PSE w jednym ze swoich dokumentów ostrzega przed brakiem mocy. Wczoraj postój miało 18 proc. polskich wytwórców prądu.
Dotarliśmy do jednego z opracowań operatora – Polskich Sieci Elektroenergetycznych – w którym napisano o ryzyku braku mocy w systemie energetycznym w latach 2019–2020. Może to spowodować brak możliwości jego prawidłowego zbilansowania. Co z kolei doprowadzi do wyłączeń i kosztów dla odbiorców.
Ubiegłotygodniowy rekord zapotrzebowania na energię elektryczną pokazał, że mimo trwających inwestycji jesteśmy na takie sytuacje słabo przygotowani. W momencie, gdy przekroczone zostało 24 GW zapotrzebowania na moc, padł też rekord importu prądu do Polski – 2,7 GW. A wszystko w kraju, gdzie moc zainstalowana wynosi 44,6 GW.
Wczoraj szczytowe zapotrzebowanie przekraczało tylko 22 GW, niemniej jednak ogromna ilość mocy była wyłączona. Jak wynika z danych giełdowej platformy informacyjnej na Towarowej Giełdzie Energii, wyłączonych było 7,87 GW mocy, w tym niemal 1,5 GW z powodu awarii (tym uległy bloki w Pątnowie 1, Połańcu, Karolinie i Skawinie). W oficjalnym stanowisku PSE jednak uspokaja.
– Aktualne prognozy bilansowe nie wskazują na większe trudności – mówi Beata Jarosz-Dziekanowska, rzeczniczka spółki. – Gdy padł rekord 26 czerwca, dysponowaliśmy nadwyżką mocy 3,17 GW zapewniającą bezpieczną pracę systemu – przekonuje.
Czemu więc już przy 24 GW system mający 44,6 GW mocy potrzebował rekordowego importu?
Około 7 GW to moce zainstalowane w farmach wiatrowych. W upalne dni jednak zazwyczaj nie wieje wiatr. Około 3 GW to moce w elektrociepłowniach, które nie pracują w okresie letnim. Do tego dochodzą zaplanowane remonty w jednostkach wytwórczych centralnie dysponowanych oraz awarie. A tych jest sporo. W rekordowym dniu nieplanowane postoje wyniosły 2,9 GW.
– Import wówczas na poziomie 2,7 GW to w znacznym stopniu efekt transakcji rynkowych zawieranych przez podmioty handlujące energią elektryczną. Operatorzy systemów przesyłowych jedynie wyznaczają zdolności przesyłowe na danym połączeniu transgranicznym. Tylko 400 MW to wymiana międzyoperatorska – mówi Jarosz-Dziekanowska. – Nasze prognozy bilansowe na kolejne miesiące letnie również nie wskazują na wystąpienie zakłócenia pracy systemu – dodaje.
Największy producent energii w Polsce, czyli PGE, przekonuje, że jego największa jednostka w Bełchatowie pracuje zgodnie z założeniami, system ratuje też oddany niedawno nowy blok w Opolu (900 MW).
– Jednostki węglowe miewają remonty i są rzeczywiście awaryjne, dlatego należy zakładać, że z tytułu remontów planowanych i przestojów awaryjnych będzie około 10–15 proc. ubytków. To normalne. Ale razem z jednostkami gazowymi to te węglowe mają najlepsze statystyki dyspozycyjności w systemie – mówi Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE.
Dodatkowo przy skrajnie wysokich temperaturach i niskich stanach rzek konwencjonalne elektrownie węglowe muszą ograniczać produkcję, a więc pracować na 60–70 proc. swoich mocy zainstalowanych. Wszystko to powoduje, że latem – w dni z ekstremalną temperaturą – ilość mocy dostępnej dla operatora spada. Nie oznacza to jednak balansowania na granicy blackoutu. Operator ma w rękach dodatkowe narzędzia, takie jak: rezerwę zimną (najstarsze jednostki włączane w szczycie), elektrownie szczytowo-pompowe, DSR (redukcja mocy podmiotom, które dostają za to wynagrodzenie na podstawie umowy z operatorem) czy import.
– Co niezwykle istotne, również w Polsce w ostatnich latach nastąpił wzrost zainteresowania źródłami fotowoltaicznymi, zarówno przez odbiorców indywidualnych, jak i koncerny energetyczne. Urząd Regulacji Energetyki rozstrzygnął już trzy aukcje na zakup energii z instalacji fotowoltaicznych. Na koniec maja mieliśmy w Polsce 700 MW w takich instalacjach, a do końca roku moc ta przekroczy prawdopodobnie 1 GW, a może nawet sięgnąć 1,5 GW – wylicza Łukasz Zimnoch, rzecznik Taurona. – Wzrost liczby elektrowni słonecznych przyczynia się do zwiększenia bezpieczeństwa KSE w upalne dni, gdy osiągamy letnie szczyty zapotrzebowania na moc – dodaje. Podobnego zdania jest Marcin Roszkowski, prezes Instytutu Jagiellońskiego.
– W tym roku kolejny raz w Polsce bijemy rekordy zapotrzebowania na energię elektryczną. Z jednej strony związane jest to z gorącym latem, a z drugiej dobrze rozwijającą się gospodarką, która potrzebuje więcej mocy – wyjaśnia w rozmowie z DGP. – Na ogół latem występuje zwiększone ryzyko ograniczenie dostaw energii elektrycznej, szczególnie przez te źródła węglowe, które bezpośrednio chłodzone są z rzek. W tym roku do bilansowania systemu wykorzystywane są wszystkie elementy systemu, także import, aby sytuacja z 2015 r. (21. stopień zasilania, czyli ograniczenie dostaw – red.) się nie powtórzyła. W przyszłości w systemie powinna pojawić się duża ilość fotowoltaiki, która właśnie w sezonie wakacyjnym dobrze wpływa na system – dodaje.