Spis treści
Prawie trzy lata temu wszyscy więksi odbiorcy energii elektrycznej zostali zmuszeni do ograniczeń w poborze prądu. Wszystko z powodu fali upałów i wzrostu zapotrzebowania na moc przy jednoczesnej suszy, bezwietrznej pogodzie i wyłączeniu 2 GW mocy w elektrowniach węglowych chłodzonych wodą z rzek i jezior. Niekorzystny splot okoliczności mógł spowodować blackout. Ostatecznie 10 sierpnia 2015 roku na wniosek Polskich Sieci Elektroenergetycznych wprowadzono najwyższy – 20 stopień zasilania. Dzięki temu energetyka przetrwała trudne dni. Jak jest teraz?
Moce potrzebne od zaraz
Margines bezpieczeństwa znacznie zwiększyły nowe bloki energetyczne. To oddane w ubiegłym roku do użytku 1080 MW w Kozienicach, 463 MW PKN Orlen we Włocławku oraz w tym roku największy blok gazowo-parowy o mocy 600 MW w Płocku. Orlenowska inwestycja powstała w centralnej części kraju, gdzie do tej pory nie było dużych mocy wytwórczych. Koncern zaspokaja z nadwyżką swoje zapotrzebowanie, więc dużą część energii sprzedaje na rynku. Blok w Płocku będzie wytwarzał ok. 4 TWh – to ok. 4,5 proc. krajowej produkcji energii elektrycznej. Problemy z sierpnia 2015 r. dały także impuls do przyspieszenia prac nad wprowadzeniem rynku mocy w Polsce, co ma stymulować powstawanie nowych elektrowni i modernizację starych.
Czytaj także: Kto i gdzie zainwestuje w nowe elektrownie
Energetyka słoneczna mogłaby wesprzeć moce wytwórcze w szczycie dziennym. Co podkreśla Międzynarodowa Agencja Energetyczna, szczyt produkcji w instalacjach PV w upalne dni pokrywa się ze wzrostem zapotrzebowania na energię wywołanym intensywnym użytkowaniem klimatyzacji i zwiększonym zapotrzebowaniem chłodziarek. Niestety, tu nadal wypadamy fatalnie.
Trzy lata temu nie mieliśmy prawie żadnych instalacji fotowoltaicznych. PSE oceniło wówczas, że potrzeba przynajmniej 2 GW w tej technologii „od zaraz”. Po trzech latach moce w fotowoltaice wynoszą 0,34 GW. Branża co prawda „idzie jak burza”, warunki przyłączenia do sieci ma ok. 2 GW, ale potrwa to jeszcze co najmniej kilka lat, zanim osiągniemy wyznaczony cel. Rząd zakontraktował co prawda na pierwszych aukcjach OZE najwięcej mocy właśnie w fotowoltaice, ale do tej pory powstało ich niewiele. Inwestorzy mają problemy z uzyskaniem kredytów na inwestycje w „zielone” elektrownie w Polsce i jest coraz bardziej prawdopodobne, że wiele z zakontraktowanych projektów nie powstanie nigdy.
Szybciej rozwijają się natomiast mikroinstalacje słoneczne, a więc panele fotowoltaiczne montowane na dachach prywatnych domów. Jednak ich skumulowana moc jest wciąć niewielka. „Według danych na 31 grudnia 2017 roku, mikroinstalacje fotowoltaiczne w Polsce produkują około 1/170 energii, którą produkuje największa pod względem mocy zainstalowanej w Polsce elektrownia Bełchatów i o około 1/50 energii trzeciej co do mocy zainstalowanej w Polsce – elektrowni w Połańcu” – czytamy w raporcie o rynku fotowoltaicznym Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej.
Bezpieczni, ale import nie jest przewidywalny
Europejska organizacja skupiająca operatorów sieci przesyłowych ENTSO-E w letniej prognozie (Summer Outlook 2018) oceniła, że polski system energetyczny jest w lepszej sytuacji niż rok temu. Ratują nas nie tylko nowe bloki. W normalnych warunkach mamy nadmiar mocy, ale w trudnych liczyć się będzie możliwość importu energii.
„Zarówno w normalnych, jak i ciężkich warunkach, PSE oczekuje, że będzie w stanie zrównoważyć system, jednak w trudnych warunkach import przez połączenia międzysystemowe może być kluczową kwestią. W szczególności prognozy zdolności importowej na połączeniach Niemcami, Czechami i Słowacją są znacznie ograniczone przez niezaplanowane przepływy przez polski system elektroenergetyczny energii” – wskazuje ENTSO-E. Ryzyko wysokich nieplanowanych przepływów przez polski system od zachodu w czasie upałów jest wysokie w wyniku rozwoju generacji słonecznej w Niemczech i dużej ilości transakcji rynkowych.
Czytaj także: 20 stopień zasilania po roku
Latem polskie szczyty zapotrzebowania na moc wypadają między 13 a 14. Może zdarzyć się sytuacja, że w Polsce będzie podczas upałów brakowało energii, a Niemczech będzie aż nadmiar energii słonecznej, natomiast połączenia międzysystemowe w kierunku do Polski może być zatłoczone. „Z drugiej strony oczekuje się pełnej przepustowości dostępnych połączeń ze strony Szwecji i Litwy, ale zasoby wytwórcze, głównie na Litwie, mogą nie wystarczyć do pokrycia potrzeb importowych polskiego systemu elektroenergetycznego” – stwierdza ENTSO-E.
PSE ponadto zakontraktowała ok. 500 MW tzw. DSR demand side response czyli zapłaci firmom za ograniczenia poboru w chwili kryzysu.
Wody potrzeba dla ochłody
Stare węglówki zabezpieczają się przed suszą często np. przez budowę progów podpiętrzających (np. Elektrownia Kozienice) lub budują własne zbiorniki (np. Elektrownia Turów). Najbardziej problematyczne miejsca to – według Państwowego Gospodarstwa Wodnego Wody Polskie – między innymi Kozienice i Ostrołęka, gdzie trwają prace nad usprawnieniem poboru wody do chłodzenia poprzez budowę progów podpiętrzających. – W okolicy Elektrowni Ostrołęka budowany jest próg podpiętrzający na rzece Narew. Planowany termin zakończenia robót to koniec sierpnia 2018 roku – wskazuje Jacek Sądej z Wód Polskich.
W 2015 roku, w związku z niskim stanem wód Wisły i wysoką temperaturą powietrza, pojawiło się ryzyko zmniejszonej produkcji energii w Elektrowni Kozienice i Połaniec więc postanowiono skontaktować się z zarządcami zbiorników Rożnów i Czchów na Dunajcu i dokonać z nich zrzutu wody, co pomogło zwiększyć poziom wody w Wiśle. Sądej zapewnia, że sytuacje krytyczne obecnie występują bardzo rzadko.
Czytaj także: Co powinno zmienić się na polskim rynku energii
