Skąd prąd w naszych gniazdkach i czy może go zabraknąć?

6 grudnia 2021 o 15:00 polskie zapotrzebowanie na energię wynosiło 26 250 MW. To więcej niż byłoby w stanie wyprodukować pięć ogromnych elektrowni Bełchatów. Tymczasem ze wszystkich źródeł produkowaliśmy 24 855 MW. Brakującą ilość energii trzeba było sprowadzić z zagranicy - w sumie ponad 1300 MW. Polska zwróciła się więc do Litwy, Niemiec, Ukrainy i Szwecji, z którą łączy nas przewód energetyczny biegnący po dnie Bałtyku.

Skąd ten niedobór?

Przestoje w pracy elektrowni

"Ze względu na niską generację wiatrową oraz postoje awaryjne i remontowe kilku jednostek wytwórczych, 6.12.2021 r. wystąpiły trudności w zbilansowaniu Krajowego Systemu Elektroenergetycznego" - tak brzmiał wydany w poniedziałek komunikat Polskiej Sieci Elektroenergetycznej. To państwowy operator zajmujący się przesyłem energii elektrycznej.

"W dniu 7.12.2021 r. bilans krajowego systemu energetyczny także będzie napięty. PSE na bieżąco analizują sytuację bilansową i będą podejmowały niezbędne działania dla zapewnienia bezpieczeństwa pracy krajowego systemu elektroenergetycznego" - czytamy dalej w komunikacie PSE. Co zawiniło? Przede wszystkim kumulacja nieprzewidzianych przestojów elektrowni z tymi planowanymi. I tak na przykład zanotowaliśmy przestoje w pracy w blokach elektrowni m.in. w Płocku, w Będzinie i w Kozienicach.

Są też awarie, o których było wiadomo od dawna. Przykład? Od czerwca 2021 nie działa nowy blok energetycznego w Jaworznie o mocy 910 MW. Naprawa ma potrwać nawet do wiosny 2022. Polska Grupa Energetyczna już wcześniej informowała także o planowym wyłączeniu bloku w Bełchatowie o mocy 390 MW oraz dwóch bloków w Elektrowni Dolna Odra.

Największym problemem w polskim miksie energetycznym jest to, że nadal większość energii wytwarzają elektrownie węglowe. Niektóre bardzo stare, a przez to awaryjne i wymagające częstych remontów. Średni wiek polskiej elektrowni węglowej, liczony od postawienia pierwszego bloku, to 47 lat - tak wynika z szacunków Polskiego Instytutu Ekonomicznego. Około 30 proc. energii w naszym kraju produkują elektrownie wybudowane ponad 50 lat temu. Ta największa, w Bełchatowie, jest nieco młodsza. Została uruchomiona w 1983 roku.

Wiatraki jak węgiel brunatny

Dodatkowym czynnikiem, który spowodował kłopot z bilansowaniem sieci była bezwietrzna pogoda. Spadła produkcja prądu z wiatraków, których i tak mamy w Polsce za mało. To wina wprowadzonej w 2016 roku zasady 10H, która ustaliła minimalne odległości od zabudowań na w taki sposób, że skutecznie zablokowała powstawanie nowych elektrowni wiatrowych. Rząd zapowiada zmiany w przepisach, ale na razie na zapowiedziach się kończy. Mimo tego wiatraki są dość ważnym źródłem energii w Polsce.

Dla przykładu: 2 grudnia z wiatru wyprodukowaliśmy 125 GWh prądu. Tym samym wiatraki były tego dnia trzecim najważniejszym źródłem energii. Zaraz po węglu brunatnym, z którego wygenerowaliśmy niewiele więcej: 126 GWh.

5 grudnia wiało znacznie słabiej, a produkcja spadła do 27 GWh. Dzień później, 6 grudnia, kiedy PSE wydały komunikat o problemach z bilansowaniem systemu - już tylko 17 GWh. Elektrownie węglowe - te które nie miały planowanych bądź nie przestojów - musiały pracować pełną parą. Z węgla kamiennego (nadal najważniejszego źródła energii) wyprodukowaliśmy 264 GWh, a z brunatnego - 152. Problemy trwały do 7 grudnia, mniej więcej do połowy dnia.

