Rekordowe zapotrzebowanie na moc przed nami. Jesteśmy przygotowani?

Rekordowe zapotrzebowanie na moc przed nami. Jesteśmy przygotowani?

Na początek tego tygodnia przewidywane jest najwyższe w historii Polski letnie zapotrzebowanie na moc elektryczną. Ze względu na brak wiatru słabo kręcą się wiatraki, a braki zimnej wody w jeziorach uziemiły już dwa bloki węglowe. Portal WysokieNapiecie.pl sprawdza, czy krajowy system energetyczny jest przygotowany na ogromne zapotrzebowanie odbiorców.

IMGW wydało ostrzeżenia meteorologiczne drugiego stopnia dla większości Polski. Powodem są upały i związane z nimi ryzyko występowania gwałtownych burz. Według prognoz instytutu, słoneczny wyż z temperaturami dochodzącymi do 33 st. C i wysoka wilgotność utrzymają się nad naszym krajem nawet do czwartku.

Tropikalna pogoda zwiększa zapotrzebowanie na prąd

W związku z tropikalną pogodą ogromnego zużycia energii elektrycznej spodziewają się Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Jeszcze w sobotę PSE przewidywały, że poniedziałkowe zapotrzebowanie na moc nie przekroczy 23 GW, a we wtorek dojdzie do 23,4 GW. Jednak w niedzielę popołudniu PSE podwyższyły już prognozę na poniedziałek do niemal 23,5 GW. To oznacza, że pobór mocy może być najwyższy w historii polskiej energetyki latem i o zaledwie jedną dziesiątą mniejszy, niż rekord zimowego zapotrzebowania z lutego tego roku.

Zobacz także: Rekordowe ceny prądu z powodu upałów

Sytuacja jest tym gorsza, że w nocy temperatury nie spadają poniżej 20 st. C., co nie pozwala się wychłodzić budynkom, zwiększając zapotrzebowanie na klimatyzację następnego dnia. Nie spada także istotnie temperatura rzek i jezior, co może utrudniać wykorzystanie ich wód do chłodzenia części elektrowni konwencjonalnych. W efekcie burz w wielu miastach utrzymywać się będzie także bardzo wysoka wilgotność, a powietrze będzie niemal stać w miejscu, co również wpłynie na zapotrzebowanie na klimatyzację.

Gorąca woda i brak wiatru zmniejszą produkcję energii latem

Ze względu na warunki hydrologiczne, w poniedziałek energii nie dostarczą dwa bloki Elektrowni Pątnów opalane węglem brunatnym o łącznej mocy 0,4 GW. Elektrownia chłodzi się wodą z pięciu połączonych ze sobą jezior wokół Konina. Upalne dni i ciepłe noce sprawiają, że latem woda w nich ma na tyle wysoką temperatura, że elektrownia nie może już zrzucać do niej tyle gorącej wody z procesu produkcji prądu, ile powinna, aby pracować pełną parą. To na razie jedyne niespodziewane ubytki mocy dostępnej w poniedziałek. Oprócz nich nieco ponad 3 GW mocy innych elektrowni i elektrociepłowni jest niedostępnych przez prowadzone remonty.

Ze względu na niemal zupełny brak wiatru, generacja farm wiatrowych w poniedziałek nie przekroczy 0,5 GW, ale w największe upały spadnie poniżej 0,1 GW – to zaledwie 1,5% ich maksymalnej mocy.

Zobacz: Dane on-line o produkcji farm wiatrowych w Polsce

Skąd weźmiemy moc?

Ogółem PSE przewidują, że w szczycie poniedziałkowego zapotrzebowania największe elektrownie konwencjonalne, sterowane bezpośrednio przez Krajową Dyspozycję Mocy z podwarszawskiego Konstancina Jeziornej, pokryją niespełna 80% zapotrzebowania odbiorców, dostarczając 18,5 GW mocy.

Operator planuje uruchomić dodatkowo 0,2 GW w ramach Interwencyjnej Rezerwy Zimnej, a więc najstarsze i najdroższe w eksploatacji bloki węglowe, które mogą przepracować już tylko określoną liczbę godzin, zanim zostaną ostatecznie zlikwidowane ze względu na niespełnianie wymogów ochrony środowiska. Kolejne 0,1 GW dostarczą także elektrownie wodne szczytowo-pompowe.

