Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego: Utrzymanie ruchu i remonty po konsolidacji elektrowni

Zgodnie z zapowiedziami Rządu, w kwietniu 2023 r. winna zostać powołana do życia Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego, która skupi w jednej organizacji wszystkie elektrownie węglowe PGE, Taurona, Enei i Energi, wraz z kopalniami węgla brunatnego. To największa konsolidacja energetyki od 1989 r. Skonsolidowany podmiot ma zapewnić bezpieczną transformację krajowego systemu elektroenergetycznego, a w końcowej fazie zakończyć funkcjonowanie elektrowni węglowych. Skupienie w jednym podmiocie ok. 70% krajowego rynku energii to z jednej strony ryzyko, z drugiej – szansa na zaplanowaną i zoptymalizowaną modernizację niezbędnych w procesie transformacji aktywów. W artykule podjęto próbę opisania głównych wyzwań jakie stoją przed NABE.

Niektóre wnioski i postulaty powstały w wyniku debaty podczas tegorocznej Konferencji „Utrzymanie Ruchu – diagnostyka, remonty, modernizacje”.

Krajowy System Elektroenergetyczny w 2022 r.

W 2022 r. polskie elektrownie, zarówno te konwencjonalne, jak i odnawialne, w tym instalacje prosumenckie, pomimo trwającej za wschodnią granicą wojny i związanego z nią kryzysu energetycznego, zapewniły wystarczającą ilość energii elektrycznej dla gospodarki i gospodarstw domowych. Zgodnie z wstępnymi danymi za 2022 r., opublikowanymi przez PSE (tab. 1.), nastąpiła nadwyżka eksportu nad importem o prawie 1,7 TWh (po siedmiu latach nadwyżki importu). Na szczególną uwagę zasługuje ponad 50% wzrost produkcji energii odnawialnej ze źródeł odnawialnych z 18,1 do 27,6 TWh. To zasługa inwestycji w instalacje prosumenckie. Nastąpił także przewidywany spadek produkcji opartej na paliwie gazowym (o 25% rok do roku), a węgiel brunatny zwiększył istotnie swój udział w miksie, zastępując tym samym ubytki w produkcji na węglu kamiennym. Jednocześnie moc zainstalowana w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE) wzrosła do ponad 60 GW. Największy udział w tym wzroście miały elektrownie fotowoltaiczne, w tym prosumenckie, których moc łączna na koniec 2022 r. osiągnęła wielkość 12 GW. Najwięcej niepewności pod koniec 2022 r. wiązało się z importem surowców energetycznych. Ryzyko pewności zastępczego importu ok. 9 mln ton węgla energetycznego, który miał zastąpić węgiel rosyjski, do końca roku pozostawało wysokie. Podobnie rzecz wyglądała z dostawami gazu ziemnego, którego import z kierunku wschodniego, w wolumenie ok. 10 mld m3, musiał zostać zastąpiony gazem skroplonym i dostawami z Baltic Pipe.

Tab. 1. Wstępne wyniki produkcji i zapotrzebowania na energię elektryczną w 2022 r. (dane PSE)

W wyniku szeroko zakrojonych działań i importu węgla oraz gazu z rynków światowych na przełomie 2022 i 2023 r. ryzyko wolumenowe nie zmaterializowało się, ale rykoszetem odbił się na gospodarce i konsumentach indywidualnych gwałtowny wzrost cen surowców energetycznych, energii elektrycznej i ciepła. Producenci węgla i gazu wykorzystali zamieszanie na rynkach światowych i podnieśli ceny węgla do 300 USD/tonę, a gazu ziemnego do 250 EUR/MWh. W efekcie pod koniec 2022 r. Komisja Europejska, a w efekcie polski rząd, wprowadziła ustawowe ograniczenia w wysokości cen energii elektrycznej w handlu hurtowym (UE: 180 EUR/MWh), a także limity cen sprzedaży dla gospodarstw domowych i odbiorców wrażliwych.

