Polskie Sieci Elektroenergetyczne publikują API pozwalające na dostęp do danych z Krajowego Systemu Energetycznego (KSE). Historia danych sięga do połowy czerwca 2024 jednak pozwala na wyciągnięcie ciekawych wniosków o udziale źródeł odnawialnych w produkcji energii elektrycznej w Polsce.

Zacznijmy od części “Raporty dobowe z funkcjonowania KSE – Wielkości podstawowe”. Mamy tam dane o zapotrzebowaniu na moc w przedziałach 15 minutowych i generację z poszczególnych źródeł w tym fotowoltaicznych (pv) i wiatrowych (wind) . Rysunek niżej pokazuje wyliczone na tej podstawie dobowe zapotrzebowanie (potrzeby) oraz produkcję z paneli i wiatraków w lipcu i sierpniu 2024.

Jak widać latem źródła pv produkują więcej energii niż wiatrowe, co dla mnie było zaskoczeniem. Produkcja pv jest także stabilniejsza niż wiatrowa, ma mniejszą rozpiętość pomiędzy minimalną a maksymalną wielkością. W prezentowanym okresie panele pokryły blisko 19% zużycia, wiatraki 9%, co w sumie daje 28% zapotrzebowania na energię KSE.

Jesień nie jest tak łaskawa dla paneli jak lato, dzień jest krótszy, nasłonecznienie mniejsze generacja spada co widać na rysunku niżej. Wiatraki czasem mają bardzo sprzyjające warunki do pracy ale kilka dni flauty też się trafia..

Początek listopada charakteryzował się niekorzystnymi warunkami dla pracy wiatraków w całej Europie, Niemcy mówią o takich okresach “dunkelflaute”, zwykle towarzyszy im duży wzrost cen energii elektrycznej na rynku spot.

Duże wahania w produkcji energii wiatrowej miały miejsce także w grudniu.

Spadek produkcji energii odnawialnej trzeba kompensować źródłami tradycyjnymi lub importem, im większe wahania produkcji tym trudniejsza i droższe ich uzupełnienie.

Problem wahań w produkcji odnawialnej energii występuje także w ciągu doby. Zapotrzebowanie (potrzeby) i produkcja energii muszą się równoważyć, inaczej nastąpi awaria sieci energetycznej utrata zasilania dużych grup odbiorców (blackout). Na rysunku niżej mamy sytuację kiedy źródła wiatrowe borykają się z letnią flautą. Zapotrzebowanie na moc podawane jest w przedziałach 15 minutowych.

W rezultacie moc źródeł dyspozycyjnych (w Polsce gro z nich to elektrownie zasilane węglem lub gazem) między 12 a 20 musi wzrosnąć o ponad 70% (17500/10000). Oznacza to że wiele źródeł dyspozycyjnych musi pracować o 12 z obniżoną mocą, w nieoptymalnych warunkach, po to by płynnie zrównoważyć spadek mocy paneli po południu. Od wschodu słońca do południa moc źródeł dyspozycyjnych musi spadać by zrobić miejsce na produkcję paneli. Konieczność regulacji mocy w szerokim zakresie skutkuje spadkiem sprawności wykorzystania paliwa i wzrostem emisji zanieczyszczeń, to ostatnie dotyczy głównie elektrowni węglowych.

Problem narasta jeżeli do paneli dołączają wiatraki. Na rysunku niżej mamy bilans mocy dwa dni później (27 lipca). W południe panele i wiatraki pracują z mocą 12500 MW, źródła dyspozycyjne dają 5000 MW. Moc tych ostatnich do 21 musi wzrosnąć do 15000 MW czyli o 200%, trzykrotnie.

Dalszy wzrost mocy źródeł odnawialnych doprowadzi do konieczności ich wyłączania w sytuacji kiedy mają optymalne warunki do generacji. Inaczej nie da się utrzymać w systemie źródeł tradycyjnych, które są niezbędne do zachowania ciągłości jego pracy. Rozwiązanie może być magazynowanie energii, ale panuje powszechny pogląd, że jest to niemożliwe. I będzie tak do czasu, kiedy jakiś ignorant magazyny energii na dużą skalę wprowadzi.

