Nasse Kohle, defekte Abzüge und beginnender Energiehandel bei Eskom

Eskoms vierter Lastabwurf der sechsten Stufe im Februar ist auf das Zusammentreffen von schlechtem Wetter zurückzuführen, das zu feuchter Kohle führte, was zu Ausfällen von 21.243 MW und geplanten Ausfällen von 4.566 MW führte.

In einer eilig einberufenen Medienbesprechung sagte Andre de Ruyter, CEO der Eskom Group, dass die Nachfrageprognose eines abendlichen Spitzenwerts von 27.282 MW einen Mangel an Erzeugungskapazität von 5.834 MW für Montagnacht bedeute, „Sie können also sehen, warum wir Lastabwurfstufe 6 implementieren müssen.“ ."

„Angesichts der Tatsache, dass wir unsere Gasturbinen mit offenem Kreislauf stark betreiben, bleibt uns keine andere Wahl, als die Lastabwurfstufe 6 umzusetzen“, sagte de Ruyter.

Er wies darauf hin, dass Eskom sein Finanzierungsproblem gelöst habe und nun Diesel beschaffen könne, da das Finanzministerium eine Bürgschaft für alle von örtlichen Banken aufgenommenen Versorgungskredite zum Kauf von Treibstoff gebe.

„Das hat uns die Möglichkeit gegeben, die Beschränkungen zu lockern, und wir konnten die notwendigen Vorräte vom OCGT kaufen“, sagte de Ruyter.

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Während das Kraftwerk Lethabo normalerweise zu den stabileren Eskom-Kraftwerken gehört, sind aufgrund von Kohleversorgungsproblemen und einem Leck in den Kesselrohren jetzt drei Blöcke ausgefallen. Die New Vaal Coal Mine hat Schwierigkeiten, Lethabo mit der erforderlichen Kohlemenge zu versorgen, da starker Regen den Pegel des Flusses neben der Kohlebergbaugrube in die Höhe treibt und zu nasser Kohle führt.

Lethabo liegt ziemlich weit von den Mpumalanga-Kohlerevieren entfernt, was einen kurzfristigen Lieferantenwechsel schwierig macht, außerdem ist die Kohle im strategischen Kohlelager von Eskom ebenfalls feucht.

„Bei Lethabo gibt es eine Menge Kohle auf der Halde, sie ist nur sehr nass. Und wenn man Kohle bei Regen zum Kraftwerk transportiert, läuft man Gefahr, ein sehr nasses Produkt zur Station zu bringen, was das Objekt zunichte macht.“ „, sagte Thomas Conradie, kommissarischer Leiter der Generation.

Er wies darauf hin, dass das Kraftwerk Lethabo über einen Kohlevorrat von 32,9 Tagen verfügt und damit immer noch die Anforderungen der Netzordnung erfüllt. Eskom geht jedoch nicht davon aus, dass das Problem wochenlang anhalten wird. „Es ist eine Kombination aus Anlagen, die im Hinblick auf die Zuverlässigkeit der Flotte nicht so funktionieren, wie wir es uns wünschen, kombiniert mit spezifischen Vorfällen, die wir in letzter Zeit hatten“, sagte Conradie.

Die hohen Niederschläge führen auch zu einer Situation bei ihren Pumpspeicherkraftwerken, insbesondere bei Ingula, einem geschlossenen System „ohne Abfluss außer den stromabwärts gelegenen Feuchtgebieten“.

„Wenn also beide Dämme voll sind, ist es unmöglich, Strom zu erzeugen, indem man Wasser aus dem oberen Damm ablässt“, erklärte de Ruyter.

Eskom muss den Überlauf vom unteren Damm nach und nach in das Feuchtgebiet ableiten, aber wenn das zu schnell geschieht, besteht die Gefahr, dass flussabwärts gelegene Städte abfließen. Da das Pumpspeicherwerk Drakensberge an den Fluss Tugela angeschlossen ist, unterliegt es keinen ähnlichen Einschränkungen.

Dann ist da noch das ganz andere Klimaproblem, mit dem man derzeit konfrontiert ist, aber das, wie de Ruyter es ausdrückt, oft unerörtert bleibt: „Die Lastverluste aufgrund der hohen Umgebungstemperaturen beeinträchtigen die Effizienz unseres Kühlsystems in Matimba“.

„Derzeit haben wir aufgrund des warmen Sommerwetters in Lephalale einen Lastverlust von 600 MW zu verzeichnen“, erklärte der CEO der Gruppe.

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„Die Bilanz der Flotte ist alt und unzuverlässig, und wenn es zu Vorfällen wie in Lethabo kommt, wo wir zwei Einheiten aufgrund von Kohleengpässen und eine weitere Einheit aufgrund eines Kesselrohrlecks verlieren, wird der Mangel an Erzeugungskapazität in der Tat sehr dringlich.“ ", sagte de Ruyter.

Conradie sagte, dass der EAF derzeit bei 53 % liege und Eskom aufgrund der hohen ungeplanten Nichtverfügbarkeit der Erzeugungskapazität nicht damit rechnet, bis zum Ende dieses Geschäftsjahres 60 % zu erreichen.

