Czy przetrwamy kolejny rekord zapotrzebowania na moc w krajowym systemie elektroenergetycznym?

Wprowadzenie

Zawarte w tytule pytanie jest niezwykle istotne z punktu widzenia planów docelowo praktycznie całkowitej elektryfikacji transportu w naszym kraju, gdyż już po roku 2035 ma zacząć obowiązywać zakaz produkcji i sprzedaży pojazdów z silnikami spalinowymi. Zwiększenie liczby samochodów elektrycznych, jeśli rzeczywiście miałoby nastąpić, spowodowałoby prawdziwą katastrofę w krajowym systemie elektroenergetycznym, ponieważ już obecnie występują tam spore problemy, które w nadchodzących latach będą się tylko potęgować.

W dniu 9 stycznia 2024 roku padł kolejny rekord zapotrzebowania na moc elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym. Tuż przed godziną dziesiątą rano zapotrzebowanie na moc elektryczną zgłaszane ze strony odbiorców sięgnęło wartości 28,660 GW. Poprzedni rekord miał miejsce trzy lata wcześniej, dokładnie 12 lutego 2021 roku, i wyniósł 27,617 GW, a zatem obecny jest od niego już o ponad 1 GW większy.

Na rys.1 pokazano przebieg dobowej zmienności zapotrzebowania na moc w krajowym systemie elektroenergetycznym, przy czym linią czerwoną oznaczono zapotrzebowanie prognozowane, a linią niebieską zapotrzebowanie rzeczywiste.

Rys. 1. Dobowy cykl zmienności zapotrzebowania na moc w krajowym systemie elektroenergetycznym

(źródło: https://www.pse.pl/home)

Jak wynika z rys. 1, w rozpatrywanym dniu zapotrzebowanie na moc zostało mocno niedoszacowane. Przykładowo około godziny dziesiątej odbiorcy żądali łącznie ponad 2 GW więcej, niż pierwotnie zakładano. Jak widać, zagadnienie prognozowania w elektroenergetyce jest zagadnieniem ze wszech miar trudnym i nawet zastosowanie tutaj wysoce zaawansowanych technik obliczeniowych, takich jak chociażby wielowarstwowe sztuczne sieci neuronowe, nie zawsze jest gwarantem odniesienia na tym polu sukcesu.

Tego rodzaju wzrost zapotrzebowania na moc został wywołany przede wszystkim znacznym upowszechnieniem się w ostatnich latach pomp ciepła, czy też ogólnie różnego typu ogrzewania elektrycznego. W sytuacji, gdy włodarze coraz większej liczby miejscowości decydują się na wydanie zakazów palenia węglem, a nawet w ogóle spalania jakichkolwiek paliw stałych (w tym również i drewna), to w sytuacji braku dostępu do sieci ciepłowniczej, a także i gazowniczej, przejście na jakiś rodzaj ogrzewania elektrycznego jest w zasadzie jedyną możliwą alternatywą, aby zapewnić sobie jako taki komfort cieplny w zimie.

W przyszłości należy oczekiwać, że różne programy rządowe zapewniające dopłaty do instalowanych coraz to liczniej pomp ciepła problem ten będą tylko powiększać. Osoby mające na ustach górnolotne frazesy „o prawie do czystego powietrza” w ogóle zdają się nie ogarniać tematu związanego z koniecznością bilansowania mocy w systemie elektroenergetycznym, co jest wręcz warunkiem sine qua non. Mówiąc w tym kontekście o fotowoltaice, zapominają zwykle, że w grudniu i styczniu instalacje fotowoltaiczne generują średnio zaledwie około 2% mocy w nich zainstalowanej. Zatem mając panel fotowoltaiczny o nominalnej mocy 1 kW, możemy wtedy w sensie średnim zasilać z niego przez okres całej doby zaledwie jedną klasyczną żarówkę o mocy 25 W.

Cykliczność zmian zapotrzebowania na moc

Rozważany cykl dobowy jest podstawowym cyklem zmienności zapotrzebowania na moc w systemie elektroenergetycznym. Oprócz niego wyróżnia się także cykl tygodniowy, związany z tym, że zapotrzebowanie odbiorców w dni robocze jest znacznie wyższe niż w dni wolne od pracy (zapotrzebowanie jest nieco niższe w soboty i znacznie niższe w niedziele), oraz cykl roczny wynikający z większego zapotrzebowania na energię elektryczną w okresie zimowym w porównaniu z okresem letnim.

