Wykorzystanie bloków węglowych spada. Co dalej?
Wykorzystanie bloków węglowych w Polsce drastycznie spada. W 2024 roku w elektrowniach Tauronu ich współczynnik wyniósł zaledwie 10-23%. To efekt rosnącej roli OZE, które przejmują coraz większą część rynku. Czy bloki węglowe mają jeszcze przyszłość? Jakie alternatywy rozważa Tauron? Sprawdzamy!
Drastyczny spadek wykorzystania bloków węglowych Tauronu
Współczynnik wykorzystania mocy bloków węglowych klasy 200 MW (tzw. „dwusetek”) w ostatnich latach gwałtownie spada. W 2024 roku w trzech elektrowniach Tauronu – Jaworzno III, Łaziska i Siersza – wynosił on odpowiednio 10%, 23% i 15%. Przy czym, jak zaznaczył wiceprezes Tauronu Michał Orłowski, wartość 23% jest myląca, ponieważ w przypadku elektrowni Łaziska część produkcji była wymuszona przez potrzeby ciepłownicze.
Obecnie Tauron posiada 17 bloków wytwórczych, z czego 12 to jednostki klasy 200 MW, o łącznej mocy ponad 2500 MW. W 2021 roku spółka podjęła decyzję, że większość tych bloków będzie działać do końca 2025 roku, o ile nie pojawią się nowe systemy wsparcia, np. aukcje rynku mocy na lata 2026-2028.
Coraz starsze
Problemem jest nie tylko niskie wykorzystanie mocy, ale również ich zaawansowany wiek. Większość bloków przepracowała już od 250 do 300 tys. godzin, co oznacza, że zbliżają się do końca swojego cyklu życia. Możliwe jest ich dalsze użytkowanie, jednak wymagałoby to kosztownych modernizacji. Wśród potencjalnych rozwiązań Tauron rozważa konwersję niektórych bloków na paliwo biomasowe lub odpadowe, zwłaszcza w elektrowni Siersza.
Równocześnie spółka planuje nowe inwestycje. W pierwszych miesiącach 2024 roku Tauron złożył wnioski o warunki przyłączenia dla 2 GW mocy w bateryjnych magazynach energii oraz 1,3 GW w jednostkach szczytowo-gazowych. Nowe bloki gazowe miałyby charakteryzować się większą elastycznością, aby mogły efektywnie bilansować system elektroenergetyczny.
Wykorzystanie bloków węglowych w 2023 roku
Dane opracowane przez Forum Energii pokazują, że już w 2023 roku sytuacja bloków 200 MW nie była optymistyczna. Bloki opalane węglem kamiennym pracowały średnio przez 2,6 tys. godzin, co oznaczało współczynnik wykorzystania mocy na poziomie nieco ponad 29%. Lepiej wyglądała sytuacja jednostek na węgiel brunatny, które pracowały przez 3,6 tys. godzin, co przełożyło się na współczynnik wykorzystania mocy na poziomie 41%.
Eksperci wskazują, że nawet ewentualna modernizacja „dwusetek”, np. poprzez skrócenie czasu ich rozruchu czy zwiększenie elastyczności pracy, nie rozwiąże problemu spadającego wykorzystania tych jednostek. Wynika to przede wszystkim z coraz większej konkurencji ze strony odnawialnych źródeł energii (OZE), które stopniowo przejmują coraz większą część rynku.
OZE wypiera bloki węglowe z systemu
Jednym z kluczowych powodów spadającego wykorzystania bloków węglowych jest rosnący udział OZE w polskim miksie energetycznym. W 2022 roku OZE odpowiadały za 21% produkcji energii elektrycznej, w 2023 roku ich udział wzrósł do 27%, a w 2024 roku osiągnął już 29,6%.
