4. Elektroenergetyka Polski œ dane ogólne

Transkrypt

20
Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki
4. Elektroenergetyka Polski – dane ogólne
Niezawodność dostaw odpowiedniej jakości energii elektrycznej jest
podstawą funkcjonowania wszystkich sektorów gospodarki. Z uwagi na
powszechność zużycia energii elektrycznej straty wynikające z
niedostarczenia energii o wartości 1 zł są 20-krotnie wyższe [146 s.1].
Udział kosztów energii elektrycznej w budżetach domowych wynosi tylko 24%, a w produkcji przemysłowej, usługach i transporcie – 6-8%. Oznacza to,
że wzrost cen energii elektrycznej o 20% daje co najwyżej jednoprocentowy
impuls inflacyjny [146 s.2].
W Polsce (dane z 1998r) ok. 14,7 mln odbiorców zużywa rocznie ponad
140 mld kWh energii, na wyprodukowanie której trzeba spalić ok. 30 mln ton
węgla kamiennego i ok. 65 mln ton węgla brunatnego.
Eksploatacją majątku zajmuje się ok. 110 tys. wykwalifikowanych
pracowników, a jego zbudowanie (w cenach z 1994 roku) wymagałoby
inwestycji rzędu 85 mld zł.
Sektor przedsiębiorstw elektroenergetyki w Polsce obejmuje 3 podsektory:
1. podsektor wytwarzania energii elektrycznej, do którego zalicza się:
⇒ elektrownie systemowe (zawodowe) uczestniczące w Hurtowym
Rynku Energii Elektrycznej ( HREE ),
⇒elektrociepłownie zawodowe uczestniczące w Hurtowym Rynku
Energii Elektrycznej ( HREE ),
⇒elektrownie wodne szczytowo-pompowe, przepływowe i małe
elektrownie wodne (MEW),
⇒elektrociepłownie niezależne (przemysłowe).
2. podsektor przesyłu - Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA;
3. podsektor dystrybucji; obejmuje 33 przedsiębiorstwa dystrybucyjne.
Najważniejszą częścią potencjału wytwórczego Krajowego Systemu
Energetycznego są cieplne zawodowe elektrownie systemowe. W roku 1996
w elektrowniach systemowych cieplnych energetyki zawodowej pracowały
104 bloki energetyczne o mocy jednostkowej od 120 MW do 500 MW i
łącznej mocy około 21900 MW. Wszystkie elektrownie są opalane paliwami
stałymi: węglem kamiennym (53% krajowej produkcji energii) lub węglem
brunatnym (38% produkcji energii) elektrycznej.
Dla analizy tej części sektora elektroenergetycznego stworzono agregaty
obliczeniowe, dla których kryterium były parametry technicznotechnologiczne bloków energetycznych lub techniczno-ekonomiczne (różnice
występujące obecnie lub spodziewane w przyszłości).
21
Nr
Lata
bloku uruchom.
Moc
[MW]
osiągalna
Nr
agregatu
Nazwa
elektrowni
1
Kozienice500
9-10
1978-79
500
2
3
Bełchatów
Opole
1-12
1-4
1982-88
1993-97
360
360
4
Pątnów
1-6
1967-69
200
5
Turów
1-6
1963-64
200
6
Turów
7-10
1965-71
200
7
Połaniec
1-8
1979-84
205
8
9
Jaworzno III
Jaworzno III
1-4
5-6
1977-77
1978
200
200
10
Rybnik II
5-8
1978
200
11
Dolna Odra
1-8
1974-77
200
12
Kozienice
1-6
1972-74
200
Kozienice
7-8
1974-75
200
13
Rybnik I
1-4
1972-74
200
14
15
Łaziska
Ostrołęka B
9-12
1-3
1970-72
1972
200
200
16
Pątnów II
7-8
1973-74
200
17
Siersza
1-2
1962
130
18
Stalowa Wola
5-6
1966
125
19
20
Adamów
Konin III
1-5
8-9
1964-66
1964
120
120
21
Siersza
3-6
1969-70
120
22
Łaziska
1-2
1967
120
23
Łagisza
6-7
1970
105-115
24
Łagisza
1-3
1963-69
110-105
25
Łagisza
4-5
1969
105
26
Skawina
RAZEM
3-6
104
1958-60
90
~21900
Opis modernizacji
Modern. ze zwiększeniem mocy i wycofanie
bl. po 2019r.