Oprócz wymienionych trzech rodzajów cykli na wieloletnich wykresach obrazujących zmienność zapotrzebowania na moc w systemie elektroenergetycznym wyszczególnia się również pewien stały trend, przy czym od wielu lat jest to trend rosnący. Dlatego też każdy kolejny rekord jest wyraźnie wyższy od poprzedniego. Według pewnych szacunków w roku 2030 zapotrzebowanie na moc w krajowym systemie elektroenergetycznym przekraczać będzie już wartość 30 GW. Powstaje zatem ważne pytanie, czy elektrownie cieplne, które będziemy w owym czasie posiadać, będą w stanie sprostać stawianym przed nimi coraz to większym wyzwaniom?

Niestety, ale co do tego można mieć poważne wątpliwości. Wystarczy tylko spojrzeć na rys. 2, na którym przedstawiono zaczerpnięte ze strony internetowej Polskich Sieci Elektroenergetycznych S. A. (PSE) dane dotyczące zapotrzebowania na moc w krajowym systemie elektroenergetycznym w dniu 9 stycznia 2024 roku podczas zimowego szczytu wieczornego w okolicach siedemnastej godziny doby.

Rys. 2. Dane dotyczące zapotrzebowania, generacji i importu energii elektrycznej

(źródło: https://www.pse.pl/home)

Jak wynika z rys. 2, w rozważanym okresie, zapotrzebowanie na moc w krajowym systemie elektroenergetycznym utrzymywało się na rekordowo wysokich poziomach i wynosiło 27,622 GW. Tak wysokie zapotrzebowanie było pokrywane przede wszystkim przez elektrownie cieplne w znacznej mierze opalane węglem brunatnym i kamiennym, które generowały łącznie 21,679 GW (78,5% zapotrzebowania).

Fotowoltaika i wiatraki

Ponadto w rozważanym okresie doby generacja mocy z fotowoltaiki wynosiła dokładnie zero watów, przy czym pamiętać należy jeszcze o tym, że falowniki przez cały czas pozostają zsynchronizowane z siecią elektroenergetyczną, a więc przebywając w stanie czuwania, pobierają z niej zawsze pewną moc, czyli ich wkład w pokrycie zapotrzebowania jest wtedy wręcz ujemny. Niewiele pomagały w owym czasie również siłownie wiatrowe, które generowały łącznie 1,065 GW (3,9% zapotrzebowania).

Warto wiedzieć, że łączna moc zainstalowana w polskich wiatrakach przekracza już wartość 10 GW, a zatem wiatraki te generowały zaledwie około 10% mocy w nich zainstalowanej. Niestety, w czasie rozbudowanych układów wyżowych wieją przeważnie słabe wiatry, a pamiętać trzeba o tym, że moc siłowni wiatrowej zależy aż od trzeciej potęgi prędkości wiatru – nie może zatem dziwić, że w rozpatrywanym dniu produkcja energii elektrycznej z wiatraków była wręcz symboliczna. Ponadto taki stan rzeczy ma miejsce przynajmniej przez około 80% czasu. Jedynie podczas kilkudziesięciu dni w roku, gdy nad naszym krajem przechodzą fronty atmosferyczne, generacja mocy z wiatraków jest bliska wartościom mocy w nich zainstalowanej. Łącznie daje to wykorzystanie mocy zainstalowanej w wiatrakach lądowych na poziomie około 20%. To oznacza, że aby zastąpić blok węglowy o mocy 1 GW należałoby w siłowniach wiatrowych zainstalować przynajmniej 5 GW (2500 potężnych wiatraków o mocy 2 MW każdy). Ale i tak to „zastąpienie” dotyczy jedynie średniej wartości energii wyprodukowanej w ciągu roku, co nie oznacza, że wiatraki zapewnią nam energię dokładnie w tym momencie, gdy będzie nam ona właśnie potrzebna i do tego w odpowiedniej ilości, ponieważ przy słabych wiatrach moc generowana w siłowniach wiatrowych może być wręcz bliska zera – bowiem trzykrotne zmniejszenie prędkości wiatru skutkuje aż dwudziestosiedmiokrotnym zmniejszeniem wartości mocy generowanej przez wiatraki (zależność sześcienna), o czym zdają się powszechnie zapominać entuzjaści tego rodzaju energetyki.