Jednocześnie, w 2024 roku udział węgla w produkcji wynosił 57,1%, gazu – 11,6%, a OZE – 29,6%. Rosnąca liczba instalacji fotowoltaicznych i wiatrowych sprawia, że konwencjonalne jednostki wytwórcze, takie jak bloki węglowe, są uruchamiane coraz rzadziej i pracują przez krótszy czas.
Co więcej, jak wskazują dane, w ciągu ostatnich lat znacząco zwiększyła się zmienność udziału OZE w systemie. W 2019 roku odnawialne źródła energii pokrywały od 4 do 46% zapotrzebowania na energię elektryczną, natomiast w 2023 roku było to już od 4 do nawet 68%. To oznacza, że w okresach wysokiej produkcji z OZE tradycyjne bloki węglowe stają się zbędne, co dodatkowo obniża ich wykorzystanie.
Co dalej z blokami węglowymi?
Przyszłość „dwusetek” w Polsce stoi pod znakiem zapytania. Nawet jeśli część z nich zostanie zmodernizowana, to ich rola w systemie elektroenergetycznym będzie malała. Alternatywą może być przekształcenie niektórych bloków w jednostki spalające biomasę lub odpady, jednak taka konwersja również wymaga dużych nakładów finansowych.
Jednym z kluczowych kierunków rozwoju polskiej energetyki będzie inwestowanie w elastyczne źródła wytwórcze, takie jak magazyny energii oraz jednostki szczytowo-gazowe. To one w przyszłości będą pełnić rolę stabilizatora systemu elektroenergetycznego, uzupełniając produkcję energii ze źródeł odnawialnych.
Obserwuj
Może Cię również zainteresować
Enea i Politechnika Poznańska łączą siły na rzecz transformacji energetycznej
Enea oraz Politechnika Poznańska zacieśniają współpracę, tworząc jedno z największych w Polsce partnerstw nauki i przemysłu na rzecz transformacji energetycznej. Inicjatywa obejmuje badania, wdrażanie innowacji oraz rozwój kompetencji dla nowoczesnej energetyki.
Geotermia w Polsce: NFOŚiGW wspiera 41 gmin w poszukiwaniu czystej energii
Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej przeznaczył 573 mln zł na wsparcie 41 gmin w badaniach nad geotermią. Przykładem jest Września, gdzie ruszają prace nad odwiertem geotermalnym.
Enea po I półroczu 2026: nowe moce OZE, inwestycje w sieć i bezpieczeństwo energetyczne
Grupa Enea w pierwszym półroczu 2026 roku konsekwentnie rozwijała odnawialne źródła energii, inwestowała w sieć dystrybucyjną oraz zabezpieczała dostawy gazu i LNG, osiągając stabilne wyniki finansowe i operacyjne.
Wielkopolska rozwija 5 geotermalnych projektów badawczych z dofinansowaniem NFOŚiGW
573 mln zł z NFOŚiGW wesprze 41 gmin w Polsce w poszukiwaniu wód geotermalnych. W Wielkopolsce realizowanych jest 5 projektów, w tym odwiert we Wrześni, co przyspieszy dekarbonizację lokalnych systemów ciepłowniczych.
OIRE publikuje raport z analizy wniosków o zmiany w SWI i TSKB – brak krytycznych zmian
Operator Informacji Rynku Energii (OIRE) opublikował raport dotyczący wniosków o zmiany w Standardach Wymiany Informacji (SWI) oraz Technicznych Specyfikacjach Katalogu Bazowego (TSKB). Wśród zaakceptowanych propozycji nie znalazły się zmiany krytyczne.
Ostrołęka B i DSR zabezpieczają rynek mocy na 2027 rok – wyniki aukcji PSE
Polskie Sieci Elektroenergetyczne ogłosiły wstępne wyniki aukcji uzupełniającej rynku mocy na 2027 rok. Grupa Energa zakontraktowała 746,355 MW obowiązku mocowego dla Elektrowni Ostrołęka B oraz usługi DSR, zapewniając stabilność KSE.
Komentarze