W 2023 r. energetyka i gospodarka wchodzi z wysokimi kosztami produkcji energii elektrycznej (ciągle wysokie koszty paliw i cena uprawnień do emisji), ale górnymi limitami cen dla odbiorców indywidualnych i wrażliwych, w tym rekompensatami dla odbiorców energochłonnych. Elektrownie uprawnione są do sprzedawania energii po cenach wynikających z rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska (wzory na ceny energii elektrycznej dla poszczególnych technologii), a ewentualne nadwyżki handlowe producentów i sprzedawców winny być odprowadzane do funduszu rekompensat. Również oferty cen dostawy energii na rynek bilansujący są ograniczone w podobny sposób. W 2023 r. należy oczekiwać, że rynek energii zostanie mocno regulowany i zależny od polityków.  

NABE i korekta Polityki Energetycznej w 2023 r.

W kwietniu 2022 r. rząd zapowiedział korektę Polityki Energetycznej Polski w perspektywie 2040 r. (PEP 2040), uchwalonej w lutym 2021 r. Potrzeba korekty bezpośrednio spowodowana była napaścią Rosji na Ukrainę i kryzysowi surowcowemu, który stąd wyniknął. Korekcie musiało ulec założenie, że paliwem przejściowym na okres transformacji energetycznej będzie gaz ziemny, a więc konieczna stała się redefinicja roli węgla i programu restrukturyzacji górnictwa. Ponadto inwestycje w źródła fotowoltaiczne na koniec 2022 r. przekroczyły plany zakładane na 2040 r., co uznać zależy za sukces, ale jednocześnie opóźnienie programu jądrowego i postęp w realizacji projektów morskich farm wiatrowych nakazywał patrzyć realistycznie na terminy oddania tych inwestycji. Rząd przedstawił dziewięć założeń korekty PEP 2040, w tym dołożenie do trzech filarów (sprawiedliwa transformacja, przebudowa systemu wytwarzania energii, czyste powietrze), czwartego – suwerenność energetyczna.

Czym jest suwerenność energetyczna Polski w kontekście suwerenności całej Unii Europejskiej? Krajowy system zsynchronizowany jest z systemem unijnym i w sposób ciągły, zgodnie z prawami fizyki zapewnia przepływy transgraniczne energii elektrycznej pomiędzy poszczególnymi, sąsiadującymi operatorami i odbiorcami. To połączenie wzmacnia bezpieczeństwo poszczególnych operatorów krajowych, którzy mogą być wzajemnie wspierani w sytuacjach awaryjnych, a w okresach nadmiaru energii korzystać z jej niskiej ceny dla odbiorców końcowych. Jednocześnie systemy poszczególnych krajów muszą mieć zdolność zapewnienia wystarczających mocy i energii elektrycznej na wypadek braku mocy na połączeniach transgranicznych i braku produkcji w źródłach pogodozależnych. Z tym wiąże się także zdolność rezerwowania źródeł pogodozależnych przez jednostki sterowalne i dostęp do wystarczającej ilości surowców energetycznych. Suwerenność  energetyczna ma więc wymiar zarówno wewnętrzny, jak i zewnętrzny, a rozpatrywana być powinna zawsze w kontekście suwerenności całej Unii.

Jednocześnie w kwietniu 2023 r. (termin sygnalizowany przez MAP) nastąpić ma największa po 1989 r. reforma organizacyjna w energetyce wytwórczej, mianowicie połączenie wszystkich elektrowni węglowych w jedną strukturę Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Szczegóły operacyjne połączenia nie są znane, niemniej w wyniku transakcji handlowych aktywa wytwórcze PGE, Tauronu i Enei, a także Energi zostaną nabyte przez Skarb Państwa i alokowane do jednej struktury. Jak zgromadzenie wszystkich aktywów wytwórczych węglowych wpłynie na funkcjonowanie operacyjne elektrowni, zakupy paliwa, utrzymanie ruchu i proces modernizacyjny i remontowy? Jak wpłynie na bezpieczeństwo krajowego systemu i jak wreszcie funkcjonował będzie rynek energii wobec dominacji NABE nad zasobami wytwórczymi, z którymi pozostaną grupy energetyczne i producenci prywatni?

