Polski rząd nie pierwszy raz idzie pod prąd i działa inaczej niż reszta Europy. W przeciwieństwie do Hiszpanii, Niemiec czy Belgii długo deklarował, że nie zamierza oszczędzać energii zimą. Zdecydowanie nie oszczędza pieniędzy, bo remedium na kryzys mają być liczne, nie zawsze przemyślane, programy pomocowe. Tymczasem nadchodzi najtrudniejszy dla energetyki okres, w którym stabilność dostaw mocno zależy na przykład od pogody. Najpierw czeka nas wejście w jesień i sezon grzewczy, a potem starcie z zimą. Wszystko w nowych, wojennych warunkach.

W piątek 23 września po raz pierwszy w historii Polskie Sieci Elektroenergetyczne ogłosiły okres zagrożenia na rynku mocy. Operator systemu poinformował na swojej stronie internetowej o okresie zagrożenia przypadającym na godziny 19.00 – 21.00. Zgodnie z zapewnieniami PSE, światła jednak nie zgasły. Operator systemu nadal też zapewnia, że dostawy energii dla odbiorców indywidualnych nie są w żaden sposób zagrożone.

Jednak 23 września to dopiero pierwszy dzień astronomicznej jesieni. Na skutek inwazji Rosji na Ukrainę w całej Europie wyraźnie widzimy kryzys energetyczny. Energia nie tylko jest coraz droższa, ale również trudniej dostępna. Dlatego kolejne miesiące będą czasem, jakiego w polskiej energetyce jeszcze nie widzieliśmy. Czego można się spodziewać?

Zima w energetyce

Jeżeli nadejdzie siarczysty mróz, rezerwy gazu będą topniały w szybkim tempie. Wraz ze spadkiem temperatur rośnie zużycie energii elektrycznej. Warunki pogodowe wpływają też na dostawy elektryczności. Panele fotowoltaiczne tradycyjnie już zimą pracują z dużo mniejszą mocą (w okresie listopad-marzec dostarczają około 20 proc. swojej rocznej produkcji). Ile prądu będziemy mieć z farm wiatrowych, również zależy od pogody. Jeśli wiatru zabraknie – trzeba będzie szukać źródeł rezerwowych.

Przeczytaj też: Kiedy Sejm zajmie się liberalizacją ustawy wiatrakowej?

Choć rząd zapewnia, że węgla wystarczy nie tylko dla gospodarstw domowych, ale i zawodowej energetyki, to deficyt surowca jest już widoczny gołym okiem. Serwis WysokieNapiecie.pl wylicza, że zabraknie w tym sezonie grzewczym około 4 mln ton „czarnego złota”. Nie wiadomo, jakie jest zapełnienie magazynów przy elektrowniach. Znak zapytania należy postawić też nad ceną paliwa, bo i ta będzie mieć znaczenie. Nie można wykluczyć problemów z samymi elektrowniami. Spora część z nich ma już swoje lata i nie omijają ich awarie. Jak jednak pokazały ostatnie miesiące, problemy – choć inne – dotykają też nowe jednostki. O blokach w Turowie i Jaworznie, które na pewno przydałyby się w systemie, najczęściej słyszy się w kontekście przestojów w ich pracy.

Uwarunkowania techniczne większości polskich elektrowni węglowych sprawiają, że ich elastyczność jest coraz bardziej ograniczona. – Gdy je budowano, zakładano, że będą pracowały ciągle, w mniejszym lub większym stopniu ze stałą mocą. Przy rosnącej generacji z energetyki wiatrowej i fotowoltaiki, te starsze jednostki są wykorzystywane w inny sposób, niż je zaprojektowano. Teraz są częściej wyłączane lub obniża się ich generację, aby dać pierwszeństwo źródłom odnawialnym, albo uruchamia się je lub zawyża generację, kiedy OZE dostarczają mniej energii. To niewątpliwie wpływa na ich kondycję i awaryjność – wyjaśnia Beata Jarosz-Dziekanowska z PSE.

Optymizmem nie napawa też stan polskiego miksu energetycznego. „Na papierze” mamy do dyspozycji ponad 50 gigawatów zainstalowanej mocy. Jednak z tego potencjału tylko około 32 GW to konwencjonalne elektrownie, które przynajmniej w teorii powinny być w pełni dyspozycyjne dla operatora systemu. Z tym jest jednak coraz gorzej, awaryjność polskich elektrowni regularnie rośnie. Przykład? W dniu, kiedy powstawał ten artykuł, czyli 5 września, prowadzona przez Towarową Giełdę Energii ewidencja ubytków wskazywała, że nie pracują bloki wytwórcze o mocy aż 21,8 GW (z tego 8,5 GW poddawano planowym remontom, a ponad 13 GW stanowiły nieplanowane awarie).

Tymczasem maksymalne przewidywane zapotrzebowanie na moc w systemie to ponad 27 GW. Jeśli nałoży się na siebie kilka niekorzystnych zjawisk, to z dostarczeniem tej mocy może pojawić się problem. We wcześniejszych latach buforem bezpieczeństwa był dla Polski import. Jednak w czasie, gdy cała Europa pogrąża się w kryzysie energetycznym, ze wsparciem zza granicy może być różnie. Co więcej, rośnie prawdopodobieństwo, że to od polskiego operatora będzie się oczekiwać, że aktywnie wesprze stabilność europejskiego, połączonego systemu elektroenergetycznego.