Największym wsparciem będą jednak mniejsze elektrownie i elektrociepłownie – m.in. wodne, na biomasę, gaz i węgiel kamienny, które dostarczą do systemu ok. 3,6 GW mocy. Według szacunków WysokieNapiecie.pl blisko 0,2 GW z tego stanowić będą elektrownie słoneczne, które na Zachodzie, w Czechach czy na Słowacji są już standardowym sposobem pokrywania letnich szczytów zapotrzebowania na prąd, a w Polsce wciąż niemal zupełnie się nie rozwijają.

Największy import prądu w historii

Istotnym wsparciem będzie także import. Łącznie do Polski trafi w ten sposób w poniedziałkowym szczycie blisko 1,4 GW mocy. To równowartość dwóch dużych bloków węglowych. Najwięcej prądu popłynie do nas kablem podmorskim ze Szwecji (0,6 GW) i połączeniami z Niemcami, Czechami i Słowacją (0,4 GW), z obniżoną mocą pracować będzie połączenie z Litwą, ale pozwoli na import blisko 0,2 GW, a z pełną mocą importować będziemy z Ukrainy (0,15 GW).

Łącznie do końca czerwca sprowadziliśmy do Polski już niemal 4 TWh energii elektrycznej z zagranicy (ok. 4,5% krajowego zapotrzebowania w pierwszej połowie roku). To niemal dwa razy więcej, niż przez cały poprzedni rok i najwięcej w historii. Do końca roku bilans wymiany transgranicznej może się jeszcze pogorszyć. Import byłby jeszcze większy, bo Polska jest najdroższym rynkiem energii elektrycznej w regionie i wszyscy chcieliby sprzedawać nam prąd, ale nie pozwalają na to zdolności przesyłowe i ograniczenia wprowadzane przez PSE w obawie przed brakiem możliwości ponownego uruchomienia starych polskich bloków węglowych, gdy import będzie niewystarczający.

Zobacz także: Polska importerem prądu. Drugi raz po 1989

Sytuacja w energetyce jest pod kontrolą

Oczywiście zdarzyć się mogą nieprzewidziane sytuacje, gdy nie pomoże nawet import. Tak było trzy lata temu, gdy ze względu na awarię największego bloku węglowego (o mocy 0,8 GW) rezerwa mocy skurczyła się tak bardzo, że PSE zdecydowały się ogłosić 20 stopień zasilania i administracyjnie zmusić przemysł do ograniczenia pobieranej mocy (do dzisiaj Urząd Regulacji Energetyki ściga tych, którzy nie dostosowali się wówczas do ograniczeń). Dziś największy blok węglowy w Polsce ma ponad 1 GW, więc jego awaria może mieć potencjalnie jeszcze większe znaczenie. Na domiar złego przez ostatnie dwa dni jego produkcja była ograniczana „z powodu warunków eksploatacyjnych”. Jednak arsenał środków zaradczych, jakimi dysponuje dziś PSE, powinien wystarczyć.

Zobacz więcej: Blackout latem już tak bardzo nie straszy

Mimo wielu niekorzystnych czynników PSE przewidują, że rezerwa mocy ponad zapotrzebowanie wyniesie w poniedziałek 1,4 GW, To tylko 6% marginesu, wobec 9% wymaganych zwykle przez operatora. W odwodzie PSE ma jednak jeszcze takie narzędzia jak zapas mocy w elektrowniach szczytowo-pompowych, umowy z elektrociepłowniami, które – o ile nie są remontowane – mogą produkować energię nawet, gdy zapotrzebowanie na ciepłą wodę i ogrzewanie jest znikome, a także umowy z przemysłem, który świadczy usługi obniżenia swojego zapotrzebowania na moc za wynagrodzeniem (tzw. DSR). Miesiąc temu PSE rozstrzygnęły przetarg na takie usługi świadczone od lipca. Pozyskały dzięki temu możliwość obniżenia zapotrzebowania m.in. w fabrykach, hutach i kopalniach o nawet 0,5 GW.

Ze spokojem sytuacji przygląda się rynek. W niedzielę dostawy energii elektrycznej w szczycie poniedziałkowego zapotrzebowania wyceniono na Towarowej Giełdzie Energii na 350 zł/MWh, a wszystkie godziny na ok. 255 zł/MWh. To znacznie poniżej maksymalnej obowiązującej na polskim rynku ceny 1500 zł/MWh, która zdarza się w sytuacjach naprawdę napiętej sytuacji w systemie.

Zobacz także: Czy fala upałów nas czegoś nauczy?

Zobacz także...

Komentarze

Patronat honorowy

Nasi partnerzy

PGEPG SilesiaPSE