Upały wykańczają energetykę. Zabraknie prądu w Polsce?

Upalna końcówka czerwca przyniosła mocny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną. Na początku tego tygodnia w szczytach, a więc w okolicach godziny 13.00, zużycie energii przekraczało nawet 23,8 GW. To poziom bliski letniemu rekordowi, który wynosi 24,1 GW i padł 26 czerwca 2019 r. Prognozy operatora sieci wskazywały na to, że w tym tygodniu ta granica mogła być nawet przełamana.

Wysokie zapotrzebowanie na prąd latem związane jest m.in. z rozpowszechnieniem się klimatyzacji. – Według prognoz na najbliższe dni temperatura nie będzie już tak wysoka, a zatem i zapotrzebowanie na energię będzie niższe – mówi Maciej Wapiński z biura prasowego Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

Import na ratunek

Operator krajowej sieci uspokaja, że jest przygotowany na wzrost temperatur. – Na tegoroczne lato patrzymy z optymizmem, oczywiście umiarkowanym. Prognozy wyglądają dobrze i mamy wystarczający poziom rezerw, nie są spodziewane problemy bilansowe – zapewnia Wapiński. Dodaje, że operator ma do dyspozycji różne środki zaradcze, które pozwalają na zapewnienie stabilnej pracy systemu, gdyby wystąpiły trudności. Pomocne mogą być też podpisane umowy z sąsiednimi operatorami, dzięki którym możemy skorzystać z tzw. międzyoperatorskiego importu energii. To właśnie import prądu ratował nas przed blackoutem, gdy w maju tego roku z powodu błędu pracownika padła stacja Rogowiec, wyłączając w jednej chwili z sieci niemal całą Elektrownię Bełchatów.

W okresie letnim energetycy z obawą przyglądają się pracy starych bloków węglowych, które do chłodzenia używają wód z rzek. Pamiętają 2015 r., kiedy przez upały, susze i związany z tym niski stan wód część elektrowni mocno ograniczyła swoje moce. W efekcie mieliśmy potężną lukę w systemie i wprowadzone po raz pierwszy od niemal trzech dekad tzw. stopnie zasilania, a więc ograniczenie dostaw energii dla przemysłu. To był jeden z najważniejszych testów krajowej sieci i przełomowy moment dla budowania bezpieczeństwa energetycznego. To właśnie po 2015 r. skokowo zaczęły rosnąć rezerwy mocy, które można wykorzystać w kryzysowych sytuacjach.

W tak newralgicznym momencie problemy z przywróceniem pełnej sprawności ma obecnie największy blok węglowy w Bełchatowie, który w maju został wyłączony z powodu pożaru taśmociągu do transportu węgla. Także w tym przypadku przyczyną zdarzenia był błąd ludzki. Jak poinformowała Polska Grupa Energetyczna, blok osiągnie pełną zdolność wytwórczą dopiero po 31 października tego roku.

Wsparcie ze słońca

Właśnie w okresie letnim, w szczytach zapotrzebowania na prąd, nieocenionym wsparciem są dynamicznie rozwijające się instalacje fotowoltaiczne. – Fotowoltaika ma coraz większe znaczenie dla krajowego systemu energetycznego. Jest dobrym źródłem energii, które może realnie pomóc oddalić widmo blackoutu latem, przy falach upałów. Tym bardziej że jest to źródło rozproszone, przez co nie obciąża tak bardzo sieci jak wielkie bloki – przekonuje Tomasz Sęk, współzałożyciel i członek zarządu firmy R.Power. – Klimat do rozwoju farm słonecznych w Polsce jest pozytywny, mamy stabilną sytuację regulacyjną. Spodziewam się więc, że w kolejnych latach tempo rozwoju mocy fotowoltaicznych nie osłabnie – przekonuje Sęk.

Schłodzenie inwestycji może być natomiast widoczne w inwestycjach w przydomowe instalacje. Ministerstwo Klimatu i Środowiska proponuje bowiem, by zlikwidować korzystny system rozliczeń za wyprodukowane nadwyżki prądu (tzw. opusty) dla osób, które zainwestują w panele słoneczne po 2021 r.

Spóźnione inwestycje

Jak wyliczył Urząd Regulacji Energetyki, dostępne moce w energetyce będą się kurczyć. W 2034 r. potencjał wytwórczy zmniejszy się o około 11 proc. w stosunku do 2020 r. Faktyczny ubytek będzie jednak większy i może sięgnąć nawet 30 proc., bo bloki węglowe będziemy zastępować odnawialnymi źródłami energii, których dyspozycyjność jest zdecydowanie niższa. Co więcej, wszystkie planowane do oddania od 2024 r. inwestycje (o mocy ponad 9 GW) nie mają zapewnionego finansowania, co stawia pod dużym znakiem zapytania realność ich realizacji w planowanej skali i terminie.

Z analizy URE wynika, że do 2034 r. firmy energetyczne planują oddać do eksploatacji łącznie ponad 14,2 GW nowych mocy wytwórczych, z czego najwięcej stanowić mają morskie farmy wiatrowe (4,8 GW), bloki gazowe(4,4 GW) oraz fotowoltaika (2,8 GW). W tym samym czasie wytwórcy planują wycofanie z eksploatacji bloków o łącznej mocy 18,8 GW, opartych głównie na węglu kamiennym (12,8 MW) i brunatnym (5,3 MW). W zdecydowanej większości o wycofaniu jednostek z użycia decydować będzie nie ich stan techniczny, ale brak wsparcia w ramach rynku mocy oraz brak efektywności ekonomicznej.

Na horyzoncie pojawia się jeszcze ryzyko wcześniejszego zamknięcia Elektrowni Turów, która zgodnie z planem ma działać do 2044 r. Trwają właśnie negocjacje z Czechami, na jakich zasadach będzie możliwe funkcjonowanie kopalni węgla brunatnego Turów, która jest jedynym źródłem paliwa dla tej elektrowni.