótkim czasie. One służą często do regulacji napięcia czy częstotliwości, do podtrzymywania parametrów sieci w lokalnym znaczeniu.  

Na rynku mamy jednak cały szereg rozwiązań, które charakteryzują się stosunkowo dużymi możliwościami gromadzenia energii i stosunkowo dużą mocą, które nadają się doskonale do celów bilansowania mocy szczytowej.

Na ile dobrym rozwiązaniem są elektrownie szczytowo-pompowe?

– Elektrownie szczytowo-pompowe to około 98 proc. magazynów energii na świecie. Tylko są to urządzenia bardzo drogie – średnie nakłady inwestycyjne to około 2 tys. dolarów na kW – i mają cały szereg trudnych do spełnienia uwarunkowań środowiskowych. Problemy rodzi już sam proces uzyskania koniecznych pozwoleń.

Ciekawe są instalacje sprężonego powietrza. Takie instalacje działają już komercyjnie na świecie. Przy pomocy specjalnej sprężarki spręża się powietrze, następnie przechowuje w zbiornikach podziemnych, aby – gdy przychodzi szczyt obciążenia – powietrze to i zgromadzoną w nim energię wykorzystać na przykład w klastycznej, otwartej turbinie gazowej. Upatruję w takich instalacjach olbrzymią szansę na dobre zagospodarowanie energii odnawialnej w celu zbilansowania potrzeb systemu elektroenergetycznego.

Ostatnio w mediach poświęconych energetyce głośno jest zwłaszcza o magazynach bazujących na bateriach litowo-jonowych czy magazynach wykorzystujących wodór.

– Coraz częściej na świecie wykorzystuje się – stające się komercyjnie dostępne – zasobniki bateryjne energii elektrycznej. Akumulatory litowo-jonowe, sodowo-siarkowe, niklowo-kadmowe czy baterie przepływowe to technologie moim zdaniem wchodzą w fazę komercjalizacji. Są już dzisiaj komercyjnie wykorzystywane na świecie, chociaż niewątpliwie w Polsce ich koszty nie pozwalają jeszcze na to, aby działały normalnie na rynku – jeśli by tak było, moglibyśmy już dzisiaj kupić sobie taki akumulator i zarabiać na różnicy ceny energii w dolinie i szczycie. Tak dobrze jeszcze nie jest, ale te magazyny energii stają się co raz tańsze i przez to bardziej dostępne. Będzie to niewątpliwie dobra metoda na lepszą integrację OZE z systemami energetycznymi.

Mocno rozwijają się również instalacje wodorowe. Dlaczego? Rzeczywistym problemem staje się zagospodarowanie nadwyżek mocy w porach nocnych. Szczególnie w Niemczech ten problem jest dotkliwy. Bardzo ciekawe i symptomatyczne są informacje, ile na przykład niemieccy operatorzy wydają na pokrycie utraconych przychodów operatorom farm wiatrowych, żeby poradzić sobie z doliną nocną.  

Proces budowy nowych źródeł OZE został – moim zdaniem – nieco przeregulowany, ale kraje o dużych ambicjach innowacyjnych, takie na przykład jak Niemcy, mocno angażują się m.in. w prace nad rozwojem technologii pozyskania wodoru z energii elektrycznej. Są to projekty, które moim zdaniem już teraz są dostępne na rynku jako rozwiązania komercyjnie. Otrzymany wodór można tak samo dobrze składować pod ziemią jak gaz ziemny czy powietrze, aby później go wykorzystać do produkcji energii elektrycznej za pomocą ogniw paliwowych albo w klasycznej turbinie gazowej.

Czy dzięki tym technologiom zniknie podstawowy problem, który ogranicza szersze wykorzystanie elektrowni wiatrowych czy fotowoltaicznych?

– Źródła odnawialne będą rozwijać się obiektywnie, tj. niezależnie od tego, jakie systemy wsparcia zostaną wykorzystane w konkretnym kraju. Systemy te decydują jednak o tempie rozwoju OZE. Takie źródła jak fotowoltaika czy farmy wiatrowe praktycznie nie generują kosztów zmiennych, a koszty bieżącego ich utrzymania są na bardzo niskim poziomie. Fotowoltaika może zbilansować szczyt letni, a z nominalnej mocy wiatraków 5 tys. MW na ogół do dyspozycji operatora jest 2-3 tysiące MW. Na końcu tego naturalnego procesu przetwarzania energii będzie już niebawem powszechnie dostępny magazyn energii, a to oznacza kolejny przełom technologiczny w rozwoju nowego modelu elektroenergetyki.

red. gramwzielone.pl