Wycofanie bl. po 2017r. i wymiana mocy
Wycofanie bl. po 2020r. I wymiana mocy
Budowa kotłów fluidalnych i zwiększenie
mocy turbin, wycofanie bl. po 2020r.
j. w.
Modern. bl. i stopniowe wycofanie z eksploatacji po 2010 r. bl. 7 wycofany w 2002r.
Utrzymanie mocy do 2020 poprzez budowę
bl. 235 MW z IOS mokrą w 2014-15r.
j. w. lecz w latach 2011-15
j. w.
Modern. ze zwiększeniem mocy i wycofanie
bloków po 2020r.
Utrzymanie mocy do 2020r. poprzez budowę
bloków 235MW z IOS dla bl. 3-8
Utrzymanie mocy do 2020r. przez budowę
bl. 235MW z IOS mokrą w2007-16r.
j. w.
Modernizacja ze zwiększeniem mocy i
wycofanie bl. po 2020r.
j. w.
Wymiana bl. na parowo-gazowe w 2011-15r.
Wymiana kotłów na fluidalne i zwiększenie
mocy, wycofanie bl. po 2020r.
j. w.
Wycofanie bl. po 2010r. i budowa 2 bl
ciepłowniczych
Wycofanie bl. od 2019r.
wycofanie bl. od 2003r.
Modernizacja bl. i budowa IOS półsuchej,
j. w.
Modernizacja i budowa IOS mokrej,
Modernizacja i wycofanie bl. do 2005r.
Modernizacja i wycofanie bloków :
bl. 3 -1998, bloki 4-5 do 2007
Utrzymanie eksploatacji do roku 2020
Rys. 15. Agregaty obliczeniowe dla elektrowni blokowych w 1997r.
Źródło: „Kierunki rozwoju krajowego systemu elektroenergetycznego do roku 2020 (ZPR
– 2+)”, Elektroenergetyka nr 4/98, s. 5
Elektrociepłownie zawodowe są przeznaczone do wytwarzania ciepła dla
dużych miast. Energia elektryczna jest traktowana jako produkt pochodny
22
pozwalający na poprawę sprawności przemiany cieplnej paliwa pierwotnego
spalanego w tych obiektach. Produkcja energii elektrycznej odbywa się w
skojarzeniu (bloki przeciwprężne) lub w typowych blokach energetycznych kondensacyjnych. Łączna moc osiągalna w roku 1996 w elektrociepłowniach
zawodowych wynosiła 5276 MW, a wyprodukowana energia około 18,2
TWh.
Rozwój elektrociepłowni zawodowych (przyrost mocy i modernizacje)
wynika głównie z potrzeb dostarczenia ciepła lub jej optymalizacji jej
wytwarzania dla poszczególnych systemów ciepłowniczych.
Energetyka wodna, to elektrownie szczytowo-pompowe, których łączna
moc w pracy generatorowej wynosi 1330 MW oraz elektrownie na
przepływach naturalnych pracujące jako podstawowe (o łącznej mocy
578MW) i małe elektrownie wodne (107 elektrowni o łącznej mocy
zainstalowanej 190 MW) – wszystkie dane z 1996 r.
W roku 1996 obiekty energetyki przemysłowej osiągnęły moc 2786 MW.
Obiekty te stanowiły bardzo zróżnicowaną grupę pod względem wieku,
wyposażenia, mocy osiągalnych, pewności zasilania, również w zakresie
energii elektrycznej. Największe moce zainstalowane dotyczyły przemysłu:
wydobywczego, hutniczego, petrochemicznego, maszynowego, spożywczego
i drzewnego.