Produkcja węglowa około 08:00 rano tworzyła prawie 83 proc. energii elektrycznej. Wykorzystaliśmy ponad 71 proc. zainstalowanej mocy, a jednocześnie wyemitowaliśmy 820 g ekwiwalentu CO2 na kilowatogodzinę. Na mapie Electricity Map Polska wyróżniała się brunatnym kolorem, symbolizującym najbardziej emisyjne kraje.

Popołudniu 7 grudnia PSE poinformowały, że sytuacja wróciła do normy.

"Sam import energii nie jest niczym nadzwyczajnym. 70 proc. przepustowości połączeń międzygranicznych jest dostępnych dla handlu i każdego dnia energia jest kupowana lub sprzedawana za granicę" - wyjaśnia Bernard Swoczyna, ekspert od energetyki z Fundacji WWF. "Nadzwyczajne było to, że brakowało rezerwowych elektrowni i PSE musiały zakontraktować import prądu przez te pozostałe, rezerwowe 30 proc. przepustowości" - dodaje.

Krajowy System Elektroenergetyczny

Najważniejszym elementem w tej całej układance jest Krajowy System Elektroenergetyczny. To system połączonych ze sobą urządzeń do wytwarzania, przesyłu, rozdziału, magazynowania i użytkowania energii elektrycznej, dzięki któremu nieprzerwanie mamy prąd w naszych domach i zakładach produkcyjnych. PSE planują pracę tego systemu w kilku harmonogramach: wieloletnim, średnioterminowym (2 do 5 lat), dobowym, bieżącym i w czasie rzeczywistym.

Dzięki temu operator - czyli właśnie PSE - wie, kiedy planowane są wyłączenia bloków i może rozplanować, czym tę pustkę zapełni. Bierze pod uwagę również prognozy pogody, porę roku wyłączanie starych elektrowni, budowę nowych oraz możliwości importu energii z krajów sąsiednich.

"Import energii do Polski jest bezpośrednio uzależniony od warunków rynkowych i wsparcie krajowego bilansu mocy przez import ma miejsce wyłącznie wtedy, gdy energia z importu jest oferowana po niższej cenie niż energia krajowa" - informuje operator.

Musi analizować również zapotrzebowanie na energię, które zmienia się sezonowo. Kiedy robi się zimniej, zapotrzebowanie automatycznie rośnie, bo mieszkańcy dogrzewają domy. Tak też stało się na początku grudnia, kiedy w dużej części Polski zaczął padać śnieg. Zapotrzebowanie było duże, a jednocześnie zbiegło się w czasie z awariami i remontami bloków elektrowni oraz słabym wiatrem.

Przerwy w dostawach energii

Czy to oznacza, że przy pierwszych grudniowych mrozach grożą nam przerwy w dostawach energii?

Na szczęście nie. Do ryzyka "blackoutu" jeszcze bardzo długa droga. KSE jest tak ułożony, by nigdy nie wykorzystywał 100 proc. dostępnej mocy.

"Operator sieci – PSE – dba o to, żeby zachować rezerwę, a w razie potrzeby móc zwiększyć produkcję energii w elektrowniach lub poprosić zagranicznych operatorów, by odsprzedali nam nadwyżki. Dzięki temu nawet w momencie problemu z bilansowaniem KSE mieliśmy tyle prądu, ile trzeba, z dodatkową rezerwą" - mówi Bernard Swoczyna.

"Gdyby gwałtownie spadła temperatura, skoczyło zapotrzebowanie na prąd, a jednocześnie wystąpiły dodatkowe awarie, nadal nie groziłaby nam przerwa w dostawie energii. Gdyby jednak nie udało się zakontraktować rezerwy na czarną godzinę, to PSE mogłyby ogłosić tzw. stopnie zasilania, czyli ograniczenia w poborze mocy dla zakładów przemysłowych. Mogą też skorzystać z usługi »redukcja mocy na żądanie«. Zakłady zgłaszają się do tego dobrowolne, jeśli wiedzą, że mogą w razie potrzeby obniżyć pobór prądu. Operator, jeśli jest taka konieczność, może za opłatą skorzystać z takiej usługi. A więc płaci zakładowi, żeby nie pobierał w danej chwili zbyt dużo energii" - wyjaśnia Swoczyna.

