Spis treści
Delikatnie, z szacunkiem. Tak jak przystoi obchodzić się z muzealnym artefaktem, z zabytkiem techniki, bo w końcu turbogenerator Tg3 Elektrowni Skawina został oddany do użytku w 1958 roku. Tak inżynierowie, technicy, kustosze tej maszyny z okresu elektryfikacji Polski wzbudzali ją, a następnie poddawali coraz większemu obciążeniu. Choć 64-letnia maszyna, która ostatni remont generalny przeszła prawie 30 lat temu, już dawno powinna odejść na zasłużoną emeryturę, to w piątek popołudniu ponownie była potrzebna Polsce. Już szósty raz w tym roku para o temperaturze i ciśnieniu niewiele przekraczających parametry domowego szybkowaru, puściła w ruch leciwe łopaty tej turbiny.
Ten kunszt operatorów z CEZ warto docenić, bo gdy w styczniu ubiegłego roku próbowano ponownie podnieść blok z 1956 roku w Elektrowni Stalowa Wola, ten co prawda ruszył, ale w zaledwie kilka godzin – po oddaniu krajowi ostatnich elektronów – ostatecznie wyzionął ducha. O Skawinę musimy dbać bardziej. Bóg wie ile razy jeszcze tej zimy okaże się potrzebna.
Elektrownie przerwały awarie, aby wrócić do pracy
Takich cudów było w piątek więcej. Chociaż właściciele elektrowni i elektrociepłowni zawodowych zgłosili, że bloki energetyczne o łącznej mocy ponad 19 GW będą niedostępne przez cały lub choć część dnia, z czego aż 12 GW miało być niedostępnych z powodów awarii, Polskie Sieci Elektroenergetyczne powiedziały w końcu „sprawdzam” i ogłosiły „okresy zagrożenia na rynku mocy”. Wyznaczyły go na dwie godziny szczytowego zapotrzebowania na moc, które – według prognoz – miało sięgnąć niemal 23 GW (dla jasności, do rekordów ze stycznia ubiegłego roku, przekraczających 27 GW, wciąż nam było daleko).
Zobacz także: Wodne elektrownie szczytowe mogą wrócić z wielką pompą
To stan w którym większość bloków energetycznych (głównie węglowych) i systemy redukcji zapotrzebowania na moc (ang. DSR) musiały pokazać, że od kilku lat otrzymują pieniądze (na rachunku za prąd znajdziesz ich wynagrodzenie pod nazwą „opłata mocowa”) w zamian za rzeczywistą gotowość do utrzymania bilansu systemu. Inaczej zapłaciłyby karę.
Okazało się, że niedostępne z powodów awarii bloki w elektrowniach Bełchatów, Dolna Odra, Opole, Rybnik czy Turów, na szczęście są w stanie wrócić do pracy. W 47 minut po ogłoszeniu „okresu zagrożenia”, pomimo całkiem poważnie brzmiącej awarii, blok elektrowni Łaziska także anulował swój komunikat o niedostępności, aby świadczyć usługi odbiorcom tak długo, jak długo obowiązywał „okres zagrożenia” (od 19:00 do 21:00). Ponownie zepsuł się dopiero 12 minut po jego zakończeniu.
PSE nie dowierzała odbiorcom
Jednak to nie powrót do pracy bloków odstawionych awaryjnie, czy podniesienie do pracy zabytków techniki takich jak Tg3 w Skawinie, PSE obserwowały najbaczniej. Operator, z natury konserwatywnie podchodzący do pracy systemu, był najbardziej ciekaw czy może liczyć na nowe, rozwojowe, narzędzie – DSR. Skawina i inne bloki z lat 50. i 60. za chwilę przejdą do historii. Panele fotowoltaiczne i wiatraki z łatwością zastąpią ją pod względem rocznego wolumeny produkcji energii, ale nie zstąpią pod względem dostaw mocy w zależności od potrzeb odbiorców. Dlatego albo dobudujemy do nich sterowalne moce wytwórcze (na biogaz, gaz, biomasę), albo dostawimy magazyny energii (baterie, elektrownie wodne szczytowo-pompowe), albo dostosujemy odbiór mocy do pogody. Ten ostatni element, w pewnym stopniu, bo zaledwie pojedynczych godzin w roku, realizować ma program DSR.
PSE na redukcję zapotrzebowania odbiorców na moc patrzyły do tej pory z przymrużeniem oka. Nie dowierzały, że rzeczywiście uda się zarządzić redukcją zapotrzebowania setek odbiorców jednocześnie, bo tyle przedsiębiorstw uczestniczy (za pośrednictwem kilku agregatorów) w programie DSR. Dlatego właśnie Polska ma bardzo restrykcyjne zasady systemu DSR. Co kwartał testuje gotowość odbiorców, a jeśli nie wykonają testów w 100%, tracą oni przychody za cały kwartał. Testy są jednak zapowiadane, więc w PSE podejrzewano, ze odbiorcy specjalnie zwiększają pobór mocy przed wykonaniem testu, aby na teście nie musieć schodzić z zapotrzebowaniem zbyt nisko. W warunkach bojowych, zwłaszcza przy tak wysokich cenach na rynku hurtowym, na takie sztuczki (bez względu na to, czy ktoś je stosował czy nie) nie było już miejsca.
