Czy prądu zimą zabraknie?

Jak powiedziała wczoraj RMF FM rzeczniczka prasowa Polskich Sieci Elektroenergetycznych, prądu zimą nie powinno zabraknąć – o ile w kraju nie dojdzie do wielkich awarii czy katastrof atmosferycznych. Tymczasem jednak mamy za sobą rok rekordowy pod względem nieplanowanych ubytków mocy, czyli braków dyspozycyjności zgłaszanych do PSE, w tym na skutek awarii w najnowszym bloku elektrowni Jaworzno oraz niedoborów węgla. Szereg razy PSE musiały posiłkować się w rezultacie m.in. kosztownym ratunkowym importem energii, żeby zbilansować system.
Reklama

Rekordowe ubytki mocy

Z wyliczeń DGP na podstawie danych raportowanych przez operatora wynika, że przeciętnie w ciągu każdej godziny od stycznia do 7 listopada tego roku niedostępne było ponad 40 proc. osiągalnych mocy w jednostkach opalanych węglem kamiennym. W porównaniu do lat 2019-2021 oznacza to, że skala zjawiska wzrosła o ok. 65 proc. Według naszych ustaleń za wzrost niedyspozycyjności odpowiadają przede wszystkim nieplanowane ubytki, czyli inne niż te, które zakłada harmonogram wyłączeń i remontów w jednostkach. Co to oznacza w praktyce? W pewnym stopniu do obniżonej dyspozycyjności mocy przyczyniać mogły się problemy techniczne – przede wszystkim w nękanym awarianym najnowszym bloku w Jaworznie oraz, z drugiej strony, w najstarszych jednostkach, czy wyczerpujące się złoża (to casus rekordowo wysokich ubytków w opalanych węglem brunatnym blokach w Pątnowie). Najczęściej wskazywaną przez naszych rozmówców przyczyną są jednak obawy wytwórców o zapasy węgla na jesienno-zimowy okres szczytowego zapotrzebowania i próby oszczędzania surowca.

Reklama

Przed blackoutem ratowali nas sąsiedzi

- Jest to kontrowersyjne. Obniżaliśmy w ten sposób nadwyżki mocy w systemie, które są potrzebne choćby w przypadku nieprzewidzianych awarii. W praktyce, momentami, przed blackoutem musieli nas ratować sąsiedzi, w ramach tzw. pomocy operatorskiej. Z drugiej strony zgłaszanie ubytków przez elektrownie oznaczało w praktyce „ręczne sterowanie” eksportem energii na rynek UE w okresach, gdy nasz prąd był tańszy niż w krajach z większym udziałem gazu w miksie. To mało solidarne podejście. W dodatku niższa rezerwa mocy oznacza wyższe ceny dla odbiorców energii – mówi nam Paweł Czyżak z think tanku Ember. Zdaniem eksperta dane zebrane przez DGP podważają także strategię opartą o węgiel jako podstawę bezpieczeństwa energetycznego Polski. - W sytuacji kryzysowej okazało się, że paliwa brakuje, nie potrafimy przewidzieć jego dostępności ani cen – wskazuje.
Rozmówca DGP przyznaje jednocześnie, że w kryzysie energetyka przyjmuje inną logikę działania: okazuje się, że czyste mechanizmy rynkowe nie mają już zastosowania w realiach „gospodarki wojennej”. - W zeszłym roku mieliśmy do czynienia z sytuacją rynkową: kto miał węgiel, ten eksportował, ile mógł, a potem przyszła wojna i trzeba było ten eksport ograniczyć. Każda gospodarka dbała przede wszystkim o swoje własne bezpieczeństwo – kwituje. Największym problemem – jego zdaniem – okazał się brak alternatyw dla węgla. - Nie dość że awaryjność tych jednostek rośnie, okazało się, że problemem może być sama dostępność surowca – dodaje Czyżak.
Maciej Gacki z Instytutu Jagiellońskiego podkreśla, że – co do zasady – ubytki mocy w blokach energetycznych nie są niczym nadzwyczajnym. - W tak skomplikowanej maszynie awarie są czymś normalnym. Pytanie, jaka jest skala zjawiska. W tym roku rzeczywiście przekroczyła ona dotychczasowe standardy, co w znacznej mierze wynika z sytuacji na rynku węgla. Podaż nie nadążyła za zapotrzebowaniem, a typowy blok energetyczny spala mniej więcej wagon węgla na godzinę – mówi Gacki.
Ekspert przyznaje, że przełożyło się to na wskaźniki istotne z punktu widzenia zbilansowania systemu energetycznego. - Chodzi m.in. o nadwyżkę mocy, jaką dysponuje operator sieci przesyłowej. Latem zdarzało się, że PSE raportowały wręcz wartości ujemne, co nigdy wcześniej się nie zdarzało – opowiada analityk. Zastrzega, że w ramach reguł rynku bilansującego operator nie musi przyjąć zgłoszenia ubytku od jednostki wytwórczej, zobowiązując je do pracy. - I często tak się działo – dodaje Gacki. Ostatecznie – jak podkreślił – system pracował stabilnie, nie było przerw w dostawach prądu, ale rezerwa mocy była momentami bardzo niska, a momentami konieczne było korzystanie z wymiany interwencyjnej z sąsiadami. W ocenie eksperta, zgłaszając niedyspozycyjności i oszczędzając paliwo na zimę spółki zachowywały się racjonalnie. - Ale czy to jest zdrowe działanie systemu, nie jestem przekonany. To, że w ogóle do tego doszło, nie jest dobrym objawem, nawet w sytuacji kryzysowej – zastrzegł.