Hydroelektrownie

Kwestią wymagającą odrębnej uwagi są elektrownie wodne, które generowały łącznie 1,132 GW (4,1% zapotrzebowania). To na pierwszy rzut oka może wydawać się całkiem sporo (nawet nieco więcej niż wiatraki), tylko że trzeba dodatkowo wiedzieć, iż PSE do tej kategorii zalicza także elektrownie szczytowo-pompowe, które już za odnawialne źródła energii w żadnym wypadku uznane być nie mogą, ponieważ magazynują one (ze sprawnością rzędu 70%) energię wytworzoną głównie z węgla w czasie trwania tzw. nocnej doliny obciążenia. Zresztą w przypadku elektrowni takiej, jak chociażby Solina, ścisłe rozgraniczanie jej części „wodnej” od jej części „szczytowo-pompowej” nie jest wcale ani rzeczą prostą, ani oczywistą, ponieważ w zasadzie jest to elektrownia wodna wyposażona w dodatkową funkcję magazynowania energii, a zatem pozostaje kwestią otwartą, ile sumarycznie wody wykorzystanej do wyprodukowania energii elektrycznej pochodziło w danym wypadku bezpośrednio z przepływu rzeki San, na której wybudowano zaporę, a ile zostało później dopompowane ze zbiornika retencyjnego Myczkowce w czasie trwania nocnej doliny obciążenia, gdy pojawiła się możliwość magazynowania relatywnie taniej energii elektrycznej.

Ogółem w naszym kraju posiadamy zaledwie sześć elektrowni szczytowo-pompowych, z których tylko dwie można uznać za obiekty większego typu (Żarnowiec – 716 MW i Porąbka-Żar – 500 MW). Łącznie elektrownie te mogą generować około 1,7 GW w sytuacji, gdy wszystkie pracują ze swą pełną mocą, przy czym zapasu wody wystarcza im w takiej sytuacji na maksymalnie cztery godziny, w zależności od stanu wcześniejszego napełniania ich zbiorników górnych.

Jak widać, w rozważanym dniu, żeby ratować zbilansowanie systemu elektroenergetycznego musiały pracować w Polsce prawie wszystkie elektrownie szczytowo-pompowe. Pozostawiona w nich rezerwa tzw. mocy interwencyjnej była utrzymywana na niebezpiecznie niskim poziomie – znacznie poniżej 1 GW. Gdyby w owym czasie doszło w systemie elektroenergetycznym do jakiejś poważniejszej awarii sieci przesyłowych, skutkującej trwałym odłączeniem od niej kilku dużych bloków węglowych, to operator systemu nie miałby już przysłowiowego „asa w rękawie” w postaci zapasu mocy interwencyjnej zainstalowanej w elektrowniach szczytowo-pompowych, które w przeciągu kilku minut mógłby uruchomić, aby powrócić ponownie do stanu energetycznego zbilansowania systemu. Jak widać, balansujemy tutaj wręcz na krawędzi, a do powszechnego blackoutu nie jest znowu wcale tak daleko, jak się może laikom wydawać.

Import energii

Dochodzimy wreszcie do kluczowej kwestii naszych rozważań, którą jest import energii. W rozpatrywanym dniu rekordowego zapotrzebowania na moc, jak wynika z rys. 2, import wynosił aż 3,756 GW. Kupowaliśmy wówczas energię elektryczną dosłownie od kogo się dało – nawet od Ukrainy (169 MW), która sama ma przecież spore problemy ze zbilansowaniem własnego systemu elektroenergetycznego. Jednak najwięcej importowaliśmy z Niemiec (1816 MW), a także ze Szwecji (594 MW) i Czech (675 MW). W niewielkim stopniu pomagali nam także Litwini (350 MW) i Słowacy (152 MW).

Aż strach pomyśleć, co by było w sytuacji, gdyby kraje ościenne odmówiły nam wówczas pomocy, a trzeba pamiętać o tym, że Niemcy po definitywnym zamknięciu swoich elektrowni atomowych bynajmniej sami nie są teraz w komfortowej sytuacji.