De Ruyter sagte, sie hätten derzeit nicht damit gerechnet, über Stufe 6 hinauszukommen, und das Risiko, Stufe 8 zu erreichen, sei gering. Sie haben jedoch Pläne, wie Level 8 aussehen könnte.

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De Ruyter sagte, Isabel Fick, General Manager: Systembetreiber bei Eskom, habe ihm versichert, dass die Wahrscheinlichkeit eines vollständigen Systemausfalls nicht nur dank der Verwendung von Lastabwurf, sondern auch „der Unterstützung der großen Industrie- und Bergbaukunden bei der Lastreduzierung“ sehr gering bleibe unterstützen uns in Spitzenzeiten, wenn wir eine hohe Nachfrage haben.“

Eskom geht davon aus, dass der aktuelle Lastabwurf der Stufe 6 bis mindestens 5 Uhr morgens am Donnerstagmorgen bestehen bleibt. Dann wird auf Stufe 4 und dann hoffentlich bis zum Wochenende auf Stufe 3 zurückgefahren.

„Zu diesem Zeitpunkt besteht kein Grund, über einen weiteren Schritt nachzudenken“, sagte de Ruyter.

Fick sagte, sie seien derzeit dabei, die Richtlinien des NERSA-Dokuments zur Lastabwurfregelung zu überprüfen. Dieses Dokument wird der Branche zur Stellungnahme vorgelegt. „Wir durchlaufen noch die Governance-Prozesse, betrachten aber die verschiedenen Phasen des Lastabwurfs.

„Was die Notfallplanung für Phase 8 angeht, haben wir zwar einen Plan für den Fall, dass wir Phase 8 erreichen … aber gehen Sie zu diesem Zeitpunkt noch nicht davon aus“, sagte Fick.

Auf die Frage nach der Möglichkeit einer Umstellung von Eskom von Diesel auf Gas stimmte de Ruyter zu, dass „LNG preislich gesehen kostengünstiger wäre als Diesel“.

„Aber damit wir LNG in großem Maßstab nutzen können, müssten wir das LNG importieren, es erneut vergasen und es wahrscheinlich nach Ankerlig, möglicherweise nach Gourikwa, transportieren … und das erfordert erhebliche Investitionen in die Infrastruktur“, sagte de Ruyter.

„Da unser voraussichtlicher Erdgasverbrauch zu niedrig ist, um eine Investition in Importanlagen zu rechtfertigen, suchen wir nach einem Nachfrageaggregator, der es uns ermöglicht, gemeinsam mit anderen Gasverbrauchern Gas zu importieren. Das sollte zur Reduzierung der Gesamtkosten beitragen.“ des Imports", sagte de Ruyter.

Die Verfolgung eines kombinierten Gasprojekts mit offenem Kreislauf in Richards Bay würde die Schaffung einer schwimmenden Speicher-Regasifizierungseinheit (FSRU) rechtfertigen. Allerdings möchte Eskom sein LNG zu einem vertraglich festgelegten Preis kaufen und muss sich nicht selbst um den Import kümmern.

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Die drei Blöcke im Kraftwerk Kusile, die aufgrund des kaputten Schornsteins heruntergefallen sind, sollten bis Ende dieses Jahres ihre neuen, provisorischen Schornsteine ​​erhalten.

De Ruyter sagte, sie hätten den Minister für Forstwirtschaft, Fischerei und Umwelt gebeten, den Genehmigungsprozess zu beschleunigen. Während sie auf die Genehmigung der Behörde für den Bau provisorischer Schornsteine ​​warten, führen sie parallel verschiedene Papierkramprozesse durch, um mit dem Prozess in dem Moment beginnen zu können, in dem sie die Genehmigung erhalten.

„Wir haben beschlossen, den Auftrag für den Stahl zu erteilen, der für den Bau der drei temporären Schornsteine ​​erforderlich ist, und befinden uns in dringenden Gesprächen mit dem Auftragnehmer, um sicherzustellen, dass wir die drei Einheiten durch die Inbetriebnahme der Schornsteine ​​bis Dezember dieses Jahres zurückbringen können“, sagte de Ruyter.

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Andrew Etzinger, General Manager für Energiemarktdienstleistungen bei Transmission, sagte, man warte auf alle notwendigen Genehmigungen, um mit dem Stromhandel zu beginnen, und gehe davon aus, dass das Standardangebotsprogramm in der nächsten Woche oder so starten werde. „Wir sind gerade dabei, rechtliche Verträge zwischen uns und den anderen Parteien abzuschließen“, sagte Etzinger.

Das Notstromaggregat-Programm wird nur dann ausgelöst, wenn das System starken Einschränkungen unterliegt und die Teilnehmer tatsächlich in der Lage wären, mitzubieten. Dann würde Eskom das Angebot auf der Grundlage der Poolregeln annehmen oder ablehnen. „Das wäre ein guter Start für die Ausschreibung im Strommarkt“, sagte Etzinger.

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