Wielki test dla polskiej energetyki. Druga taka sytuacja w historii

Choć rynek mocy funkcjonuje od 2021 r., to dopiero drugi raz Polskie Sieci Elektroenergetyczne zdecydowały się sięgnąć po ten mechanizm zabezpieczenia dostaw prądu dla odbiorców. Oznacza to, że przewidywana sytuacja w krajowym systemie energetycznym w środę popołudniu będzie naprawdę trudna. Operator ma możliwość skorzystania z tej opcji w sytuacji, gdy rezerwy mocy kurczą się tak bardzo, że np. w wypadku awarii któregoś z bloków bezpieczne dostawy energii będą zagrożone. Z taką sytuacją mieliśmy do czynienia 23 września 2022 r. i teraz – 6 listopada 2024 r. To potężny test dla systemu, który musi w ciągu kilku godzin podnieść moce niemal wszystkich elektrowni węglowych w kraju.

Sprawdźmy najpierw, co wydarzyło się w środę, że PSE zmuszone były wytoczyć najcięższe działa. Po pierwsze, mamy niemal bezwietrzny okres. Elektrownie wiatrowe, które często wspomagają system popołudniami, czyli w momencie gdy produkcja energii ze słońca gwałtowanie spada, teraz niemal się zatrzymały. W środę w południe farmy wiatrowe produkowały niespełna 1 proc. potrzebnej energii.

Po drugie, sporo bloków węglowych przechodzi właśnie zaplanowane dużo wcześniej remonty. Wśród nich są najnowsze, największe i najnowocześniejsze jednostki wytwórcze, jakie ma do dyspozycji polski operator. W środę 6 listopada nie pracuje m.in. blok w Elektrowni Jaworzno (wielkość ubytku: 834 MW, remont do 11 listopada), Elektrowni Opole (833 MW, do 22 listopada), Elektrowni Kozienice (981 MW, do 13 listopada) i Elektrowni Turów (444 MW, do 15 listopada). Z zestawienia ubytków mocy wynika, że w środę w planowanych remontach były jednostki o łącznej mocy aż 8,2 GW. To 36 proc. tego, co operator zakontraktował w ramach rynku mocy na ten rok.

Odstawienie tak wielu bloków do remontu w jednym czasie może zaskakiwać. Z drugiej strony, początek listopada to czas, gdy mamy dwa długie weekendy – związane z uroczystościami Wszystkich Świętych i Narodowym Świętem Niepodległości. W takich dniach zapotrzebowanie na energię elektryczną jest bardzo niskie. Koncerny energetyczne, planując remonty, biorą na siebie ryzyko związane z koniecznością dostarczenia odpowiedniej mocy do systemu na żądanie operatora.

Po trzecie, pogoda w ostatnich dniach pogorszyła się, a więc popyt na prąd wzrósł. W środę w popołudniowym szczycie prognozowane przez PSE zapotrzebowanie na moc sięgnąć ma nawet 22,8 GW.

PSE wzywają elektrownie do pracy

W takiej sytuacji PSE zdecydowały o przywołaniu jednostek wytwórczych do pracy w godz. 16-19. Odpowiedzieć na wezwanie operatora muszą wszystkie te elektrownie, które pobierają wynagrodzenie w ramach rynku mocy za samą gotowość do pracy. Właśnie po to ten mechanizm został wprowadzany, by elektrownie, głównie węglowe, które pracują coraz mniej godzin w roku z powodu rosnącej liczby instalacji OZE, pozostawały w gotowości do włączenia się w trudnych momentach. Bez dodatkowego wynagrodzenia koncernom nie opłacałoby się ich utrzymywać, a są one wciąż niezbędne dla utrzymania stabilności dostaw prądu. Za rynek mocy płacimy wszyscy w rachunkach za prąd. W 2024 r. mechanizm ten kosztuje 6,1 mld zł (gospodarstwa domowe zwolnione są w drugiej połowie roku z tzw. opłaty mocowej w ramach tarcz chroniących przed gwałtownym wzrostem rachunków za prąd).