Gdyby nie pokaźny import, zabrakłoby nam prawie 4 GW mocy potrzebnej do zbilansowania systemu elektroenergetycznego. Jest rzeczą wysoce wątpliwą, czy w takiej krytycznej sytuacji uruchomienie nawet jakichś działających jeszcze „zabytkowych” generatorów, pamiętających zapewne czasy Władysława Gomułki, pozwoliłoby na zaspokojenie w całości potrzeb wszystkich odbiorców krajowego systemu elektroenergetycznego.

Mechanizm DSR

W tym miejscu warto jeszcze wspomnieć o mechanizmie DSR (and. Demand Side Response), który w krytycznych sytuacjach może uruchomić operator systemu elektroenergetycznego. Mówiąc w skrócie, działanie tego mechanizmu polega na wymuszonej redukcji poboru mocy przez przedsiębiorstwa, które do tego mechanizmu na zasadzie dobrowolności uprzednio przystąpiły – rzecz jasna, nie robią tego w żadnym wypadku za darmo, albowiem za gotowość do redukcji poboru mocy na każde żądanie otrzymują sowite wynagrodzenie. I znów ciśnie się tutaj na usta słynne pytanie z „Rejsu”: „Panie i kto za to płaci?” A płacą oczywiście wszyscy odbiorcy energii elektrycznej, ponieważ koszty związane z utrzymaniem mechanizmu DSR są po prostu ukryte w jej cenie.

Gdy jednak redukcja poboru mocy wywołana uruchomianiem mechanizmu DSR przez operatora systemu okaże się niewystarczająca, wówczas konieczne są już przymusowe wyłączenia większych zakładów przemysłowych, jak również całych dzielnic w miastach, co miało powszechnie miejsce w czasach komuny w pierwszej połowie lat osiemdziesiątych ubiegłego wieku. Inna rzecz, że w ten sposób wywołano przy okazji swoisty bum demograficzny. Jak widać, obeszło się wtedy bez kosztownych dla budżetu państwa programów typu 500+, a skutki były naprawdę imponujące – zastanawiano się wręcz, czy w jakiejś odleglejszej perspektywie nie grozi nam aby przeludnienie, przepełnienie placówek oświatowych itp.

Rozsypujące się stare elektrownie

W przypadku działających obecnie na terenie Polski elektrowni cieplnych opalanych węglem kamiennym bądź brunatnym mamy wciąż jeszcze pracujących około 50 bloków o mocy 200 MW. Są to tzw. „dwusetki”, z których najstarsze pamiętają jeszcze czasy Władysława Gomułki, a zdecydowana większość powstała w epoce Edwarda Gierka. Jak na obecne standardy bloki te posiadają wręcz koszmarnie niską sprawność netto, wynosząca zaledwie około 30%. Dla porównania nowoczesne bloki cieplne zaprojektowane na tzw. parametry nadkrytyczne pary (temperatura około 600 stopni Celsjusza i cieśninie dochodzące nawet do 300 atmosfer) mają sprawność netto przekraczającą 45%. Wynika stąd, że spalając w nich tę samą ilość węgla, otrzymujemy półtora razy więcej energii elektrycznej – jest ona zatem o około jedną trzecią tańsza. Również o około jedną trzecią w przypadku bloków nadkrytycznych mniejsza jest emisja dwutlenku węgla, za którą też trzeba przecież obecnie słono płacić.

Niestety nowoczesnych bloków nadkrytycznych mamy obecnie w Polsce bardzo niewiele. Dwa takie bloki o mocy 900 MW każdy pracują w elektrowni Opole, jeden o mocy 1075 MW w elektrowni Kozienice, jeden o mocy 910 MW w elektrowni Jaworzno i jeden o mocy 858 MW w elektrowni Bełchatów. Pozostałe bloki energetyczne polskich elektrowni cieplnych to dosłownie „stare trupy”. W najbliższych latach będą one systematycznie zamykane z powodu regulacji prawnych wymuszonych polityką tzw. „zielonego ładu”.

Zresztą, gdyby nawet wspomnianego (tfu!) „zielonego ładu” w ogóle nie było, to i tak możliwości ich dalszej eksploatacji byłby bardzo ograniczone – one po prostu już kończą swój wyjątkowo długi jak na urządzenia techniczne żywot. Można to nawet rozpatrywać w kontekście swoistego „cudu techniki”, że wciąż jeszcze w miarę sprawnie funkcjonują, aczkolwiek trzeba mieć na uwadze, że wszystko na tym świecie ma swój nieubłagany kres – w tym również wspomniane „dwusetki”.