DSR zdał egzamin w „okresie zagrożenia”
− Jestem pod wrażeniem! – usłyszeliśmy w sobotni poranek z PSE, w odpowiedzi na pytanie czy DSR zdał ten pierwszy w historii test bojowy. Między godziną 20:00 a 21:00 średnie krajowe zapotrzebowanie na moc było o ponad 1000 MW niższe od prognozowanego. Łączna moc zakontraktowanego DSR to 889 MW, z czego obowiązek wykonania dotyczył ok. 84%, a więc 747 MW.
− Nie mamy jeszcze kompletnych danych o realizacji redukcji. Mamy jednak dane od 95% z nich, które wskazują, że zrealizowaliśmy obowiązek redukcji zapotrzebowania na moc z nawiązką – przyznaje z satysfakcją także Jacek Misiejuk, prezes Enel X Polska, największego w naszym kraju agregatora DSR. − Trzeba przyznać, że zarówno zespół po stronie Enel X, który wczoraj bardzo intensywnie pracował z odbiorcami, przypominając zasady redukcji i tłumacząc wszystkie kroki, jak i sami odbiorcy, spisali się bardzo dobrze. Efekt był widoczny w systemie elektroenergetycznym gdzie bardzo znacząco spadło zapotrzebowanie w szczycie wieczornym i pomogło zapobiec możliwym ograniczeniom dostaw lub blackoutowi – mówi.
Moc zredukowało kilkuset odbiorców – od rolników po producentów elektroniki
W sumie Enel X ma kilkuset klientów, którzy zaoferowali na Rynku Mocy łącznie 458 MW redukcji zapotrzebowania (spośród wszystkich 889 MW zakontraktowanych na trzeci kwartał tego roku). − To bardzo różne przedsiębiorstwa, od energochłonnych zakładów przemysłowych, które dostarczały do niedawna większość mocy, po odbiorców z sektora przetwórstwa spożywczego, przemysłu chemicznego, lekkiego, elektroniki czy sektora rolniczego. Ci ostatni, mniejsi odbiorcy, stanowią już większość naszego portfela. To firmy o mocy redukcji od ok. 200 kW do 4 MW – wylicza Misiejuk.
DSR ratował system także w czwartek
Prezes Enel X tłumaczy jednocześnie, że nie tylko w piątek, ale także dzień wcześniej DSR pomagał ratować krajowy system elektroenergetyczny. − Część naszych odbiorców uczestniczyło też w czwartkowej redukcji zapotrzebowania na moc. Sytuacja w systemie w czwartek wieczorem też była już napięta, więc PSE zorganizowały w tym czasie testy usługi DSR. Sami z resztą zachęcamy ich do tego, że skoro już mamy w Polsce bardzo restrykcyjne wymogi co do testowania nas, to warto te testy przeprowadzać właśnie wtedy, gdy rzeczywiście jest taka potrzeba w systemie. Tak właśnie było w czwartek między 19:00 a 20:00. Tylko nasi odbiorcy zredukowali wówczas pobór o 125 MW, ale wiem, że inni agregatorzy [Lerta oraz Enspirion z grupy Orlen – red.] także uczestniczyli w testach – wyjaśnia nasz rozmówca.
DSR dostarczy w 2023 roku ponad 1000 MW
− Od 1 października będziemy oferować na Rynku Mocy kolejne 20 MW redukcji zapotrzebowania, a więc łącznie 478 MW (spośród 847 MW zakontraktowanych), a od 1 stycznia będzie to jeszcze dodatkowe 68 MW, a więc w sumie 546 MW redukcji spośród ponad 1 GW DSR zakontraktowanego na pierwszy kwartał przyszłego roku – wylicza Jacek Misiejuk.
Nasz rozmówca zwraca jednak uwagę, że redukcja poboru mocy to nie cudowne narzędzie na bolączki naszego systemu elektroenergetycznego. − Trzeba pamiętać, że redukcje zapotrzebowania na moc w ramach Rynku Mocy nie mogą być wykorzystywane zbyt często, bo jest to mechanizm interwencyjny używany jako ostatnia deska ratunku i bez płatności za redukcję będzie to skutkować niedyspozycyjnością części odbiorców uczestniczących w DSR na rynku mocy. Najpierw działać powinien rynek w którym DSR powinien mieć też swój udział mogąc przy wysokich cenach odsprzedać zakontraktowaną moc np. na giełdzie lub na Rynku Bilansującym. W tej chwili odbiorcy nie mogą realnie uczestniczyć w rynku krótkoterminowym, co było jednym z warunków wprowadzenia Rynku Mocy. Trwają jednak prace nad nowymi mechanizmami, dzięki którym odbiorcy uczestniczący w Rynku Mocy będą mogli, przez dostawców usług systemowych lub agregatorów, oferować redukcje na rynku energii zanim operator będzie musiał skorzystać z takich nierynkowych mechanizmów jak Rynek Mocy czy stopnie zasilania − mówi.