Na koniec kilka liczb podsumowujących pracę KSE od połowy czerwca do końca roku 2024:

• 24876.49 MW maksymalne zapotrzebowanie na moc w KSE
• 12357.43 MW maksymalna moc paneli
• 8316.10 MW maksymalna moc wiatraków
• 86.63 TWh wynosiło sumaryczne zapotrzebowanie na energię elektryczną w KSE
• 11.5% zapotrzebowania pokryły panele
• 13.6% zapotrzebowania pokryły wiatraki
• 9 razy więcej energii wyprodukowały pane w lipcu niż w grudniu (2.48 vs. 0.28 TWh)
• 2 razy więcej energii produkują wiatraki jesienią niż latem (2.2 vs. 1.1 TWh miesięcznie)
• Szacowane dobowe fluktuacje produkcji wiatraków są rząd wielkości większe niż paneli

W sumie udział źródeł odnawialnych w KSE Polski wyniósł 25.1%. Faktyczny udział paneli w ostatecznym zużyciu energii był większy. Dane KSE (prawdopodobnie) nie obejmują zużycia własnego prosumentów, tylko część “zmagazynowaną” w sieci.

W ubiegłym 2024 roku widziałem wiele dyskusji o konieczności budowy nowych dyspozycyjnych, to znaczy niezależnych od wiatru i słońca, źródeł w polskim systemie elektroenergetycznym. Ponieważ nie mówiło się co w ostatnich czasach wybudowano i ile kosztowały nowe źródła energii, postanowiłem uzupełnić tę lukę. Łączna moc wybudowanych w ciągu ostatnich 20 lat źródeł przekracza 11 gigawatów z czego ponad połowa to instalacje gazowe.

Elektrownie składają się z bloków energetycznych, które wytwarzają energię elektryczną. Żeby blok taki mógł działać potrzebna jest infrastruktura dla dostarczania paliwa i odbioru wytworzonej energii. Budowa elektrowni wymaga znacznych inwestycji kapitałowych, które wpływają na koszty wytwarzanej energii. Kto inwestuje kapitał oczekuje jego zwrotu z zyskiem. Ponieważ w tym stuleciu nie było w Polsce projektów budowy dużych elektrowni konwencjonalnych od podstaw, zajmiemy się analizą kosztów budowy bloków energetycznych. W istniejących elektrowniach buduje się nowe bloki i te inwestycje rzutują na przyszłe koszty produkcji energii.

Poniższa tabela zawiera informacje o wybranych blokach energetycznych wybudowanych w tym (XXI) wieku. Do tabeli trafiły bloki duże, o mocy przekraczającej 400MWe. Celem nie jest zestawienie wszystkich wybudowanych jednostek, lecz czasu i kosztów budowy wybranych bloków.

Łączna moc bloków wymienionych w tabeli to 11425 MW z czego bloki gazowe dają 6276 MW. W tabeli mamy wyłącznie obiekty konwencjonalne, to jest wykorzystujące do produkcji energii procesy spalania. Tego typu obiekty są wykorzystywane do bilansowania źródeł odnawialnych, których produkcję można przewidywać ale nie możńa planować według uznania. Będą więc odgrywać istotną rolę w transformacji systemu energetycznego w stronę wzrostu udziału odnawialnych źródeł. Kolumny tabeli zawierają następujące dane:

• Blok – nazwa bloku, czasem oficjalna
• Typ – “ec” oznacza elektrociepłownię, “e” elektrownię
• Paliwo – rodzaj stosowanego paliwa węgiel brunatny, węgiel kamienny, gaz ziemny
• Budowa – początek budowy bloku rozumiany jako faktyczne rozpoczęcie prac. Nie uwzględnia czasu postępowania prowadzącego do zawarcia kontraktu z wykonawcą.
• Start – początek pracy wybudowanego bloku w Krajowym Systemie Energetycznym
• MWe – moc elektryczna bloku
• Spraw – sprawność części elektrycznej bloku, bez uwzględniania produkcji ciepła (elektrociepłownie)
• Koszt – koszt budowy bloku w milionach złotych obejmujący umowę serwisową jeżeli taka została zawarta
• Czas – czas budowy w miesiącach (start-budowa)
• K1MWe – koszt 1MW mocy elektrycznej (Koszt / MWe)