222 minuty bez prądu

Z drugiej jednak strony: do przerw w dostawie energii dochodzi w Polsce bardzo często. Jak pisaliśmy w OKO.press, w 2020 roku przerwy w dostawach prądu od Energi (operatora działającego na północy Polski) wyniosły w sumie 209 minut na użytkownika. Jeszcze gorzej jest na południu, gdzie prąd dostarcza Tauron – 222 minuty. Najlepiej pod tym względem wygląda działające w aglomeracji warszawskiej Innogy – tam średni czas przerw wyniósł „zaledwie” 90 minut.

Z tym, że te przerwy nie są związane z niedoborem energii na rynku, a uszkodzeniami samych linii energetycznych, które dostarczają prąd do naszych domów. Dzieje się tak podczas wichur, śnieżyc czy nawałnic. Mogli to zaobserwować na przykład mieszkańcy woj. warmińsko-mazurskiego podczas lipcowych burz. 29 lipca prawie 3 tysiące odbiorców było odciętych od prądu.

Polska eksportuje na potęgę

PSE poza sprowadzaniem energii od zagranicznych operatorów, zajmuje się również jej eksportem. Eksporterem netto staliśmy się w sierpniu, kiedy sprzedaliśmy 175 GWh, a nadwyżka w handlu wyniosła ponad 100 mln euro. Jak podaje branżowy portal Wysokie Napięcie, tylko we wrześniu eksport energii przyniósł 300 mln euro zysku. Polska wyeksportowała wtedy 1324 GWh.

„Latem nasz klimat jest chłodniejszy niż na południu Europy. W wielu domach nie ma klimatyzatorów, więc zapotrzebowanie na energię jest niższe niż zimą” – wyjaśnia Bernard Swoczyna z WWF. „Nadwyżki wyprodukowanej energii możemy wysyłać do Czech i na Słowację, a potem dalej, na południe kontynentu. Polska stała się też atrakcyjnym rynkiem zakupu energii przez bardzo wysokie ceny gazu w Europie Zachodniej. Tam właśnie gaz jest jednym z głównych źródeł energii, a więc nasza energia z węgla okazuje się tańsza i dlatego kraje chętnie ją importują” – dodaje.

O przyczynach wzrostu cen gazu pisaliśmy w OKO.press:

Wzrosły jednak nie tylko ceny gazu, ale i uprawnień do emisji CO2. To opłata za emitowanie gazów cieplarnianych, którą obciążane są m.in. spółki węglowe. Cena za tonę emisji wynosi już ponad 80 euro. Jeśli jednak koncern kupił uprawnienia przed podwyżką, płaci dziś około 30 euro za tonę. Jak informuje Wysokie Napięcie, część polskich państwowych koncernów ma wciąż w swoich portfelach uprawnienia wykupione po niższej cenie.

Gaz nie jest w Polsce ważnym źródłem energii elektrycznej, a więc przez tani węgiel możemy tanio sprzedawać energię. Różnice w cenach na europejskim rynku pokazuje energetyczny think-tank Ember. Na przygotowanej przez organizację grafice możemy zobaczyć, że średnio w październiku za 1 MWh energii z Polski trzeba było zapłacić ponad 103 euro. 1 MWh z Hiszpanii kosztowała już ponad 199, a z Włoch - prawie 217.

Polska z tej szansy bycia eksporterem netto korzysta pełnymi garściami. Jeszcze 2 grudnia, tuż przed problemami z bilansowaniem sieci, nasze elektrownie pracowały z rekordowym obciążeniem. Momentami wyższym niż 27 GW. Nasze zapotrzebowanie w tym samym czasie wynosiło około 25 GW. Resztę mogliśmy więc sprzedać.

Jak czytamy w Wysokim Napięciu, bardzo możliwe, że po raz pierwszy Polska zamknie rok z dodatnim bilansem handlowym na rynku energii. Pytanie, jak długo ten trend się utrzyma. Kiedy ceny gazu się ustabilizują, a ceny za emisje CO2 będą dalej rosnąć, polska energia z najtańszej stanie się tą najdroższą.