Problemy jeszcze przed wojną

Co ciekawe, z naszej analizy danych miesięcznych o raportowanych ubytkach mocy wynika, że pierwsza fala wznosząca przyszła przed rozpoczęciem rosyjskiej inwazji na Ukrainę i na długo przed zamknięciem polskich granic dla węgla ze Wschodu. W grudniu ub.r. liczba zgłoszeń ograniczonej dyspozycyjności w polskich elektrowniach, liczona w megawatach mocy na godzinę, przekroczyła 5,8 mln i była o ponad 30 proc. wyższa niż rok wcześniej i o ok. 44 proc. wyższa niż w grudniu 2019 r. W styczniu br. raportowanych incydentów było o kolejny milion więcej – co stanowiło największy miesięczny wynik o ponad połowę wyższy niż wynosiła styczniowa średnia dla 3 poprzednich lat i najwyższy w całym analizowanym okresie wynik miesięczny. Pokrywa się to z doniesieniami mediów branżowych, iż zespół do spraw monitorowania zagrożeń w energetyce powołany w resorcie aktywów państwowych w drugiej połowie grudnia miał pochylić się m.in. nad problemem niewystarczających zapasów węgla. Zjawisko to było dla rządu zaskoczeniem – tym bardziej, że jeszcze niewiele wcześniej problemem były miliony ton węgla zalegającego na przykopalnianych zwałach.