Moc osiągalna tych obiektów spada z powodu odchodzenia od
wykorzystania węgla kamiennego jako paliwa podstawowego w
przemyśle oraz naturalnego starzenia się poszczególnych obiektów.
W podsektorze przesyłu istnieje monopolista Polskie Sieci
Elektroenergetyczne S.A., które są zarazem największym przedsiębiorstwem
w sektorze elektroenergetycznym i jednym z największych w kraju.
Krajowy system przesyłowy w zakresie wyposażenia podstawowego
tworzą, według stanu na koniec 1997 roku, miedzy innymi 217 linii i 90 stacji
o napięciach 750, 400, 220 kV.
Lp. Wyszczególnienie
1
2
3
4
Napięcie
750 400
Długość linii elektroenergetycznych [km]
114 4590
Liczba stacji elektroenergetycznych ogółęm [szt] 1
27
w tym: stanowiących w całości własność PSE SA 1
17
Liczba transformatorów [szt]
2
44
Moc transformatorów [MVA]
2502 13660
[kV]
220
7899
62
14
107
17050
Razem
110
28
0
0
2
26
12631
90
32
155
33238
Rys. 17.Charakterystyka majątku sieciowego PSE SA wg. stanu na koniec 1997 r.
Źródło: „Kierunki rozwoju krajowego systemu elektroenergetycznego do roku 2020 (ZPR –
2+)”, Elektroenergetyka nr 4/98, s. 5
23
Istniejący potencjał przesyłowy PSE SA zapewnia bezpieczeństwo i
prawidłowe warunki pracy sieci elektroenergetycznej kraju. Jedynie w sieci
nadzorowanej przez spółkę obszarową PSE - Centrum (Warszawa) może nie
być spełnione kryterium niezawodnościowe (n-1) w okresach dużego
obciążenia. W pozostałych spółkach obszarowych tj. PSE - Wschód, PSE Południe, PSE - Zachód, PSE - Północ zagrożenia niezawodności w pracy
praktycznie sieci nie występują.
Rys. 18. Elektroenergetyczne powiązania międzynarodowe Polski.
Źródło: Bicki Z. „Stan elektroenergetyki polskiej i podstawowe problemy rozwojowe”,
PSE S.A., Warszawa, s. 62.
W Europie istnieje wiele różnych systemów elektroenergetycznych. Polska
od lat pracuje w systemie CENTREL (moc zainstalowana 60 GW) skupiający
kraje Europy środkowo-wschodniej: Czechy, Słowację i Węgry.
Najważniejszy w Europie – ze względu na zainstalowaną moc 410 GW –
system UCPTE tworzą połączone systemy elektroenergetyczne państw
zachodnich: Niemcy, Austria, Szwajcaria, kraje Benelux’u, Francja,
Hiszpania, Portugalia, Włochy, Słowenia, Chorwacja, Bośnia i Hercegowina,
Jugosławia, Macedonia, Grecja. Z systemem CENTREL związany jest system
24
UPS (United Power System – Jednolity System Elektroenergetyczny) lub IPS
(Interconnected Power System – Połączone Systemy Elektroenergetyczne),
dawny system Pokój zrzeszający kraje dawnego RWPG (Ukraina, Mołdawia,
Białoruś, Rosja, Litwa, Łotwa, Estonia, Rumunia, Bułgaria) i ZSRR
dysponujący mocą 230 GW. W dniu 18 października 1995 roku nastąpiło
synchroniczne połączenie systemu CENTREL i UCEPTE. Natomiast w dniu
8 października 1996 roku uroczyście otwarto w Warszawie Centrum
Rozliczeń i Regulacji między systemami (EACC – Energy Accounting and
Control Centre), w którym kierowniczą rolę w zakresie systemu CENTREL
spełnia PSE S.A., a ze strony systemu UCPTE niemiecka firma RWE Energie
w ramach swojego systemu VEAG. Centrum zbudowano w ścisłej kooperacji
z główną dyspozytornią systemu UCPTE w Brauweiler w Niemczech.
