22 czerwca spełnił się czarny sen energetyki polskiej. Nie było upałów, a mimo to polska elektroenergetyka pracowała na skraju swoich możliwości. Nieplanowane przestoje i usterki bloków energetycznych, do których wówczas doszło, doprowadziły do spadku dostępnej mocy o ok. 7 GW. Dostawy energii pozostały jednak stabilne m.in. dzięki importowi z zagranicy sięgającym 3 GW. Część bloków wróciła już do pracy, pozostałe będą gotowe już za parę dni. Czego uczy ten feralny poniedziałek? – zastanawia się Bartłomiej Sawicki, redaktor BiznesAlert.pl.
Co się stało 22 czerwca?
W poniedziałek 22 czerwca dostępna moc elektrowni w Bełchatowie, Opolu, Kozienicach, Połańcu oraz Włocławku była ograniczona wskutek różnych usterek, które obniżyły ją o ok. 4 GW. Zapotrzebowanie odbiorców na energię wynosiło wówczas ok. 21 GW. Operator systemu przesyłowego Polskie Sieci Elektroenergetyczne podjął szereg działań umożliwiających zrównoważenie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i dzięki temu system pracował stabilnie.
Spółki energetyczne komunikowały tego dnia poprzez REMIT tymczasowe, nieplanowane przerwy produkcji energii elektrycznej. Największy problem pojawił się w Bełchatowie. Polska Grupa Energetyczna podała, że doszło tam do zalania jednej z trzech przesypowni nawęglania. Ta usterka spowodowała wyłączenie czterech bloków energetycznych. Potem woda z zalanego pomieszczenia została wypompowana. Bloki 5, 6, 7, 8 zostały uruchomione i zsynchronizowane z krajową siecią elektroenergetyczną jeszcze tego samego dnia. Jednakże awarii uległ także system odsiarczania spalin w piątym bloku Elektrowni Opole w trakcie próby synchronizacji jednostki po postoju oraz blok ósmy Elektrowni Dolna Odra w związku z nieszczelnością kotła. PGE przekazała, że wytwarza on już energię elektryczną. Poza systemem pozostaje natomiast blok w Elektrowni Opole. Trwa usuwanie usterki. Problemy powtórzyły się w poniedziałek 29 czerwca kiedy bloki opolskie numer 5,8, 11 i 12 również zostały wyłączone z eksploatacji w związku z nieplanowanymi przerwami. Tego dnia znów nie pracował blok Elektrowni Dolna Odra w związku z nieplanowanym przestojem.
Druga co do wielkości spółka elektroenergetyczna w Polsce, czyli Enea, zanotowała problemy w Elektrowni Połaniec w bloku nr. 3, w którym doszło do zaniżenia mocy o 30 MW, w wyniku bieżącej pracy eksploatacyjnej. Z pracy wypadł także stary blok o mocy 560 MW w Kozieniach. Podobnie jak blok B11 w Kozienicach o mocy 1075 MW, który jest najmłodszą jednostką tego typu oprócz nowych bloków w Opolu. Enea przyznaje, że praca bloku B11 została wstrzymana jeszcze przed 22 czerwca ze względu na wykrycie nieszczelności w obrębie kotła. – Tego typu zdarzenia są wpisane w funkcjonowanie elektrowni. Elementy bloku pozostają nadal na gwarancji, a prace mają się zakończyć do 28 czerwca – podała Enea Wytwarzanie. Jednak w poniedziałek 29 czerwca blok został ponownie wyłączony w związku z remontem awaryjnym. Jeszcze tego samego dnia jednak blok B11 w Enei Wytwarzanie już pracuje, mając pełną dyspozycyjność. Problemy miał także blok parowo – gazowy we Włocławku. Jednostka została wyłączona z eksploatacji do 28 czerwca. Wróciła do pracy z ubytkiem mocy 52 MW z 465 MW.
Spadek mocy bloków węglowych nastąpił 22 czerwca jeszcze w elektrowniach Jaworzno oraz Łagisza należących do Taurona. Jednak spółka szybko sobie poradziła z tym problemem, ratując poniekąd system elektroenergetyczny rezerwą zimną. W związku z zaistniałą sytuacją, Tauron uruchomił tego dnia dodatkowe jednostki: dwa bloki Elektrowni Jaworzno o mocy 200 MW, trzy bloki Elektrowni Łaziska o takiej samej mocy oraz blok Elektrowni Stalowa Wola o mocy 120 MW. Natomiast blok 460 MW Elektrowni Łagisza pracował bez problemów.