Stany zasilania

Po takim podsumowaniu może wydawać się, że polską energetykę czeka kataklizm. Rzeczywiście, gdyby jednocześnie wystąpiły wszystkie możliwe utrudnienia, to można byłoby snuć katastroficzne wizje i opowiadać o nadchodzącym blackoucie. Jednak są plany awaryjne na takie sytuacje. Operator systemu przesyłowego ma szereg narzędzi, po które może sięgnąć. Są też działania tzw. ostatniej szansy, które wiążą się z ograniczeniami w dostawach i poborze energii elektrycznej. Ostatni raz PSE wprowadziły czasowo najwyższy poziom stopnia zasilania, czyli 20., w sierpniu 2015 roku. W energetyce obowiązuje skala stopni zasilania od 11 do 20. 11. stopień oznacza, że nie ma żadnych ograniczeń, a z każdym kolejnym powinna być obniżana moc, którą mogą pobierać odbiorcy.

W przypadku 20. stopnia odbiorcy powinni pobierać moc tylko do określonego w ich umowach ze sprzedawcami energii minimum, które zapewnia niezbędny poziom bezpieczeństwa ludziom i urządzeniom. Ograniczenia takie dotyczą tylko dużych odbiorców, o mocy umownej równej lub wyższej niż 300 kW. Nie obejmują zatem gospodarstw domowych oraz mniejszych, a także wrażliwych odbiorców, takich jak np. szpitale.

Stopnie zasilania to jednak ostateczność, a operator dysponuje całym katalogiem rozwiązań, które może stosować dla zapewnienia stabilnej pracy systemu – poczynając od polecenia zwiększenia generacji w pracujących blokach elektrowni, poprzez uruchomienie tych będących w rezerwie i wykorzystanie elektrowni szczytowo-pompowych aż po tzw. pomoc awaryjną. Polega ona na zamówieniu awaryjnych dostaw energii elektrycznej od operatorów z państw sąsiednich. Polska czasami korzysta z takiej pomocy, a czasami jej udziela.

Niewykorzystany plan awaryjny

Operator systemu elektroenergetycznego ma do dyspozycji jeszcze jedno nowe narzędzie – rynek mocy. Dotychczas słychać było o nim głównie za sprawą opłaty mocowej, która pojawiła się na rachunkach za prąd 1 stycznia 2021 roku. – Jego uruchomienie dość groźnie brzmi, ponieważ na rynku mocy ogłasza się okres zagrożenia. PSE mogą ogłosić taki okres, by zacząć egzekwować od dostawców dostarczenie zakontraktowanej wcześniej mocy – dopowiada Jarosz-Dziekanowska.

W ramach rynku mocy w czasie aukcji kontraktuje się z wytwórcami energii rodzaj zobowiązania wobec systemu. Właściciele bloków w elektrowniach na wezwanie PSE, niezależnie od sytuacji, muszą się z obowiązku mocowego wywiązać. Oczywiście nie robią tego nieodpłatnie, właśnie na ten cel kierowane są fundusze z opłaty mocowej.

Jest również druga opcja uczestnictwa w rynku mocy. PSE mogą także wykorzystać tzw. odpowiedź strony popytowej, czyli DSR (DSR – Demand Side Response). Na polecenie operatora odbiorcy lub agregatorzy mocy, z którymi podpisano wcześniej umowy, w zamian za wynagrodzenie zmniejszają swoje zapotrzebowanie.

W tym roku PSE mają do dyspozycji 7,2 GW w obowiązkach mocowych, z czego 20 proc. stanowią DSR-y. Rynek mocy to nie tylko marchewka, ale też kij: jeżeli uczestnicy rynku nie wywiążą się ze zobowiązań, mogą zostać na nich nałożone kary. Jak dotąd operator nie wykorzystywał rynku mocy do stabilizacji systemu, ale to kolejne narzędzie, po które w razie czego może sięgnąć.

Przeczytaj też: Polska chce wypowiedzieć kontrowersyjny traktat

Jest jeszcze jeden czynnik, który może zmniejszyć zużycie energii. Chodzi o ceny prądu, które od miesięcy biją rekordy nie tylko w Polsce, ale i Europie. Już w lipcu krajowe zużycie energii elektrycznej w kraju było o 3,5 proc. niższe niż rok wcześniej. To właśnie ceny mogą wymusić mniejsze zapotrzebowanie na energię elektryczną i mogą być jednym z istotnych czynników wpływających na sytuację bilansową, czyli zrównoważenie popytu z podażą w krajowym systemie elektroenergetycznym. Taki spadek zapotrzebowania, wywołany cenami, można już zaobserwować w przypadku gazu.

Jeszcze przed negocjacjami ws. unijnego zmniejszenia zużycia błękitnego paliwa pisaliśmy, że w Polsce samoczynnie, bez interwencji rządu, spadło zapotrzebowanie na gaz – o około 17 proc. W przypadku energii elektrycznej podobne zjawisko może nie wystąpić jednak od razu. Przedsiębiorcy i samorządy już drżą o swoje budżety, ponieważ albo zaczęli negocjować umowy, albo zakontraktowali energię na przyszły rok. O tym, czy szok cenowy wywoła podobną reakcję wśród odbiorców indywidualnych, dowiemy się pod koniec tego roku, gdy URE zatwierdzi taryfy.

Fot. materiały prasowe / PGE GiEK