Rysunek niżej pokazuje czas budowy poszczególnych bloków od momentu rozpoczęcia prac. Dla bloków znajdujących się w budowie podajemy planowany czas zakończenia. Budowa bloku to projekt, zatem z definicji przedsięwzięcie unikalne i obarczone ryzykami. Budowa bloku gazowego w Stalowej Woli trwała ponad 90 miesięcy ponieważ w jej trakcie doszło do odstąpienia od umowy z oryginalnym wykonawcą i konieczne było znalezienie innego. Budowy rozpoczęte w latach 2018-2020 borykały się z pandemią Covid19, w roku 2022 z problemami wywołanymi wojną na Ukrainie. Budowa najnowszych bloków jeszcze trwa. Oczywiście możliwe są opóźnienia, ale inwestorzy mają motywację do ukończenia ich zgodnie z planem ze względu na podpisane kontrakty wieloletnie na rynku mocy.

Można przyjąć następujące orientacyjne czasy budowy:

• 4 lata blok gazowy
• 5 lat blok na węgiel kamienny
• 6 lat blok na węgiel brunatny

Rysunek niżej pokazuje koszt budowy poszczególnych bloków w przeliczeniu na 1 MW mocy. Zwróćmy uwagę, że od roku 2015 nie budowano bloków węglowych. Blok w Ostrołęce początkowo budowany jako węglowy został zarzucony a część wykonanych robót wykorzystano przy budowie bloku gazowego. Istotnym powodem odejścia od bloków węglowych były wymagania środowiskowe (konkluzje BAT), które (nowe) duże obiekty energetycznego spalania musiały spełniać. or roku 2018. Nowe wymagania sprawiły, że koszt budowy węglowych bloków drastycznie wzrastał, były też obawy czy będzie je można spełnić w trakcie eksploatacji.

Oś czasu obejmuje blisko 20 lat, koszty nominalne budowy elektrowni rosły, inflacja nie omija także tego sektora. Od roku 2015 nie budowano dużych bloków węglowych. Przyjmując, że od 2012 do 2024 koszty budowy wzrosły 50% mamy następujące oszacowanie kosztów budowy:

• 4.2 milionów PLN za 1 MW bloku gazowy
• 8 milionów PLN za 1 MW bloku na węgiel kamienny
• 12 milionów PLN 1 MW bloku na węgiel brunatny

Pamiętajmy, że szacowane koszty budowy bloków węglowych nie obejmują zgodności z konkluzjami BAT.

Budowana w Wielkiej Brytanii elektrownia atomowa ma 6 lat opóźnienia. Jej obecnie szacowany koszt przekracza trzykrotnie oryginalnie planowany bużet.

W Polsce elektrowni jądrowych nie ma, są dumne plany ich budowy. Można wspomnieć wizje rządu z roku 2010, kiedy spółka PGEEJ1 obiecywała uruchomić pierwszy reaktor energetyczny w roku 2022. Wtedy oceniano koszty budowy na 1-2 miliony EUR na MW mocy. Od tego czasu ceny wzrosły i to bardzo.

Elektrownie jądrowe buduje się w innych krajach. Weźmy na przykład projekt z UK Hinkley Point C. Faktyczna budowa zaczęła się 2017, miała trwać 8 lat. Obecnie przewiduje się zakończenie w 2029-31co daje 4-6 lat opóźnienia. Przewidywany koszt wzrósł z 18 do 48 miliardów GBP. Przy planowanej mocy 3200 MW daje to 15 milionów GBP za 1MW zainstalowanej mocy elektrycznej. Elektrowni jeszcze nie ma ale wiadomo na ile wyceniono energię, którą będzie produkować: 92.50 GBP za MWh z prawem do indeksacji o inflację. Na rok 2022 wartość po indeksacji wynosi 128 GBP/MWh. Cena energii jest gwarantowana przez rządowy kontrakt, dzięki czemu można finansować projekt. Wykorzystywany jest mechanizm kontraktu na różnicę (CFD) obowiązującego przez 35 lat.