Łącznie w tych „dwusetkach” mamy zainstalowane około 10 GW, więc gdyby w ich miejsce wybudowano nowoczesne bloki nadkrytyczne o łącznej mocy 15 GW, to spalając dokładnie tyle samo węgla co obecnie, otrzymalibyśmy dosłownie za darmo dodatkowe 5 GW mocy, czyli mniej więcej tyle, ile wynosić ma moc dwóch planowanych obecnie w Polsce elektrowni jądrowych (Lubiatowo-Kopalino i Konin). Nota bene koszt budowy każdej z tych elektrowni atomowych to około 100 miliardów złotych.

Niestety w obecnych warunkach żaden nowy blok nadkrytyczny w polskich elektrowniach cieplnych z pewnością już nigdy nie powstanie. Ostatnia taka próba miała miejsce w elektrowni Ostrołęka, gdzie miał powstać identyczny blok nadkrytyczny, jak ten w elektrowni Kozienice o mocy 1075 MW. Jego budowa został rozpoczęta w roku 2018 i miała kosztować około 6 miliardów złotych. Wybudowano tam dwa pylony pod kocioł wysokie na 138 metrów oraz fundamenty pod chłodnię kominową. Niestety w roku 2020 budowę przerwano, wyrzucając dosłownie „w błoto” prawie półtora miliarda złotych, przystępując jednocześnie do wyburzenia tego, co dotychczas postawiono.

Podobno na dokończenie tej inwestycji miało zabraknąć środków – tylko porównajmy te kilka miliardów złotych choćby z rocznymi kosztami programu 500+, które wynoszą nieco ponad 40 miliardów złotych. Ile takich bloków nadkrytycznych można byłoby za to wybudować w ciągu tych kilku lat obowiązywania rozważanego programu społecznego? A przecież tania energia elektryczna dałaby wszystkim solidnie „odetchnąć”, przyczyniając się nie tylko do obniżenia rachunków za prąd, ale także do wyraźnego spadku cen szerokich klas produktów zarówno przemysłowych, jak i rolnych. Zatem efekt końcowy z punktu widzenia przeciętnej polskiej rodziny byłby zapewne podobny i to bez konieczności tworzenia kosztownych w obsłudze programów socjalnych…

Oprócz wspomnianych „dwusetek” mają być likwidowane również i nieco nowsze bloki. Przykładowo do całkowitej likwidacji przewidziana jest elektrownia Bełchatów, łącznie z jej nowoczesnym blokiem nadkrytycznym o mocy 858 MW i pozostałymi 11 blokami o mocy 360 MW każdy. W roku 2035 tej największej polskiej elektrowni cieplnej opalanej węglem brunatnym o mocy ponad 5 GW, przedstawionej na rys. 3, prawdopodobnie już nie będzie, aczkolwiek różnej maści aktywiści (są to w większości ludzie, którzy nie odróżniają chłodni kominowych od kominów elektrowni, a dymu od pary wodnej) nawołują, że termin ten jest zdecydowanie zbyt odległy. Ogółem w polskim systemie elektroenergetycznym po roku 2035 ma pozostać zaledwie nieco ponad 3 GW w blokach węglowych.

Co nas czeka w przyszłości?

Przenieśmy się teraz w myślach do roku 2035 i załóżmy, że mamy do czynienia z sytuacją analogiczną, jak przedstawiono na rys. 2, czyli jest dzień 9 stycznia około godziny siedemnastej i dodatkowo na zewnątrz mamy kilkanaście stopni mrozu. W takiej sytuacji całkowite zapotrzebowanie na moc w krajowym systemie elektroenergetycznym prawdopodobnie będzie sięgać wartości nawet 35 GW, przy założeniu rocznego przyrostu zapotrzebowania o średnio 500 MW – głównie dzięki jeszcze większemu upowszechnieniu pomp ciepła i być może również elektromobilności, aczkolwiek tego „obiecanego” niegdyś miliona pojazdów elektrycznych jak dotychczas w Polsce na razie nie widać. W jaki zatem sposób zostanie pokryte rozważane zapotrzebowanie na moc w wysokości 35 GW?