NABE – główne wyzwania zewnętrzne i wewnętrzne

Projekt NABE prowadzony jest przez Ministerstwo Aktywów Państwowych (MAP) od ponad dwóch lat. Cele, które przyświecały idei powołania NABE mieściły się pomiędzy odciążeniem koncernów energetycznych od aktywów węglowych, tak aby umożliwić im dynamiczny rozwój inwestycji w źródła odnawialne (cel koncernów), a zgromadzeniem w jednym podmiocie kontrolowanym przez państwo elektrowni węglowych – rezerwy krajowego systemu na okres transformacji (cel państwa). Nie jest zamysłem autora artykułu analiza słuszności celów i innych scenariuszy restrukturyzacji energetyki węglowej, niemniej utworzenie nowej organizacji stawia przed rynkiem energii w Polsce i nią samą wiele wyzwań:

• Wg. struktury produkcji energii elektrycznej w 2022 r., ok 70% wyprodukowanej zostało w elektrowniach, które znajdą się w NABE. NABE pozostanie podmiotem dominującym na rynku energii i musi być ściśle regulowane (państwo przejmie na bliżej nieokreślony czas rolę regulatora i podmiotu wpływającego na ceny energii elektrycznej). Jak zatem skutecznie przeciwdziałać monopolowi i zapewnić funkcjonowanie krajowego rynku energii? Jak zapewnić/zablokować możliwość wykorzystywania pozycji dominującej takiego podmiotu? Bo sam UOKiK raczej nie będzie narzędziem wystarczająco dynamicznym i skutecznym.
• Do NABE nie zostaną wniesione aktywa węglowe Tauron Wydobycie i Lubelski Węgiel „Bogdanka”. Łańcuchy produkcyjne utworzone na zasadach biznesowych zostaną porozcinane (NABE w procedurze publicznej będzie nabywać węgiel dla nowych bloków w  Jaworznie i Kozienicach, połączonych torami i zaprojektowanych na węgiel z sąsiednich kopalń). Efektywna organizacja zakupów węgla (import z rynków światowych przy niskich cenach, czy zakupy  po cenach rynku krajowego?) będzie wpływać na koszty produkcji i ceny energii. A może wnieść do NABE część krajowych kopalń węgla kamiennego?
• Flota wytwórcza NABE składać się będzie z czterech nowych bloków, klasy 1000 MW, na węgiel kamienny (Kozienice, Opole x 2, Jaworzno) i jednostki klasy 500 MW na węgiel brunatny w Turowie. Pomiędzy jednostkami najnowszymi, a blokami klasy 200 MW na węgiel kamienny i 360 MW na węgiel brunatny, pozostaje jeszcze blok 858 MW w Bełchatowie i 460 MW w Łagiszy zmodernizowane bloki w Turowie, bloki 500 MW w Kozienicach i bloki klasy 360 MW w Opolu zaliczyć należy do starszej generacji). Dla zapewnienia wydolności krajowego systemu kluczowe jest utrzymanie jednostek klasy 200 MW i 360 MW w dyspozycyjności co najmniej do 2035 r. Priorytetem NABE staje się określenie zakresu modernizacji, wskazanie liczby i lokalizacji jednostek, wraz z budżetem, które muszą zostać zmodernizowane (wykorzystanie efektów Programu bloki 200+, prowadzonego przez NCBiR). Decyzja w tej sprawie powinna być podjęta jak najszybciej, tak aby zaplanować niezbędne bieżące działania i przeprowadzić program modernizacji i aby uniknąć nieskoordynowanego wycofywania nierentownych bloków.