Zapasy na zimę

Jak przyznają PSE, w tym roku właściciele jednostek na węgiel kamienny zgłaszali i zgłaszają bardzo dużo ubytków „ze względu na warunki eksploatacyjne”. „Wynikało to z niskich zapasów węgla kamiennego oraz potrzeby zapewnienia jego wystarczającej ilości do produkcji energii elektrycznej w okresie jesienno-zimowym 2022/2023. Działania te są podejmowane przez wytwórców w celu wyeliminowania ryzyka wystąpienia ograniczeń zdolności produkcyjnych bloków w porze roku, gdy zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną jest najwyższe” – tłumaczy spółka w odpowiedzi na pytania DGP. Wskazano również na konieczność „odbudowania zapasów” w systemie przed okresem jesienno-zimowym.
Dlaczego zapasy były wydrenowane? Tłumaczy się to zwiększonym w związku z gospodarczym odbiciem zapotrzebowaniem na energię. Zdaniem ekspertów do problemu mogła przyczynić się także zwiększona w drugiej połowie zeszłego roku produkcja prądu na eksport, na którym można było sporo zarobić w związku z rekordowymi cenami gazu. Między lipcem 2021 r. a lutym roku kolejnego zapasy miały się skurczyć o ponad 80 proc.
Kolejny rekord ubytków – 7,1 mln MWh – został przekroczony w maju, pierwszym pełnym miesiącu obowiązywania węglowego embarga, i od tego czasu nie spadł poniżej tego pułapu. Potwierdza to z kolei – według rozmówców DGP – że, choć o zagrożeniu brakami surowca początkowo mówiło się niewiele, spółki energetyczne od początku zdawały sobie sprawę z zagrożenia i rozpoczęły oszczędzanie paliwa.

Mogło być taniej

Tymczasem na problemy z dostępnością surowca nakładały się strukturalne problemy sektora: coraz starsza i bardziej awaryjna flota węglowa, w której, w związku ze spodziewanymi przekształceniami, nie prowadzi się poważniejszych prac modernizacyjnych i remontowych. – Wszyscy czekają na NABE – mówi jeden z naszych rozmówców, zastrzegając anonimowość.
- To nie jest tak, że konsekwencje luki węglowej, jaka powstała na polskim rynku po wprowadzeniu embarga na surowiec ze Wschodu, dotknęła tylko odbiorców detalicznych węgla i małe ciepłownie. Energetyka, bazująca zazwyczaj na krajowym wydobyciu, po raz pierwszy od lat musiała posiłkować się importem węgla, spółki musiały też ograniczać pracę bloków celem stworzenia zapasu surowca na zimę – komentuje Aleksandra Gawlikowska-Fyk z Forum Energii. Jak dodaje, działo się to jednak kosztem rezerw mocy w systemie, które okresowo były niższe niż wymagane 9 proc. planowanego zapotrzebowania na energię, zaś okres niezbilansowania systemu, o ile nie działają nadzwyczajne rozwiązania w rodzaju cen maksymalnych, oznacza m.in. wyższe ceny na rynku bilansującym, co pośrednio przekłada się na koszty w całym systemie.
- Jeżeli mamy majątek, który utrzymujemy po to, żeby wytwarzać energię wtedy, kiedy jej potrzebujemy, ale te jednostki przestają w pewnym zakresie „dostarczać” tę usługę, zmuszeni jesteśmy albo do importu energii, albo do uruchamiania droższych, mniej efektywnych jednostek. Koszty powstają też na rynku mocy – ocenia ekspertka.
Jak tłumaczy Maciej Gacki obniżone rezerwy mocy wpływały w tym roku przede wszystkim na notowania energii sprzedawanej w spocie, z którego korzystają zarówno odbiorcy przemysłowi, jak i spółki obrotu energią. - Jest to czynnik, który – obok warunków pogodowych czy notowań paliw – w istotnej mierze kształtuje ceny prądu z dostawą na następny dzień. Jeżeli np. widzimy, że w kolejnym dniu ważna jednostka węglowa nie będzie pracować, oznacza to mniejszą podaż, a więc ceny idą do góry. Obserwowaliśmy to zwłaszcza w sezonie letnim – mówi ekspert. Można – według niego – szacować, że w szczytowym momencie bez zgłaszanych przez jednostki przestojów ceny mogły być o kilkanaście proc. niższe.