Ratunek z zagranicy
Polskie Sieci Elektroenergetyczne musiały sięgnąć po środki zaradcze – uruchomiły pomoc międzyoperatorską. Łączny import energii elektrycznej ze Szwecji, Niemiec, Czech, Słowacji i Litwy sięgający 3 GW. Należy pamiętać, że w tym wolumenie uwzględniono przepływy handlowe i import międzyoperatorski. Ceny energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii zareagowały momentalnie. Między godziną 10 a 12 w poniedziałek 22 czerwca ceny energii elektrycznej na rynku bilansującym sięgnęły według wstępnych szacunków Polskich Sieci Elektroenergetycznych 1270 – 1290 zł/MWh. Po południu wróciły do poziomu ok. 250 zł/MWh. PSE tłumaczą, że sytuacji awaryjnej tego rodzaju nie da się przewidzieć. Można jedynie zabezpieczać się na taką ewentualność. Operator tłumaczy, że dysponuje wieloma środkami zaradczymi na wypadek różnych awarii i trudności bilansowania systemu. Niejednokrotnie z nich korzysta. Najważniejszym z nich jest utrzymywanie operacyjnej rezerwy mocy wytwórczych na wymaganym poziomie. W ramach planowania pracy KSE, PSE zabezpieczają się właśnie na takie sytuacje, m.in. zwiększając poziom wymaganych rezerw na poniedziałki, kiedy to wiele bloków wraca do pracy po weekendowych postojach i drobnych remontach. Istotnym wsparciem jest także wspomniana wyżej międzyoperatorska pomoc awaryjna, wykorzystywana w takich sytuacjach przez operatorów europejskich. PSE korzystały z niej 22 czerwca. – Ponadto, operator dysponuje także szeregiem innych narzędzi do wykorzystania w podobnych sytuacjach, w tym m.in. usługa Interwencyjnej Rezerwy Zimnej czy usługa redukcji zapotrzebowania na polecenie operatora (DSR) – argumentuje PSE.
Latem ma nie być blackoutów
Prognozy PSE nie wskazują zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców latem 2020 roku. – W porównaniu do sytuacji z sierpnia 2015 roku Krajowy System Elektroenergetyczny jest lepiej przygotowany na tego typu sytuacje, m.in. dzięki uruchomieniu nowych bloków wytwórczych. Instalacja przesuwników fazowych na połączeniach transgranicznych z Niemcami oraz poczynione i nadal prowadzone inwestycje w rozbudowę i modernizację sieci przesyłowej sprawiają m.in., że mamy także większe zdolności przesyłowe na potrzeby wymiany handlowej, z czego rynek korzysta – podaje PSE.
PSE zwraca także uwagę na fakt, że dynamicznie rośnie moc instalacji fotowoltaicznych. Polska ma ok. 2000 MW fotowoltaiki, która pomaga zbilansować system w lecie. W okresie szczytowego zapotrzebowania powodowanego słońcem i wysokimi temperaturami należy się zatem spodziewać także rekordowego wytwarzania z tego źródła. Obecnie, nawet przy gorszej pogodzie, zapewniają one w ciągu dnia ok. 300-600 MW. 22 czerwca panele fotowoltaiczne dostarczały między godziną 10 a 16 od 400 do 640 MW mocy.
Wnioski
Czarny poniedziałek energetyki z 22 czerwca pozwala wyciągnąć klika wniosków na temat funkcjonowania systemu elektroenergetycznego Polski. Usterki dotknęły duże jednostki wytwórcze zapewniające ponad 1 GW mocy. Być może w dobie rosnącej niestabilności systemu i coraz częstszych, nietypowych zjawisk atmosferycznych system elektroenergetyczny potrzebuje więcej mniejszych jednostek wytwórczych, których usterka ma mniejsze oddziaływanie niż w przypadku dużych bloków? Należy także dalej oswajać system elektroenergetyczny z blokami gazowymi, które stanowią stosunkowo nowe źródło wytwórcze. Warto także zadbać o dostępność rezerwy zimniej, która w polskich warunkach opierać się będzie na węglu kamiennym i brunatnym. W związku z planami przeniesienia aktywów węglowych ze spółek węglowych do nowego, rządowego podmiotu warto dobrze przemyśleć które bloki powinny do niego trafić. Warto rozstrzygnąć czy wsparcie ich z rynku mocy umożliwi bieżące naprawy. Może on wspierać jednostki emitującej ponad 550g/KWh, a zatem źródła węglowe, do pierwszego lipca 2025 roku. Co potem? Miniony poniedziałek pokazuje także rosnące znacznie fotowoltaiki w polskim systemie elektroenergetycznym. Wspomniane 400 -640 MW mocy zapewnionej 22 czerwca to tyle, ile daje średnio jeden z bloków wyłączonych tego dnia przez usterki. Fotowoltaiki może być zatem kolejnym buforem energetyki konwencjonalnej.
