Dekarbonizacja działalności

Równolegle PGE przygotowuje się do budowy trzeciego projektu – Baltica 1. Ta morska farma wiatrowa przewidziana jest do uruchomienia po 2030 roku, a jej moc wyniesie ok. 0,9 GW. PGE Baltica, spółka odpowiedzialna za realizację Programu offshore Grupy PGE, w 2023 roku kontynuowała badania środowiskowe i realizowała badania geofizyczne na potrzeby tego projektu. W lipcu 2023 roku zakończono pełny rok pomiarów wietrzności. Baltica 1 ma już decyzję lokalizacyjną i umowę przyłączeniową. Realizując kolejne projekty morskich farm wiatrowych, PGE zamierza wypełnić strategiczny cel osiągnięcia co najmniej 6,5 GW mocy wytwórczej w technologii offshore na Morzu Bałtyckim do 2040 roku. 

W sierpniu 2023 roku spółki PGE otrzymały z Ministerstwa Infrastruktury ostateczne decyzje dotyczące pięciu pozwoleń, które umożliwią wybudowanie w przyszłości kolejnych elektrowni wiatrowych na morzu. Łączna potencjalna moc farm wiatrowych planowanych do budowy na nowych obszarach wynosi ok. 3,9 GW.

W 2023 roku PGE Energia Odnawialna kontynuowała działania w obszarze rozwoju własnych farm fotowoltaicznych, w ramach którego w ostatnim roku Grupa złożyła wnioski o uzyskanie warunków technicznych przyłączenia dla ponad 700 MW mocy w PV. W 2023 roku prowadzono także analizę projektów akwizycyjnych o łącznej mocy ok. 1,9 GW. 

W 2023 roku zakończono także prace obiektowe 10 projektów PV o łącznej mocy ok. 95 MW. Przekazanie tych instalacji do eksploatacji planowane jest w 2024 roku. Dodatkowo, w 2023 roku PGE Energia Odnawialna zawarła umowy z wykonawcami na budowę instalacji fotowoltaicznych o łącznej mocy ok. 200 MW, w tym dużych farm takich jak: PV Kleszczów (50 MW), PV Wrzosów (32 MW), PV Jeziórko III (30 MW), PV Tyszki-Wądołowo (10 MW) i PV Tarchały Wielkie (10 MW). Budowa tych instalacji przypadnie na lata 2024 i 2025.

W ramach programu budowy instalacji fotowoltaicznych w Grupie PGE, na terenie Kompleksu Bełchatów kontynuowano przygotowania do realizacji pierwszego etapu budowy farm PV. Farmy te mają stanąć na obszarach m.in. na obszarze Góry Szczerców, co wymaga przede wszystkim przeprowadzenia rekultywacji, zmian Studium Uwarunkowań oraz Miejscowych Planów Zagospodarowania Przestrzennego, jak również uzyskania kompletu decyzji administracyjnych. Do końca 2025 roku, PGE wybuduje na obszarze Góry Szczerców instalacje o łącznej mocy ok. 150 MW.

Program rozwoju fotowoltaiki w 2023 roku w liczbach

Dodatkowo, Grupa przygotowuje się do realizacji projektów wiatrowych w formule cable-pooling z wykorzystaniem istniejących i nowo budowanych elektrowni fotowoltaicznych oraz elektrowni wodnych, których łączna moc wyniesie ponad 250 MW. Realizacja nowych inwestycji będzie możliwa po uzyskaniu warunków technicznych przyłączenia do sieci elektroenergetycznej oraz pozostałych wymaganych decyzji administracyjnych.

Grupa PGE widzi aktualnie potencjał rozwoju elektrochemicznych magazynów energii elektrycznej, m.in.

wielkoskalowych magazynów energii działających przy elektrowni szczytowo-pompowej Żarnowiec o mocy do 270 MW oraz magazynu w Gryfinie o mocy 400 MW czy też ok. 50 mniejszych magazynów energii, współpracujących z głównym punktami zasilania na obszarze PGE Dystrybucja, o łącznej mocy sięgającej ponad 250 MW. Równocześnie Grupa dostrzega szanse związane z rozwojem nowych elektrowni szczytowo-pompowych takich, jak: ESP Młoty, które również pełnią w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym funkcję magazynowania energii. Obecnie trwają analizy techniczne i ekonomiczne, które pozwolą podjąć decyzję inwestycyjną o budowie elektrowni w Młotach.