Z elektrowni węglowych będziemy mieli w owym czasie jedynie około 3 GW, co zaspokoi raptem niecałe 10% zapotrzebowania. Załóżmy dodatkowo niezwykle optymistyczny scenariusz (pamiętać trzeba, iż średnie opóźniania w realizacji budowy elektrowni atomowych na świecie wynoszą około pięciu lat), że w roku 2035 z pełną mocą będą pracowały już polskie elektrownie jądrowe wybudowane w Lubiatowie-Kopalinie i Koninie, które łącznie dostarczą kolejne 6 GW mocy. Załóżmy, zapewne również bardzo optymistycznie, że do roku 2035 zostanie uruchomiona elektrownia szczytowo-pompowa Młoty w Kotlinie Kłodzkiej o mocy 1 GW. Zatem wszystkie polskie elektrownie szczytowo-pompowe i wodne będą mogły przez maksymalnie cztery godziny generować łącznie 3 GW mocy. Załóżmy, także zapewne optymistycznie, że do roku 2035 zostaną wybudowane farmy wiatrowe na Bałtyku o mocy przynajmniej 5 GW i co najmniej drugie tyle zostanie również zainstalowane w nowopowstałych wiatrakach lądowych. Zatem z polskich siłowni wiatrowych w sytuacji takiej, jak przedstawiono na rys. 2 (słaby wiatr), możemy mieć – powiedzmy – maksymalnie kolejne 3 GW. Dodatkowo załóżmy, że w roku 2035 będziemy mieli jeszcze do dyspozycji kolejne 5 GW w szczytowych elektrowniach gazowych (zasilanych gazem ziemnym i zapewne również biogazem).

W takim wypadku wszystkie źródła energii elektrycznej znajdujące się na obszarze naszego kraju generowałyby łącznie jedynie 20 GW, a przecież w 2035 roku potrzeba będzie zapewne o wiele więcej! Skąd weźmiemy zatem te brakujące przynajmniej 15 GW, albo i znacznie więcej w przypadku wielce prawdopodobnych wariantów nieco bardziej pesymistycznych, jeśli do tego czasu nie zostaną uruchomione polskie elektrownie jądrowe (co jest raczej pewne, że w ogóle nie powstaną) i nie zostanie ukończona inwestycja elektrowni szczytowo-pompowej w Młotach (wtedy będzie brakowało nam już grubo ponad 20 GW)?

Rys. 3. W roku 2035 największej w Polsce elektrowni cieplnej o mocy ponad 5 GW już nie będzie

(źródło: https://biznes.interia.pl/raport-transformacja-energetyczna-polski/news-proces-wygaszania-belchatowa-powinien-byc-szybszy,nId,5385970)

Pierwszym z możliwych rozwiązań jest import energii z krajów ościennych. W sumie posiadamy pięć dwutorowych linii pracujących pod napięciem 400 kV, przy czym dwie prowadzą do Niemiec i po jednej odpowiednio do Czech, na Słowację i na Litwę. W warunkach zimowych każdą taką dwutorową linią można przesłać około 3 GW mocy (latem ich przepustowość jest znacznie mniejsza). Zatem teoretycznie moglibyśmy importować część brakującej mocy (pozostają jeszcze problemy z jej rozpływem w sieciach krajowych), pytanie tylko, czy kraje, takie jak Litwa, Słowacja i Czechy w ogóle będą w stanie zaoferować nam eksport większych ilości mocy elektrycznej w sytuacji, gdy same w rozważanym roku 2035 będą mieć zapewne analogiczne problemy energetyczne jak my?

Pewnym rozwiązaniem mogłoby być szybkie wybudowanie do tego czasu dostatecznej liczby elektrowni gazowych, tylko że w takim wypadku możemy się znaleźć w sytuacji analogicznej, jak niegdyś Władysław Gomułka (towarzysz Wiesław), który podobno dywagował, że „gdybyśmy mieli więcej mięsa, to moglibyśmy wyprodukować więcej konserw, ino blachy nie mamy…”. My natomiast prawdopodobnie nie będziemy mieli wtedy dostatecznej ilości gazu ziemnego…

dr inż Mirosław Gajer