Operator musi ogłosić stan przywołania na rynku mocy najpóźniej osiem godzin przed planowanym czasem dostawy. W określonych godzinach elektrownie objęte obowiązkiem muszą dostarczyć odpowiednią moc do systemu. Ale są to nie tylko elektrownie. W rynku mocy uczestniczą też odbiorcy, którzy za wynagrodzeniem zgodzili się zmniejszyć zużycie energii elektrycznej na polecenie operatora. Oni są więc zobowiązani zredukować swoje zapotrzebowanie na prąd w określonych godzinach.

Zapytaliśmy koncerny energetyczne, jak dostarczą moc z remontowanych właśnie bloków. W praktyce mają trzy wyjścia: przerzucić obowiązek mocy na inne jednostki, odkupić energię na rynku wtórnym albo zapłacić kary i liczyć się z tym, że przez jakiś czas nie będą otrzymywać wypłat z rynku mocy. Kary co roku wylicza prezes Urzędu Regulacji Energetyki. W 2024 r. elektrowniom za niewykonanie obowiązku mocowego grozi zapłata 5629,97 zł za każdą niedostarczoną MWh. Dla porównania, średnia cena na giełdzie w kontraktach z dostawą 6 listopada wynosi 882 zł/MWh.

– Obowiązek mocowy bloku 11 w Elektrowni Kozienice na czas remontu został przeniesiony na inne jednostki rynku mocy. W związku z tym ta jednostka nie ma obowiązku mocowego do zrealizowania – wyjaśnia Berenika Ratajczak, rzeczniczka Enei.

– Bloki konwencjonalne muszą wykonywać m.in. okresowe przeglądy lub bieżące naprawy. Nie wszystkie bloki Tauronu zostały zgłoszone do aukcji mocy, tworząc tym samym rezerwę na wypadek planowanych i nieplanowanych postojów bloków objętych obowiązkiem mocowym. W przypadku, gdy moc bloków pozostających w rezerwie jest niewystarczająca do pokrycia mocy niedyspozycyjnej, wykorzystywany jest wtórny obrót obowiązkiem mocowym pomiędzy pozostałymi uczestnikami tego mechanizmu. Tauron Wytwarzanie zakłada wykonanie obowiązków mocowych przez swoje jednostki bezpośrednio lub pośrednio za pomocą opisanych powyżej mechanizmów. Finalny stopień wykonania obowiązków będzie znany po zatwierdzeniu danych pomiarowo-rozliczeniowych przez PSE – tłumaczy biuro prasowe Tauronu. Tauron zarządza m.in. Elektrownią Jaworzno.

Również Polska Grupa Energetyczna, do której należy m.in. Elektrownia Opole, ma nadwyżkę mocy ponad to, co wynika z rynku mocy. Spółka deklaruje, że przenosi kontrakty na sprzedaż energii na te jednostki, które są objęte obowiązkiem mocowym, a przechodzą remonty.

Operator ma sporo opcji, co z odbiorcami energii?

PSE mają dziś wiele narzędzi, które pomagają im bilansować system zarówno wtedy, kiedy energii w sieci jest zbyt dużo, jak i wtedy, gdy dostępne rezerwy mocy są niewystarczające, by zabezpieczyć dostawy prądu do wszystkich odbiorców. Najpierw operator korzysta ze standardowych środków, a więc uruchamia wszystkie elektrownie, które pozostają tzw. rezerwie zimnej, i zwiększa do maksimum pracę pracujących już bloków. Włącza też elektrownie wodne szczytowo-pompowe, które stanowią swego rodzaju magazyn energii – przepompowują wodę do wyżej położonego zbiornika (wykorzystując nadmiar energii w sieci), a następnie zrzucają ją do zbiornika niżej położonego, wytwarzając w ten sposób energię elektryczną. 