W 2023 roku oddano do eksploatacji nowe jednostki: 

• silniki gazowe w EC Zgierz o sumarycznej mocy 13,16 MWe i 14,98 MWt,
• silniki gazowe w EC Zawidawie – 2 x AK o mocy 1,0 MWe/1,25 MWt każdy,
• kotłownia gazowa w ECI w Bydgoszczy – 4 x KRS o mocy 9,5 MWt każdy,
• kotłownia gazowa w EC Kielce – 5 x KRS o mocy 32 MWt każdy,
• kotłownia gazowa w Siechnicach – 4 x KRS o mocy 38 MWt każdy (realizowana w ramach Budowy Nowej EC Czechnica).

Od 2021 roku trwa realizacja nowych bloków kogeneracyjnych gazowych w Siechnicach (Elektrociepłownia Czechnica), natomiast od roku 2022 realizowana jest budowa źródła kogeneracyjnego na paliwo gazowe o mocy min. 50 MWe opartego o silniki gazowe oraz źródła ciepłowniczego rezerwowo-szczytowego w Bydgoszczy ECII oraz budowa bloku gazowego w oparciu o turbinę gazową 8 MWe z wodnym kotłem odzysknicowym w EC Kielce. Z końcem roku 2023 rozpoczęto również proces pozyskiwania zgód korporacyjnych na realizację budowy nowego źródła kogeneracyjnego opartego o silniki gazowe w Gdyni (umowa zawarta w lutym 2024). Pod koniec 2021 roku rozpoczęła się realizacja nowych kotłowni szczytowo-rezerwowych w lokalizacjach: w Gorzowie Wielkopolskim, Lublinie, Rzeszowie oraz Gdyni o łącznej mocy ok. 545 MW, które zastąpią stare kotły węglowe. W roku 2023 projekty weszły w decydującą fazę realizacji – dostarczono i zamontowano główne elementy (m.in. kotły gazowe), realizowane były prace budowlane i montażowe. Zakończenie prac przewidywane jest maksymalnie do końca II kwartału 2024. Od 2023 roku rozpoczęła się również realizacja Programu PV dla wszystkich lokalizacji PGE Energii Ciepła.

PGE Energia Ciepła prowadzi też projekty o dalszym horyzoncie czasowym w ramach dedykowanych programów rozwoju istniejących jednostek wytwórczych w Krakowie, Gdańsku i Wrocławiu. Ich zakończenie planowane jest w perspektywie roku 2030. Dodatkowo na etapie przygotowania znajdują się projekty związane z budową kotła biomasowego o mocy ok. 30 MWt w Gdyni oraz budowy nowego źródła ciepła w Gryfinie i budowy nowego źródła ciepła w EC Pomorzany.

Efekty dekarbonizacji

Bezpieczeństwo dostaw ciepła i energii elektrycznej z nowych jednostek

Czyste powietrze – przewidywany spadek emisji w przypadku zastąpienia wodnego kotła węglowego wodnym kotłem gazowym, wynosi dla tlenków siarki ponad 90 proc., tlenków azotu 75 proc., pyłów 95 proc. oraz dwutlenku węgla o 40 proc.

Wyższa efektywność – nowe urządzania nisko- i zeroemisyjne
w elektrociepłowniach będą produkowały ciepło w kogeneracji równolegle produkując energię elektryczną

Elektrownia Bełchatów jest znaczącym punktowym emitentem gazów cieplarnianych (CO₂). Wynika to z tego, że jest to największa w Polsce i na świecie jednostka produkująca energię elektryczną z węgla brunatnego, co powoduje kumulację emisji w jednym miejscu i osiąganie znaczących wartości bezwzględnych. 

Na uwagę zasługuje to, że Elektrownia Bełchatów w okresie od 1989 roku do 2022 zredukowała wielkość emisji CO₂ w przeliczeniu na jednostkę produkowanej energii – z poziomu około 1,20 t CO₂/MWh do poziomu około 1,101 t CO₂/MWh. Spadek jednostkowej emisji CO₂/MWh wyniósł w tym okresie aż o 8 proc. Ponadto w roku 2023 Elektrownia Bełchatów wyemitowała 8,8 mln ton CO₂ mniej niż w roku 2022.

Nowe bloki 5 i 6 w Elektrowni Opole przyczyniają się do ograniczenie emisyjności krajowej elektroenergetyki z racji istotnie wyższej sprawności. Uruchamiane są w pierwszej kolejności przed blokami starszymi o niższej sprawności. W rezultacie przy danym poziomie podaży (moc zainstalowanych bloków) i stabilnym poziomie popytu w kraju (zapotrzebowanie na moc) bloki „nowe” o niższej emisyjności wypierają bloki „stare” o większej emisyjności CO₂. Powyższe działania przyczyniają się do redukcji emisji z krajowej energetyki. 