• Od połowy 2025 r. jednostki emitujące powyżej 550 kg CO2/MWh stracą przychody z rynku mocy. Zakładając, że część z nich zostanie zmodernizowana zgodnie z Programem bloki 200+ (10-15 bloków), pozostałe, wg. Zapotrzebowania PSE, powinny pozostać rezerwą krajowego systemu, uruchamianą poza rynkiem energii, przez operatora systemu. Dla utrzymania tych jednostek pracujących kilkaset godzin rocznie) należy wprowadzić opłatę za rezerwę strategiczną dla KSE. NABE, aby uniknąć strat z tytułu utrzymywania nierentownych bloków musi uzyskać prawo do dozwolonej pomocy publicznej. Alternatywą jest przesunięcie o kilka lat terminu obowiązywania limitu emisji 550 kg CO2/MWh, który uprawnia do udziału w rynku mocy.
• Około 2030 r. spodziewane jest  wprowadzenie nowych norm emisyjnych dla energetyki opartej o surowce kopalne (nowe standardy i limity BAT). Jednostki, które planowane będą do pracy w KSE po tej dacie muszą zostać zmodernizowane (emisje tlenków siarki, azotu, pyłów, itd.). NABE musi zapewnić środki na modernizacje lub uzyskać stosowne derogacje.
• Konsolidacja aktywów zawsze związana jest przeglądem struktur i optymalizacją kosztową. W skład NABE wejdą zorganizowane grupy wytwórcze, gdzie powielane będą różne funkcje: służby remontowe, kadry, księgowość, finanse, służby socjalne, itp. W wyniku łączenia tych funkcji uwolnione zostaną pewne zasoby pracownicze, które muszą zostać zagospodarowane w NABE.
• Służby remontowe i utrzymania ruchu w PGE, Tauronie i Enei zorganizowane są w różny sposób: od wydzielenia do oddzielnej spółki (Tauron) do organizacji w pełni wewnętrznej. Również zakres remontów prowadzonych wewnętrznie jest różny. Jaka praktyka zostanie przyjęta w NABE? Czy z każdej organizacji wyciągnięte zostaną najlepsze praktyki (best practice) i wdrożone w całej, nowej organizacji, czy pozostaną istniejące struktury – brak efektu synergii?
• Wyzwaniem NABE będzie także organizacja struktury zakupowej, zamówień publicznych, planowania i wyprzedzania zamówień, tak aby zdążyć na czas z realizacją usług. Czy powstanie jedna struktura zakupowa, czy w każdej wchodzącej grupie oddzielna? Co ze standaryzacją zapytań ofertowych i umów zakupowych (takie same warunki płatności, kary umowne, itp.)? NABE dysponować powinno rezerwą istotnych podzespołów i urządzeń (wirniki turbin, transformatory, wirniki i stojany generatorów, pompy zasilające, itp.), których nie można zamówić w trybie awaryjnym, z szybkimi terminami dostaw. Powyższe działanie to nowy zakres działania NABE.
• W okresie 2035-2040 NABE pełnić będzie funkcję podmiotu, który wygasza działalność pozostałych jeszcze, czynnych elektrowni. W tym okresie będzie spółką deficytową i zasilane być winno przez państwo, w formie dozwolonej pomocy publicznej. Rozważyć należy utworzenie funduszu, na którym odkładane były by środki finansowe z bieżącej działalności, aby zapewnić  przyszłe źródła finansowania likwidacji elektrowni i przywrócenia stanu terenów do standardów środowiskowych (przez analogię do funduszów likwidacji i rekultywacji w kopalniach).

