Urząd Regulacji Energetyki przedstawił raport „Planowane inwestycje w nowe moce wytwórcze w latach 2018–2032”. Wynika z niego, że przedsiębiorstwa energetyczne (analiza opiera się na danych 63 firm) planują oddać do eksploatacji ponad 11,9 GW nowych mocy wytwórczych za ponad 62 mld zł.
Liczba planowanych wycofań w tym okresie wynosi ok. 11,8 GW. „Wyniki przeprowadzonej analizy wskazują, że już w najbliższym czasie może zmaterializować się ryzyko braku możliwości zrównoważenia dostępnych mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE) i szczytowego zapotrzebowania na moc przy zapewnieniu odpowiednich rezerw mocy w KSE” – czytamy we wnioskach z raportu.
To nic innego jak mityczny blackout.
Magazyn DGP / Dziennik Gazeta Prawna
Reklama
Dotychczas zagrożenie nim było traktowane w kategorii straszenia „czarnym ludem”, choć upalnym latem 2015 r. po raz pierwszy od bardzo długiego czasu mieliśmy do czynienia z 20. stopniem zasilania. Co to takiego? Określa on, że odbiorca może pobierać moc do wysokości ustalonego w umowie minimum (mocy bezpiecznej), niepowodującego zagrożeń i zakłóceń. W praktyce oznacza to nic innego jak największe ograniczenia w dostawie prądu do przemysłu. W 2015 r. 20. stopień zasilania zarządzono z powodu wyłączenia części elektrowni – zarówno z przyczyn planowanych remontów, jak i awarii.

Reklama
Ale rekord zapotrzebowania na moc w Polsce padł dokładnie tydzień temu. 25 stycznia potrzebowaliśmy 26,5 GW mocy. Musieliśmy się wesprzeć importem 2,2 GW, m.in. z Niemiec. Szczęściem w nieszczęściu okazało się włączanie do KSE nowego bloku elektrowni Opole należącej do PGE. Blok zamiast zostać wyłączony po testach pracował dłużej, by załatać dziurę. Zważywszy na to, że oficjalnie w KSE mamy zainstalowanych 40 GW mocy, a przy rekordowych 26,5 GW zaczynamy mieć kolosalny problem, sytuacja jest niepokojąca.
Warto zauważyć, że gdy taki rekord zapotrzebowania na energię elektryczną pada w zimie, sytuacja jest jeszcze do opanowania. A to dlatego, że pracują jednostki kogeneracyjne, wytwarzające w jednej instalacji energię zarówno elektryczną, jak i cieplną. Czyli po ludzku mówiąc – elektrociepłownie. Wiele z tych zakładów działa jednak tylko zimą. Co oznacza, że szczytowe zapotrzebowanie na moc w lecie może spowodować jeszcze większą dziurę.
Jednak autorzy raportu URE tłumaczą, że wyniki analizy nie uwzględniają możliwości importu mocy z zagranicy oraz inwestycji w nowe moce wytwórcze przez przedsiębiorstwa energetyczne nieobjęte badaniem. Nie uwzględnia też środków interwencyjnych, które może zastosować operator przesyłu, czyli Polskie Sieci Elektroenergetyzne. Po pierwsze – IRZ (interwencyjna rezerwa zimna, 830 MW), czyli bloki, które nie pracują na co dzień (najczęściej stare bloki węglowe), włączane właśnie w sytuacji zwiększonego zapotrzebowania na moc. Po drugie – DSR (mechanizm redukcji, ok. 500 MW) w sytuacji kryzysowej, np. podczas dużych upałów, operator wysyła sygnał do odbiorców, z którymi ma podpisaną stosowną umowę i którzy mogą zredukować swoje zapotrzebowanie na moc, by zbilansować system.
Raport URE dobitnie pokazuje jednak, że już w sezonie letnio-jesiennym tego roku „mogą wystąpić istotne trudności z zapewnieniem bilansu mocy (dostaw energii do odbiorców bez konieczności wprowadzania ograniczeń)”. Taki wniosek wynika m.in. z niewielkiego marginesu mocy dyspozycyjnej w KSE – 9 proc. ponad zapotrzebowanie.
Po 2015 r. firmy energetyczne dostały jasny sygnał, by planowane przestoje w elektrowniach, niezbędne m.in. do przeglądów technicznych, koordynować oraz planować najlepiej poza szczytem zapotrzebowania. Ale czy to wystarczy, by uniknąć ograniczeń w dostawach prądu? Ja na to pytanie jednoznacznie odpowiedzieć nie potrafię. Ale tak naprawdę zarówno energetycy, jak i URE też nie.
Warto więc, biorąc pod uwagę bezpieczeństwo energetyczne państwa, zastanowić się poważniej nad odwlekaną decyzją o tym, czy budować elektrownię atomową (choć ona nie załatwi nam problemu do 2032 r., a przecież to data graniczna raportu URE). Ale też nad blokiem 1000 MW na węgiel, czyli Ostrołęką C planowaną przez Energę i Eneę. Nie jest tajemnicą moje krytyczne zdanie na temat tej inwestycji. Może gdyby 10 lat temu decyzja o niej zapadła równolegle z tymi o budowie dwóch bloków w Opolu (PGE, razem 1800 MW), jednego w Jaworznie (Tauron, 910 MW) i jednego w Kozienicach (Enea, 1075 MW, największy w Europie, już działa), dziś nie musielibyśmy zastanawiać się nad tym, czy grozi nam blackout, bo ostrołęcka inwestycja albo już by działała, albo byłaby na ukończeniu?
Ale wtedy inwestycja została wstrzymana. Pomysł powrócił po wygranych przez PiS w 2015 r. wyborach parlamentarnych, jednak mimo wydania polecenia rozpoczęcia prac pod koniec grudnia 2018 r. i zapowiedzi zagwarantowania 6 mld zł na tę inwestycję nadal brak oficjalnej odpowiedzi na pytanie, kto za to zapłaci (poza tym, że Enea i Energa mają wyłożyć po 1 mld zł). Cały czas twierdzę, że nowy blok w tej części Polski jest potrzebny, a raport URE tylko mnie w tym przekonaniu utwierdza.
Zgodnie z planem Ostrołęka C ma wejść do systemu w 2023 r. Ale patrząc na opóźnienia dużych inwestycji węglowych, trzeba być dużym optymistą, by w to wierzyć. Uważam również, że nieelastyczne 1000 MW jest błędną decyzją, a inwestycja według wszelkich dostępnych analiz nigdy się nie zwróci. Poza tym blok będzie produkował energię, jeśli faktycznie ma tam być dowożony węgiel ze Śląska – choć najtańszy byłby z Rosji, ale przecież nie chcemy pogłębiać uzależnienia od jej surowców (już dziś 71 proc. importu węgla kamiennego do Polski pochodzi z tego właśnie kraju).
Sęk w tym, że zmiany projektowe tej inwestycji (czy to zmiana wielkości bloku, np. na dwa mniejsze, czy to zmiana paliwa) wymagałyby przynajmniej dwóch kolejnych lat prac projektowych. A na to nie ma czasu. W energetyce żarty dawno się skończyły. Dobrze by więc było, by ten przekaz dotarł w końcu do naszych decydentów.