Rys. 19. Strategiczne położenie Polski w Europie w zakresie wymiany
handlowej dotyczącej energii elektrycznej.
Na powyższym rysunku strzałki koloru żółtego oznaczają połączenia
międzynarodowe projektowane lub w budowie:
• linia 400 kV Krosno-Lemešany (Polska – Słowacja),
• podmorski kabel na prąd stały (o zdolności przeniesienia 500MW
25
mocy) Polska – Szwecja,
• linia 400 kV Ełk-Alytus (Polska – Litwa), a w dalszej perspektywie
„Pierścień Bałtycki”,
• most energetyczny „Wschód – Zachód”,
Strzałki koloru czerwonego oznaczają połączenia o napięciu 750 kV,
koloru czarnego o napięciu 400 kV a koloru niebieskiego napięcie robocze
220 kV.
W następstwie podjęcia w roku 1995 przez KSE wraz z pozostałymi
systemami Czech, Węgier i Słowacji w ramach tzw. grupy CENTREL ( pracy
równoległej z zachodnioeuropejskimi systemami UCPTE przerwana została
praca równoległa z połączonym systemem krajów byłego ZSRR. Linia 750kV
Rzeszów - Chmielnicka, z powodu braku na niej wstawki prądu stałego
sprzęgającej niesynchronicznie pracujące systemy nie może być załączona.
Współpraca z Ukrainą i Białorusią odbywa się przez połączenia 220 kV.
Z przyczyn sieciowych występują ograniczenia uniemożliwiające
wykorzystanie
pełnych
potencjalnych
możliwości
wymiany
międzynarodowej, a zwłaszcza eksportu nadwyżek bilansowych, co w
perspektywie wejścia do Unii Europejskiej nie jest zjawiskiem
korzystnym i muszą zostać podjęte działania zmierzające do ich usunięcia
(obecnie maksymalna ilość energii elektrycznej jaka może być przesłana
z Polski do systemu UCPTE lub odwrotnie wynosi 35 TWh/rok, tj. 1/3
rocznie zużywanej w Polsce energii elektrycznej).
Podsektor dystrybucji stanowią 33 spółki dystrybucyjne (d. Zakłady
Energetyczne), które rozdzielają energię elektryczną poprzez:
• sieć 110 kV o sumarycznej długości linii 30000 km i ponad 1000 stacji
sprzęgających z sieciami średniego napięcia (sn),
• sieć średnich napięć o długości linii 260000 km i 160000 stacji
sprzęgających z sieciami niskiego napięcia (nn),
• sieć niskiego napięcia o długości linii około 360000 km.
Przedsiębiorstwa dystrybucyjne prowadzą dostawy energii elektrycznej dla
14,5mln odbiorców finalnych.
Obecnie w ramach reformy energetyki występuje tendencja do
oddzielenia przesyłu, obrotu i dystrybucji energii elektrycznej. Wiele
firm (dużych koncernów) zachodnich planuje inwestycje w firmy
zajmujące się obrotem i dystrybucją energii w Polsce. Może to stanowić
istotne zagrożenie dla polskiej elektroenergetyki w wyniku przejęcia
kontroli nad tym segmentem polskiej elektroenergetyki przez firmy
zagraniczne i wybudowanie koniecznej infrastruktury do sprowadzania
taniej (tańszej niż polska) energii elektrycznej z zagranicy w dużej ilości.
Obecnie wymiana międzynarodowa jest minimalna (rzędu 2,5%
produkcji energii elektrycznej w Polsce = 3,6 TWh).
