Z tego artykułu się dowiesz:
- Jakie inicjatywy dotyczące transformacji branży górniczej są obecnie podejmowane?
- Jakie jest znaczenie koncepcji zimnej rezerwy węglowej dla stabilności energetycznej kraju?
- Jak branża górnicza planuje radzić sobie z luką wytwórczą w systemie energetycznym?
- W jaki sposób Polska Grupa Górnicza i LW Bogdanka planują dywersyfikację swojej działalności?
- Jakie współprace i projekty realizują obecnie polskie spółki górnicze?
- Jakie są plany dotyczące rozwoju sektora energetycznego w kontekście ograniczania emisji?
Tegoroczna, krakowska konferencja górnicza Szkoła Eksploatacji Podziemnej była okazją do przedstawienia pomysłów na transformację sektora górniczego, transformację, ale nie jego likwidację. Mimo spadku zapotrzebowania na węgiel Polska Grupa Górnicza oraz LW Bogdanka mają swoje inicjatywy, ale Główny Instytut Górnictwa – Państwowy Instytut Badawczy jako zaplecze naukowe rządu i państwa zaproponował, aby rządzący powrócili do pomysłu węglowej rezerwy stabilizacyjnej.
Luka wytwórcza wymaga zimnej rezerwy
Prof. AGH Stanisław Tokarski, członek zespołu doradców GiG, podkreślił, że stoimy w obliczu załatania tzw. luki wytwórczej, a więc zabezpieczenia stabilnej mocy do produkcji energii elektrycznej w elektrowniach konwencjonalnych. Jak podkreśla, od 2032 r. w systemie energetycznym pojawią się braki mocy konwencjonalnych, sterowalnych. W 2035 r. luka wytwórcza może wynieść 4,1 GW, a w 2040 r. a już nawet 7 GW. – Musimy ją uzupełnić, bo inaczej będziemy musieli ograniczać zużycie energii elektrycznej. Pomoc operatorska z krajów sąsiednich może się pojawić, bo kiedy OZE nie produkują energii w Polsce i to prawdopodobnie nie produkują także u naszych sąsiadów – mówi.
Czytaj więcej
Spadający popyt na węgiel coraz mocniej uderza w firmy dostarczające maszyny i usługi dla kopalń....
Jak podkreśla, na stole mamy do dyspozycji gaz i węgiel. – Po 2035 r. możemy mieć nadal dostępne moce węglowe w cenie 160–200 tys. zł za MW rocznie. Tyle może kosztować utrzymanie bloków węglowych. Będą one pracować ok. 1000 godz. – mówi Tokarski. Koszt utrzymania może wynieść 1,34 mld zł do 2035 r., a do 2040 r. 2,35 mld zł. Koszty zmienne wyniosłyby ok. 400 zł za MWh. – Poza utrzymaniem węgla, musimy wybudować także elektrownie gazowe, a więc tzw. elektrownie szczytowe w technologii OCGT. Pracowałyby one mniej więcej tyle co elektrownie węglowe. Są one bardziej efektywne i szybciej się włączają i wyłączają, ale musimy wydać na ich wybudowanie 17,8 mld zł do 2035 r., a do 2040 r. nawet 32 mld zł. Elektrownie węglowe z kolei już mamy, a mogą one popracować technicznie do 2040 r. – wylicza Tokarski. Jego zdaniem powinniśmy bilansować system energetyczny obiema technologiami, bo własnych zasobów gazu nie mamy. – Musimy zachować moce w węglu i gazie do bilansowania OZE mniej więcej po połowie. Możemy elastycznie balansować między źródłami w zależności od potrzeb – wskazuje. Jego zdaniem powinniśmy utrzymać w dokumentach strategicznych, jak Krajowy Plan na Rzecz Energii i Klimatu poziom zapotrzebowania na węgiel rzędu 10 mln ton (w tym roku było to 43 mln ton). – Powinniśmy powołać tzw. rezerwę bilansującą. Byłyby to bloki węglowe, które od kwietnia do września byłyby zakonserwowane, a na okres zimowy odmrażane, uzupełniając potrzeby bilansowania – wskazuje. Ten pomysł zaproponowała jeszcze pod koniec 2024 r. Enea, jednak Polskie Sieci Elektroenergetyczne, a więc nadzorca polskiej energetyki nie podjęły tego tematu, uważając, że są inne rozwiązania, które pozwolą zabezpieczyć rezerwę mocy. Tymi rozwiązaniami miałyby być derogacja dla węgla do 2028 r. i być może do 2030 r., a także nowy model rynku mocy wspierający rozwój energetyki gazowej.