Spójrzmy na stronę finansową przedsięwzięcia. Przyjmijmy, że elektrownia będzie pracować z pełną mocą przez 7000 godzin w roku. Jest to pewne uproszczenie, ale pamiętajmy, że rok ma 8760 godzin, instalacja potrzebuje planowanych przestojów na remonty, nie zawsze pracuje z pełną mocą. Przyjmijmy dalej, że początkowa inwestycja ma zwrócić się w 35 lat a koszt pięniądza to 4% w skali roku.

• 1.43 e9 (miliardów) GBP raty kapitałowej (50/35)
• 2 e9 GBP odsetek (4e-2*50) w pierwszym roku
• 153.1 GBP/MWh samych kosztów finansowych (3.43e9/3200/7000)

Przyjmując indeksację ceny energii elektrycznej o 2% inflacji rocznie przez 8 lat mamy

• 150 GBP/MWh cena gwarantowana energii w pierwszym roku pracy elektrowni po indeksacji o inflację (1.02**8 * 128)

Gwarantowana cena energii w pierwszym roku działania nie zwraca kosztów finansowania projektu, o innych kosztach operacyjnych (a te na pewno występują) nie wspominamy. Oczywiście elektrownia ma działać 60 lat, więc jeżeli jest się własnością rządu jak EDF, można uchwalić finansowanie się z przyszłych zysków. Oczywiście kalkulacje powyższe są uproszczone, ale dla EDF budowa tej elektrowni to kiepski interes. Trudno oczekiwać innego rezultatu kiedy koszty projektu przekraczają trzykrotnie początkowy budżet.

Ile ma kosztować pierwsza elektrownia jądrowa w Polsce i na jakich warunkach finansowych będzie budowana nie wiem. Nie wiem jak będą dzielone ryzyka projektu z wykonawcą. To ostatnie jest bardzo istotne, bo koszty finalne projektu mogą znacznie przekroczyć początkowe oszacowania. Możemy przeliczyć na PLN gwarantowaną cenę energii z projektu wyspiarzy.

• 640 PLN/MWh odpowiada obecnej (2022) cenie gwarantowanej energii z Hinkley Point 128 GBP * 5 (obecny kurs to 5.17)

Rząd walczy o utrzymanie ceny dla odbiorców indywidualnych poniżej 500 PLN/MWh. Energia jądrowa może nie dać wsparcia w tym boju.

Spalanie jednej tony metanu daje 7.64 MWh energii elektrycznej i 2.75 tony CO2. W przybliżeniu produkcja 1MWh energii elektrycznej wymaga spalenia 2MWh gazu TTF i emisji 0.4 tony CO2.

Jaki jest uproszczony koszt energii elektrycznej produkowanej z gazu ziemnego? Ignorując wszystkie koszty związane z inwestycją w instalację do wytwarzania i jej utrzymaniem, a to nie ą tanie rzeczy, zostaje nam koszt paliwa, gazu z którego pochodzi energia przetwarzana na prąd i skutków jego spalania. Obecnie najwydajniejszymi instalacjami do produkcji energii elektrycznej z gazu są elektrownie CCGT. Nośnikiem energii w gazie ziemnym jest metan (CH4), inne gazy to zanieczyszczenia. Dalej przyjmujemy, że gaz ziemny to czysty metan.

• 35.8 MJ/m3 to wartość opałowa 1m3 metanu w warunkach normalnych
• 0.717 kg/m3 gęstość metanu w warunkach normalnych
• 49.9 MJ/kg energia uzyskiwana ze spalenia 1kg metanu

Produktami spalania metanu są dwutlenek węgla i woda. Podawane są dwie wartości kaloryczne metanu wyższa 39.8 MJ/m3 i niższa of 35.8MJ/m3. Niższa wartość dotyczy procesu, kiedy produktem spalania jest para wodna. Jej skroplenie jest źródłem dodatkowej energii dającej wyższą wartość kaloryczną.