Przyczyn problemów z efektywnością jest więcej

Przyczyn problemów z efektywnością węglówek jest jednak więcej. To m.in. problemy techniczne, które dotykają – z jednej strony najnowszego w systemie bloku numer 7 w Jaworznie (tzw. Nowe Jaworzno), którego operatorem jest Tauron. Ta uruchomiona w 2020 r. jednostka ma w teorii moc 910 megawatów, co stanowi blisko 6 proc. całego potencjału polskiej energetyki węgla kamiennego. W tym roku średnia niedyspozycyjność wyniosła 64 proc., co i tak stanowi postęp na tle pierwszych 2 lat rozruchu, kiedy sięgała ona niemal 80 proc. Nowe Jaworzno było praktycznie całkowicie nieczyne od połowy roku ubiegłego do kwietnia 2022 r., a i poza tym okresem nękane jest ciągłymi awariami.
Z przekazanego nam stanowiska spółki wynika, że dla równowagi systemu i bezpieczeństwa energetycznego sytuacja ograniczonej dostępności mocy jest wyzwaniem. „Z punktu widzenia operatora systemu przesyłowego oraz zapewnienia bezpiecznej pracy krajowego systemu elektroenergetycznego konieczne jest zapewnienie odpowiedniej dostępności mocy dyspozycyjnych, niezależnych od warunków pogodowych. Dlatego każdy 1 MW w wycofywanym źródle dyspozycyjnym musi być zastępowany nowym źródłem o analogicznej mocy” – podkreślają PSE. Spółka opowiada się w tym kontekście za inwestycjami w modernizację istniejących jednostek, które zwiększą ich elastyczność i ograniczą awaryjność.
Operator sieci nie ukrywa też, że ograniczona dyspozycyjność bloków energetycznych związana z kryzysem węglowym i awariami ma bezpośredni wpływ na ceny. „Poziom dostępnych mocy wpływa na ceny na hurtowym rynku energii oraz na rynku bilansującym, a także koszty ponoszone przez operatora w związku z uruchamianiem środków zaradczych niezbędnych do zapewnienia stabilnej pracy systemu” – przyznają PSE. Zastrzega jednocześnie, że – w ocenie spółki – główną przyczyną wysokich cen energii są zwiększone koszty paliw oraz uprawnień do emisji CO2. Pomimo okresowo niskich rezerw – podkreślono - ceny prądu na krajowym rynku „były relatywnie niższe od cen w krajach sąsiadujących”.
Zdaniem Macieja Gackiego większy udział OZE zwiększyłby odporność naszego systemu energetycznego na podobne kryzysy w przyszłości. - Dopóki warunki pogodowe sprzyjają generacji ze źródeł wiatrowych czy słonecznych – węglówki mogłyby oszczędzać surowiec. – wyjaśnia. Rozbudowa takich mocy, uzupełniona o inwestycje w sieci energetyczne, jest także jego rekomendacją na przyszłość. Dywersyfikację miksu zwiększy także – jak dodaje Gacki – rozpoczęcie eksploatacji planowanych jednostek gazowych, m.in. w Grudziądzu i Dolnej Odrze.
Według Aleksandry Gawlikowskiej-Fyk oprócz tego segment węglowy energetyki wymaga pilnej inwentaryzacji. Części bloków węglowych wyznaczyć termin wygaszenia, a w przypadku tych najbardziej perspektywicznych – których moc można szacować na 3-4 GW – rozważyć wydłużenie żywotności i zwiększenie elastyczności. - To wszystko musi zostać policzone, biorąc pod uwagę wyzwania dla finansowania inwestycji węglowych – zaznacza ekspertka. - Potrzebujemy też jasności, co do mechanizmów wspierania tych jednostek po wygaśnięciu w 2025 r. obecnych kontraktów mocowych. Być może zapewnienie jakiegoś rodzaju pomocy publicznej dla kilku gigawatów rezerwy węglowej ma sens, ale to musi mieć charakter ograniczony i warunkowy. Aby móc liczyć na akceptację ze strony Brukseli, konieczne będzie też odblokowanie rozwoju OZE – dodaje.
Dziennik Gazeta Prawna - wydanie cyfrowe