Wiele wyzwań stoi przed Zarządem NABE, zarówno tych zewnętrznych (dominująca pozycja rynkowa, silna zależność od regulacji i polityki), jak i wewnętrznych (optymalizacja kosztowa, wysoki ślad węglowy produkowanej energii elektrycznej, perspektywa niezbędnych modernizacji – z likwidacją w tle). Z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego kraju i zapewnienia suwerenności wewnętrznej – najważniejszym jest dalsza, ciągła dostawa energii elektrycznej do systemu, po konkurencyjnych cenach i zapewnienie płynnej transformacji systemu elektroenergetycznego.

Debata: utrzymanie ruchu – diagnostyka, remonty  modernizacje w NABE

Podczas IX Konferencji Technicznej „Utrzymanie ruchu – diagnostyka, remonty, modernizacje”, która miała miejsce w dniach 20-22 marca 2023 r. w Kazimierzu Dolnym, po prezentacjach wprowadzających nt. m. in. przyszłego rozwoju sieci przesyłowej w Polsce (Maciej Przybylski, Dyrektor Departamentu Rozwoju Systemu, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.), czy przyszłości energetyki w świetle powstania NABE (Waldemar Szulc, Dyrektor, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie) – odbył się Panel Dyskusyjny, w którym udział wzięli (wg alfabetu):

• Jacek Janas, Członek Zarządu ds. Operacyjnych, Enea Elektrownia Połaniec S.A.,
• Grzegorz Kotte, Wiceprezes Zarządu ds. Technicznych, Enea Wytwarzanie Sp. z o.o.,
• Prof. dr hab. inż. Janusz Lewandowski, Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika Warszawska,
• Waldemar Szulc, Dyrektor, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie,
• Dr inż. Jerzy Trzeszczyński, Prezes Zarządu/Dyrektor, Przedsiębiorstwo Usług Naukowo-Technicznych „Pro Novum” Sp. z o.o.,
• Prof. dr hab. inż. Adam Zieliński, Dyrektor Instytutu Łukasiewicz GIT,
• Dr inż. Andrzej Ziółkowski, Prezes, Urząd Dozoru Technicznego.

Wnioski z debaty:

• Niezależnie od organizacji formalnej, istniejące, węglowe bloki energetyczne stanowią najprostszą i najtańszą rezerwę systemu elektroenergetycznego i muszą pozostać w dyspozycyjności do czasu zastąpienia ich przez nowe, nieemisyjne i odnawialne źródła, z możliwością regulacji systemu (perspektywa 2035 r, a niektóre dłużej). Powstanie NABE powinno zakończyć okres niepewności co do funkcji i zamiarów właścicielskich, zapewnić niezbędną perspektywę modernizacyjną i remontową, z zapewnieniem źródeł finansowania.
• Wydłużający się resurs starych bloków klasy 200 MW i 360 MW (ponad 350 tys. godzin pracy) wymaga nowego podejścia do diagnostyki i świadomego przedłużanie eksploatacji o kolejne lata. Urząd Dozoru Technicznego wymagał będzie bardziej zaawansowanych narzędzi i metod badawczych (m. in. Rozwijana jest przez UDT i Centrum Energetyki AGH metoda nieniszcząca SPT – small punch test – dla części ciśnieniowych bloków energetycznych). Propozycja ProNovum pod nazwą: „Bloki 2025 plus”, wykorzystująca wieloletnią wiedzę inżynierską o stanie bloków, zawierająca koncepcję tworzenia cyfrowych bliźniaków, przyjęta została jako interesująca. Do budowania bazy wiedzy  dołączył Górnośląski Instytut Technologiczny Łukasiewicz (dawny IMŻ), oferując swoje dane z wieloletnich badań bloków energetycznych i Politechnika Śląska.
• Z punktu widzenia osób odpowiadających za bieżące utrzymanie ruchu i remonty, z różnych poziomów zarządczych, niezależnie od istniejącej, czy przyszłej struktury właścicielskiej, najważniejsze jest profesjonalne prowadzenie ruchu i utrzymywanie dobrego stanu technicznego urządzeń.
• Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie podjęło inicjatywę skoordynowania działań na rzecz oceny stanu technicznego bloków energetycznych, przyszłych, bardziej zaawansowanych technik diagnostycznych i określenia zakresu modernizacji pod kątem przedłużenia okresu eksploatacji tych bloków.

Literatura:
1. PEP 2040, (2021), Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku, załącznik do uchwały nr 22/2021 Rady Ministrów z dnia 2 lutego 2021 r.  [dostęp 31.03.2023].
2. Uchwała RM, (2022), Uchwała Rady Ministrów w sprawie aktualizacji PEP 2040 z 29.03.2022 r., [dostęp 31.03.2023].
3. Materiały i prezentacje konferencyjne, dostępne na stronie www.nowa-energia.com.pl.

Autor: Dr hab. inż. Stanisław Tokarski, GIG/Centrum Energetyki AGH

Źródło: Dwumiesięcznik „Nowa Energia” 2/2023