Energię elektryczną zwyczajowo mierzymy w watogodzinach (Wh) i ich wielokrotnościach tysiącach (kWh) lub milionach (MWh).

• 1 kWh to 3.6 MJ (1000W x 3600s)
• 13.9 kWh to wartość energetyczna 1kg metanu (49.9/3.6)

Oczywiście blok energetyczny tylko część energii zawartej w gazie przekształca w energię elektryczną. Sprawność bloku CCGT jest w przedziale 50-60 procent, dla dalszych rozważań przyjmiemy 55%.

• 7.64 kWh energii elektrycznej powstanie w wyniku spalenia 1kg metanu (13.9*0.55)

Produktem spalania metanu jest dwutlenek węgla i woda (CH4+2O2->CO2+2H2O). W UE obowiązuje system ETS (Emissions Trading System, EU ETS), który wprowadza opłaty za emisję CO2. Masa atomowa węgla wynosi 12u, wodoru 1u, co daje 16u masy atomowej cząsteczki metanu. Masa atomowa tlenu wynosi 16u, zatem masa atomowa cząsteczki CO2 to 44u. Powstały w wyniku spalania dwutlenek węgla jest 44/16=2.75 raza cięższy od spalonego metanu.

• 2.75 kg CO2 powstaje w wyniku spalenia 1 kg metanu

Koszt gazu ziemnego zależy od jego ceny rynkowej. Rynek gazu jest skomplikowany, przyjmujemy, że cenę rynkową pokazuje Holenderski TTF. Cena podawana jest w EUR za MWh, przy czym cenę energii gazu podaje się na podstawie wyższej wartości kalorycznej (High Heating Value), co można postrzegać jako drobną manipulację, zawyżenie wartości opłowej. Dla naszych rozważań potrzebujemy ceny 1kg metanu

• 0.04 EUR/kWh cena gazu TTF w 2024 była w przedziale 23-49 EUR/MWh
• 1.1 wynosi stosunek wyższej do niższej wartości kalorycznej (39.8/35.8)
• 15.3 kWh gazu trzeba zakupić na TTF żeby uzyskać 1kg metanu (13.9*1.1)
• 2.63 PLN cena 1kg metanu (0.04 * 15.3 * 4.3) kurs EUR/PLN 4.3

Cena uprawnień emisji CO2 jest wyznaczana na rynku, w roku 2024 wynosiła od 50 do 80 EUR za tonę. Przyjmujemy, że średnia cena zakupy uprawnień przez elektrownię wynosiła 60 EUR za tonę. Wreszcie mamy podsumowanie kosztów produkcji energii elektrycznej z gazu.

• 2630 PLN tona metanu (z gazu ziemnego)
• 710 PLN (60 EUR * 4.3 EUR/PLN * 2.75) uprawnienia do emisji 2.75 tony CO2
• 7.64 MWh wytworzonej energii elektrycznej
• 437 PLN (2630+710)/7.64 to koszt paliwa do wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej. W rozbiciu na składniki 344 (gaz) + 93 (uprawnienia)
• 2 MWh gazu TTF i uprawnienia do emisji 0.36t CO2 (15.3/7.64 gaz, 2.75/7.64 uprawnienia) trzeba zakupić do wygenerowania 1MWh energii elektrycznej

Podobna kalkulacja dla elektrowni węglowej daje 657 PLN kosztu paliwa i uprawnień do produkcji 1 MWh energii elektrycznej. Warto zauważyć, że cena paliwa jest porównywalna, ale emisja CO2 na wytworzoną jednostkę energii przy spalaniu węgla jest trzykrotnie wyższa niż w przypadku gazu, co daje trzykrotnie wyższy koszt uprawnień. Oczywiście ceny gazu potrafią zmieniać się jeszcze bardziej niż ceny węgla, zwłaszcza jeżeli skutkiem wojny zastępuje się tańszy gaz droższym. Elektrownie gazowe mają istotną przewagę nad węglowymi: można je szybciej uruchomić i szybciej wyłączyć. Ma znaczenie dla kompensacji zmian mocy źródeł odnawialnych.