Gdy te działania nie pomogą przywrócić bezpiecznego poziomu rezerw mocy, operator sięga po kolejne narzędzia. Tu pojawia się rynek mocy, jeśli sytuację niedoboru pracy elektrowni da się wcześniej przewidzieć. W nagłych przypadkach mechanizm ten nie zadziała, bo operator musi ogłosić stan przywołania minimum osiem godzin przed wyznaczoną godziną dostawy. Co ciekawe, pierwotnie ustawa określała czas uruchomienia rynku mocy jako „okres zagrożenia”, ale po uruchomieniu takiego alertu po raz pierwszy w 2022 r. ówczesny rząd stwierdził, że nazwa jest zbyt alarmistyczna. Zdecydował więc na zmianę „okresu zagrożenia” na „okres przywołania” na rynku mocy. To wciąż ten sam mechanizm, ale brzmi teraz mniej groźnie.

Gdy rynek mocy nie pomoże ustabilizować systemu, operator może ogłosić tzw. stopnie zasilania. To opcja ostatniej szansy, by nie doszło do niekontrolowanych wyłączeń sieci i blackoutu. W takiej sytuacji operator ogranicza dostawy prądu do największych odbiorców energii, a więc w pierwszej kolejności zakładów przemysłowych. Ograniczenia nie obejmują natomiast podmiotów wrażliwych, takich jak szpitale, i gospodarstwa domowe. Ostatni raz stopnie zasilania były ogłoszone w sierpniu 2015 r.

Operator zapewnia, że ogłoszony w środę alert nie będzie odczuwalny dla odbiorców energii.

– Okres przywołania na rynku mocy nie ma wpływu na odbiorców indywidualnych i nie pociąga za sobą żadnych utrudnień dla odbiorców energii elektrycznej, z wyjątkiem odbiorców uczestniczących w rynku mocy jako jednostki redukcji zapotrzebowania i posiadających zobowiązania wynikające z zawartych umów – wyjaśnia biuro prasowe PSE.

Skutki trudnej sytuacji bilansowej na rynku mogli już natomiast odczuć przedsiębiorcy, którzy kupują energię elektryczną na giełdzie Kontraktowane we wtorek ceny z dostawą na 6 listopada sięgały w godzinach popołudniowych nawet 2750 zł/MWh. To najwyższe stawki w tym roku.

– Przywołania na rynku mocy mogą powtarzać się w przyszłości. Potrzebujemy przeglądu rynku mocy i dyskusji nad tym, które nowe elektrownie dyspozycyjne budować. Konieczne jest zwiększenie elastyczności systemu, a to można osiągnąć np. dzięki magazynom energii i blokom gazowym. Na razie jednak brakuje wystarczających zachęt do tego, by inwestycje ruszyły na dużą skalę – ocenia Michał Smoleń, kierownik programu energia i klimat w Fundacji Instrat.

Główne wnioski

1. Operator sieci ma możliwość przywołania do pracy elektrownie w sytuacji, gdy rezerwy mocy kurczą się tak bardzo, że w wypadku np. awarii któregoś z bloków bezpieczne dostawy energii będą zagrożone. Z taką sytuacją mieliśmy do czynienia 23 września 2022 r. i teraz – 6 listopada 2024 r.
2. Konieczność ogłoszenia okresu przywołania na rynku mocy wynikła w środę m.in. z wysokiego zapotrzebowania na energię, niskiej prognozowanej pracy farm wiatrowych i remontów dużych bloków węglowych.
3. Okres przywołania na rynku mocy nie ma wpływu na odbiorców indywidualnych i nie pociąga za sobą żadnych utrudnień dla odbiorców energii elektrycznej – zapewniają PSE. Skutkiem trudnej sytuacji w energetyce był natomiast gwałtowny wzrost cen energii na giełdzie.