26
N ie m c y
F ra n c ja
G B
W ło c h y
H is z p a n ia
S z w e c ja
P o ls k a
N o rw e g ia
F in la n d ia
R e p . C z e c h
W ę g ry
-2 0
-1 5
-1 0
-5
E K S P O R T
0
%
5
p ro d u k c ji k ra ju
1 0
1 5
2 0
IM P O R T
Rys. 20. Zakres wymiany zagranicznej energii elektrycznej (w procentach
produkcji krajowej) w 1993 r.
Z faktu stowarzyszenia Polski z Unią Europejską wynika obowiązek
przestrzegania przepisów unii także w zakresie rynków energii elektrycznej
krajów Unii Europejskiej.
% otwarcia rynku
% zamknięcia rynku
100%
80%
60%
40%
20%
0%
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
L a ta
Rys. 21. Przewidywany stopień otwarcia rynków energii elektrycznej krajów
UE na podstawie dyrektywy Komisji Europejskiej.
W latach 1997-98 otwarcie rynku energii elektrycznej jest
dobrowolne, natomiast w latach późniejszych otwarcie rynku jest
obowiązkowe.
27
W systemach energetycznych każdego państwa musi występować rezerwa
mocy. Według standardów UCTPE margines mocy powinien wynosić 25%
mocy osiągalnej w systemie.
Szczyt roczny [MW]
Moc osiągalna [MW]
Margines mocy [MW]
35000
30000
Moc [MW]
25000
20000
15000
10000
5000
0
1988
1990
1992
1993
1994
1995
1996
1997
Rok
Rys. 22. Bilans mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym Polski.
Ocena podmiotów występujących w sektorze energetycznym pozwala na
generalne stwierdzenie, że w Polsce ukształtował się model gospodarki
rozdrobnionej. W przeciwieństwie do wielu krajów zachodnich nie powstały
holdingi i koncerny. Poszczególne podmioty (elektrownie, zakłady
energetyczne, jednostki zaplecza) uzyskały znaczną samodzielność
decyzyjną. Co więcej, w procesie przekształceń wydzielają one ze swej
struktury dalsze samodzielne jednostki (np. rejony, transport, brygady
remontowe). Formą własności dla okresu przejściowego będzie powszechnie
już przyjęta forma jednoosobowej spółki skarbu państwa. Dominuje także
pogląd. iż docelowo należy sprywatyzować podmioty energetyczne,
przekształcając je w spółki akcyjne prawa handlowego. Do wyboru pozostaje
jeszcze skala prywatyzacji i udziału kapitału państwowego. Ostateczne
rozstrzygnięcie należeć będzie do rządu RP, a może nawet Sejmu.
Decentralizacja polskiej energetyki jest już faktem dokonanym, ale
28
granice jej nie są jeszcze wyznaczone. Nadrzędnym celem działania jest
zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju obecnie i w dalszej
perspektywie. Istnieje silny krajowy system elektroenergetyczny,
sterowany przez hierarchiczny układ czteroszczeblowy dyspozycji mocy i
ruchu, który umożliwia prowadzenie “ruchu”. Rozproszenie
organizacyjne i finansowe nie sprzyja jednak prowadzeniu racjonalnej
polityki inwestycyjnej. Podmioty są zbyt słabe ekonomicznie, aby
prowadzić szerokie inwestycje. Przeważają opinie, że najodpowiedniejszą
formą zasilania inwestycji jest system kredytowy (z dopuszczeniem
kapitału zagranicznego), formą zaś regulacji bieżącej powinien być
rynek. [75 s.245].
Do podjęcia decyzji o budowie nowych mocy konieczna jest znajomość
zapotrzebowania na moc i energię w kraju w długim horyzoncie czasu.
Przyjmując założenie o średniorocznym wzroście zapotrzebowania na energię
elektryczną w wysokości 2,11% rocznie, oznacza to, że w roku 2020
gospodarka będzie potrzebować 230 TWh energii, tj ok. dwukrotnie więcej
niż obecnie. Do roku 2007-2008 wzrastające zapotrzebowanie na energię
elektryczną są w stanie pokryć istniejące elektrownie (niewykorzystane
rezerwy mocy), potem jednak konieczne będą nowe siłownie [15 s. 5,84
s.309]. Z analiz wynika, że będą to głównie elektrownie zasilane gazem lub
elektrownie jądrowe, o ile uda się przekonać społeczeństwo, że siłownie te są
bezpieczne.