W 2023 roku wskaźnik emisji z bloków 1-4 w Elektrowni Opole wynosił 0,899 Mg/MWh, a z bloków 5 6 Elektrowni Opole wynosił 0,742 Mg/MWh

Obniżenie emisji dwutlenku węgla w elektrowni Turów realizowane było poprzez podniesienie sprawności wytwarzania energii elektrycznej bloków 1-3 oraz wprowadzenie w roku 2021 do eksploatacji wysokosprawnego bloku nr 7. W maju 2021 roku przekazano do eksploatacji nowoczesny i wysokosprawny blok energetyczny nr 7. 

Dodatkowo zrealizowano inwestycje związane z uciepłownieniem Osiedla Trzciniec i dobudowaniem wymiennika ciepłowniczego. Znacząco wzrosła moc i dyspozycyjność systemu ciepłowniczego Elektrowni Turów, co pozwala na eliminację emisji CO₂ powstającego w paleniskach domowych i redukcję innych zanieczyszczeń charakterystycznych dla niskiej emisji.

W Elektrowni Dolna Odra od 2013 roku następuje stopniowe zmniejszanie ilości spalanego węgla. Jednocześnie, począwszy od 2004 roku wprowadzono spalanie biomasy, którą zastępuje się część węgla, jaka musiałaby być spalona w przypadku braku spalania biomasy. W ramach działań modernizacyjnych prowadzonych na blokach eksploatowanych w oddziale poczyniono starania dla zwiększania sprawności wytwarzania energii elektrycznej i tym samym zredukowano wielkość emisji CO₂.

W Elektrowni Dolna Odra prowadzony jest obecnie projekt budowy dwóch bloków gazowo-parowych o mocy około 700 MW brutto każdy. Źródłem energii pierwotnej wynikającym z wybranej technologii wytwarzania będzie gaz ziemny wysokometanowy. Całkowite zaawansowanie projektu obejmujące prace projektowe, produkcję i dostawy urządzeń oraz prace na terenie budowy na koniec grudnia 2023 roku przekroczyło 95 proc. Spółką realizującą zlecenie jest PGE Gryfino 2050 sp. z o.o. Zgodnie ze zmienionym w lipcu 2023 roku harmonogramem realizacji projektu, prace powinny zakończyć się do 30 kwietnia 2024 roku.

Realizacja projektów z wykorzystaniem gazu jako paliwa przejściowego, wspiera transformację w drodze do neutralności klimatycznej. Budowa dwóch nowych bloków gazowo-parowych w Elektrowni Dolna Odra to projekt o znaczeniu strategicznym dla polskiej gospodarki i jednocześnie ważny z perspektywy obniżenia kosztów transformacji energetycznej. Średnia emisyjność CO₂ nowych jednostek jest ponad dwa razy niższa niż obecna średnia emisyjność wytwarzania energii w Krajowym Systemie Energetycznym (KSE). Oznacza to, że produkcja energii w nowych blokach będzie skutkować ograniczeniem emisji CO₂ z wytwarzania energii w KSE o ok. 2-3 mln ton rocznie. Redukcja emisyjności osiągana jest nie tylko dzięki zmianie paliwa na gaz, ale również dzięki zastosowaniu najnowszej generacji turbin gazowych. Ich sprawność wytwarzania energii przekracza 63 proc. Dla porównania, elektrownie gazowo-parowe z turbinami poprzedniej generacji osiągają 59-60 proc. sprawności, zaś najnowocześniejsze bloki węglowe około 46 proc.

Dla redukcji emisji gazów cieplarnianych w elektrowni Rybnik kluczowe znaczenie ma realizacja w lokalizacji projektu budowy bloku gazowo – parowego o mocy 882 MW. Nowa jednostka gazowa w Rybniku zastąpi cztery wyłączane z eksploatacji bloki węglowe o łącznej mocy 900 MW. Oddanie bloku do eksploatacji planowane jest na grudzień 2026 roku i istotnie przyczyni się do ograniczenia emisyjności w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, podobnie jak w przypadku nowych bloków przy Elektrowni Dolna Odra. Wskaźnik emisyjności nowego bloku to 320 g CO₂ na kWh wytworzonej energii elektrycznej, co oznacza, że jest on trzykrotnie niższy niż dla bloków węglowych klasy 200 MW.