Spalanie jednej tony węgla daje 3.24 MWh energii elektrycznej i 3.66 tony CO2.

Jaki jest uproszczony koszt energii elektrycznej produkowanej z węgla? Ignorując wszystkie koszty związane z inwestycją w instalację do wytwarzania i jej utrzymaniem, a to nie ą tanie rzeczy, zostaje nam koszt paliwa, węgla z którego pochodzi energia przetwarzana na prąd i skutków jego spalania. Nośnikiem energii węgla kamiennego jest pierwiastek węgiel (C), reszta (kilka %) to zanieczyszczenia.

• 29.3 MJ/kg wartość energetyczna węgla

Energię elektryczną mierzymy w watogodzinach (Wh) i ich wielokrotnościach tysiącach (kWh) lub milionach (MWh)

• 1 kWh to 3.6 MJ (1000W x 3600s)
• 8.1 kWh to wartość energetyczna 1kg węgla kamiennego (29.3 / 3.6)

Oczywiście blok energetyczny tylko część energii zawartej w węglu przekształca w energię elektryczną. Przyjmując, że nowoczesny blok węglowy ma sprawność 40% mamy:

• 3.24 kWh energii elektrycznej powstaje ze spalenia 1kg węgla w elektrowni (0.4*8.1)

Produktem spalania węgla jest dwutlenek węgla (CO2), co ma istotne znaczenie albowiem w UE obowiązuje system ETS (Emissions Trading System, EU ETS), który wprowadza opłaty za emisję tego gazu. Masa atomowa węgla wynosi 12u, tlenu 16u, zatem masa atomowa cząsteczki CO2 to 44u. Powstała w wyniku spalania cząsteczka CO2 jest 44/12=3.66 raza cięższa niż spalony węgiel.

• 3.66 kg CO2 powstaje w wyniku spalenia 1kg węgla

Koszt węgla zależy od jego ceny rynkowej, która podlega wahaniom. Pamiętamy rok 2022 kiedy ceny węgla opałowego przekraczały 3000 złotych za tonę (1000kg) a towaru na składach brakowało. Obecnie węgiel opałowy sprzedawany jest w cenie od 1200 PLN i przyjmuję, że taką cenę płacą też elektrownie. Cena uprawnień emisji CO2 jest wyznaczana na rynku, w roku 2024 wynosiła od 50 do 80 EUR za tonę. Przyjmujemy, że średnia cena zakupy uprawnień przez elektrownię wynosiła 60 EUR za tonę

• 1200 PLN tona węgla
• 930 PLN (60 EUR * 4.3 EUR/PLN * 3.66) uprawnienia do emisji 3.66 tony CO2
• 3.24 MWh wytworzonej energii elektrycznej
• 657 PLN/MWh (1200+930)/3.24 koszt paliwa do wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej. W rozbiciu na składniki 370 (węgiel) + 287 (uprawnienia)

Cena energii elektrycznej jest także ustalana na rynku, w Polsce jest to TGE. Oczywiście cena zmienia się w czasie, w momencie tworzenia tego wpisu (2024.12.07) jest to około 500 PLN za MWh, co daje 150 PLN więcej niż koszt wyliczony wyżej. Dlaczego utrzymuje się elektrownie, których produkt (teoretycznie) nie wystarcza na pokrycie kosztów zakupu i spalenia paliwa to pytanie do właściciela. Rozliczenia są znacznie bardziej skomplikowane, niż prezentowana kalkulacja kosztów paliwa i emisji CO2. Narzekanie na ETS jest bezproduktywne, możemy się go pozbyć korzystając z Artykuł 50 Traktatu o Unii Europejskiej. Rządowi zamiatanie pod dywan problemu ułatwia fakt, że ETS to de facto podatek, wypływy zasilają kasę państwa, na którego terenie działa źródło CO2.