Zapotrzebowanie
Zapotrzebowanie
a
globalne na energię
szczytowe na moc
Rok
[MW]
[GWh]
1996
23439
140050
2000
25132
148910
2005
27978
166440
2010
32095
191770
2015
35167
211000
2020
37950
228650
a - moc określona dla dnia o maksymalnym
zapotrzebowaniu i dla szczytu wieczornego.
Rys.22. Prognoza zapotrzebowania globalnego na energię i moc
elektryczną w Polsce.
Źródło: „Kierunki rozwoju krajowego systemu elektroenergetycznego do roku 2020
(ZPR – 2+)”, Elektroenergetyka nr 4/98, s. 3
29
Według analiz ARE [85] konieczny będzie znaczny wzrost importu gazu
nawet do ok. 30 mld m3 w 2020r. Związane to będzie z koniecznością
budowy dużych (podziemnych) magazynów gazu jak również magazynów
ropy naftowej i jej produktów (zbiorniki paliw płynnych o pojemności 2,8
mln m3) co będzie kosztowało aż 4,8 mld zł (obecnie wydaje się na ten cel
tylko ok. 220-300 mln zł). Podobnie rzecz wygląda z infrastrukturą dla
elektrowni jądrowych, którą trzeba stworzyć w całości od podstaw (przepisy
prawne, instytucje dozoru państwowego, kształcenie kadr, informacja
społeczna, składowiska odpadów, transport).
W wyniku strukturalnych zmian w gospodarce zmienia się również tempo
wzrostu zapotrzebowania w poszczególnych grupach odbiorców.
Najbardziej dynamicznie będzie rozwijał się sektor usług. Tendencja
równomiernego przyrostu przewidywana jest w rolnictwie i dla potrzeb
bytowych ludności. Spadek tempa zapotrzebowania wystąpi w przemyśle, w
tym również paliwowo-energetycznym.
Grupa odbiorców
1996 2000 2005 2010 2015
ZAPOTRZEBOWANIE GLOBALNE
Kraj
TWh 140,0 148,9 166,4 191,7 211,0
%
100,0 106,6 118,8 136,9 150,6
% UDZIAŁ ZAPOTRZEBOWANIA GRUP ODBIORCÓW
1. Przemysł nieenergetyczny
31,08 34,41 35,85 35,30 35,42
2. Rolnictwo – cele produkcyjne
2,00 2,75 2,74 2,65 2,65
3. Transport – trakcja elektryczna 3,38 3,45 3,30 3,22 3,26
4. Potrzeby bytowe ludności
16,23 15,94 15,42 14,24 13,94
5 Sektor usług
12,76 15,75 16,40 16,40 19,61
Zapotrzebowanie finalne
65,45 70,30 72,71 73,96 74,88
(suma 1-5)
6. Przemysł paliwowo21,68 19,58 18,64 17,32 16,29
energetyczny
7. Straty w sieciach
12,87 10,11 8,65 8,72 8,83
Razem przemysł paliwowo 34,55 29,69 27,29 26,04 25,11
energetyczny (suma 6-7)
2020
228,6
163,2
35,47
2,70
3,31
13,81
20,29
75,58
15,50
8,92
23,42
Rys.24. Prognoza struktury zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju
w podziale na grupy odbiorców.
Źródło: „Kierunki rozwoju krajowego systemu elektroenergetycznego do roku 2020 (ZPR
– 2+)”, Elektroenergetyka nr 4/98, s. 4

4. Elektroenergetyka Polski œ dane ogólne

Transkrypt

Podobne dokumenty

Komunikat nr 2 - Blackout

Komunikat nr 3 - Blackout

S. Tokarski