Dlaczego ogłoszono „okres zagrożenia”?
Chociaż zapotrzebowanie odbiorców na moc nie jest jeszcze zbyt wysokie (w piątek nie miało przekraczać 23 GW, wobec rekordu zimowego na poziomie 27,4 GW), to po stronie podaży mocy zbiegło się kilka czynników. Po pierwsze, wiele bloków elektrowni konwencjonalnych jest remontowana, aby zdążyć przed zimą. W piątek suma niedostępności z powodu planowanych remontów przekraczała 7 GW. Po drugie, ogromna ilość bloków węglowych zgłasza wymuszoną niedostępność z powodu braków węgla (wszystkie te zgłoszenia PSE jednak odrzucały) awarii (w piątek łącznie aż 12 GW mocy mogło być niedostępnych w trybie awaryjnym). Konieczność odstawienia zgłosiło więc aż 2/3 największych bloków energetycznych w kraju.
Po drugie, niedostępne elektrownie konwencjonalne były zastępowane przez niesterowalne źródła odnawialne jedynie w ciągu dnia. Panele fotowoltaiczne generowały do 5 GW mocy w szczycie (na ok. 7 GW maksymalnej mocy rzeczywiście osiągalnej i 10,6 GW mocy zainstalowanej), ale pracowały jedynie między 6:20 a 18:50. Po zmierzchu praktycznie wcale nie pojawiła się w ich miejsce generacja wiatrowa (na 7,5 GW mocy zainstalowanej działało zaledwie 0,1 GW).
Jednocześnie Polska, poprzez stałe utrzymywanie „awaryjnych” niedostępności bloków węglowych w znacznej mierze odcięła się od międzynarodowego rynku energii (na eksport udostępniamy tylko tyle mocy ile sami importujemy). To pomogło zbić ceny hurtowe na polskiej giełdzie do niemal najniższych w Europie. Konsekwencją jest jednak to, że nikomu z naszych sąsiadów nie opłaca się eksportować do nas prądu, choć udostępniamy nawet po 8 GW mocy na połączeniach transgranicznych. Sąsiedzi nie pomagają nam więc na zasadach czysto rynkowych. PSE może jednak zwykle liczyć na ich wsparcie w sytuacjach awaryjnych. Ponieważ operator nie wierzył, że system DSR zadziała w pełni, a uruchomienie starych bloków węglowych to już czysta loteria, to zamówił wsparcie w wysokości 200 MW na Słowacji.
Ostatecznie więc, ponieważ wszystkie mechanizmy zagrały, Polska miała bardzo pokaźną rezerwę mocy w piątkowy wieczór, przekraczającą 2 GW.
Zmiany są zbyt wolne
Do takich sytuacji może dochodzić coraz częściej, wraz z wycofywaniem starych elektrowni węglowych i jedynie częściowym zastępowaniem ich elektrowniami sterowalnymi, opartymi głównie na gazie. Program modernizacji bloków węglowych klasy 200 MW, powstałych głównie w latach 70., mógłby przygotować je do szybszego reagowania na zmienną produkcje źródeł OZE, ale program nie jest raczej na liście priorytetów rządu. Aby opłacało się go przeprowadzić, potrzebne byłoby wprowadzenie nowego mechanizmu wsparcia takich inwestycji (Rynek Mocy dla nich skończy się w 2025 roku).
Wciąż nie ma także decyzji ws. wsparcia budowy elektrowni szczytowo-pompowych (dokończenia projektu Młoty na Dolnym Śląsku czy budowy takich obiektów w ramach usypywania zwałowisk zewnętrznych kopalń węgla brunatnego Turów i Bełchatów). Od lat odkładane są także inwestycje w inteligentne liczniki energii, które pomogłyby sterować odbiorem, choćby za pomocą zmiennych cen energii, przez znacznie większą grupę odbiorców, niż jedynie kilkaset dużych firm uczestniczących w programie DSR.
Polska nie generuje też nadwyżek energii elektrycznej, które opłacałoby się magazynować w postaci wodoru, ponieważ rozwój najtańszej technologii produkcji energii w tym celu – budowy farm wiatrowych na lądzie – został niemal całkowicie zablokowany przez rząd Zjednoczonej Prawicy, a liberalna frakcja nie chcę głosować zmian w tej ustawie wraz z opozycją przeciwko części własnego rządu (Solidarnej Polsce Zbigniewa Ziobry), więc impas w polskiej energetyce pogłębia się. Sukces wdrożenia programu DSR nie zastąpi pozostałych niezbędnych inwestycji.
Jakie jeszcze narzędzia, poza ogłoszeniem „okresu zagrożenia na rynku mocy” mogą wykorzystać PSE, aby zbilansować system? O tym rozmawialiśmy z Markiem Kornickim, dyrektorem Krajowej Dyspozycji Mocy
Partnerzy portalu
