W piątek, tuż przed nawałnicą, energetycy odnotowali drugie najwyższe w historii Polski zapotrzebowanie na moc latem. Ze względu na temperaturę wody w Wiśle produkcję musiała ograniczyć największa w UE elektrownia na węgiel kamienny. Ceny prądu poszybowały blisko maksimum, a firmy, które jej nie zakontraktowały wcześniej, tylko w ciągu dwóch godzin wydały na nią ponad 2 mln zł. Chociaż temperatury powietrza spadają, to w krajowej energetyce dopiero zaczyna się robić gorąco.
Energetycy nie mają lekko nawet w obchodzony w poniedziałek Dzień Energetyka. Brygady terenowe ciężko pracują w terenie nad usuwaniem masowych awarii po przejściu nawałnicy nad północną Polską. Podobnie wielu z nich spędzało swoje święto w ubiegłym roku. Z kolei dwa lata wcześniej energetykom przyszło przełykać gorycz porażki po tym, jak operator systemu przesyłowego musiał wprowadzić 20 stopień zasilania na terenie całego kraju, aby zapobiec blackoutowi.
Tego lata mocy w systemie nie brakowało. Większe możliwości importu, mniejsza liczba remontów w elektrowniach węglowych i nieznacznie więcej mocy w energetyce odnawialnej sprawiły, że spaliśmy spokojnie. Aż do piątku. Fala upałów sprawiła, że zapotrzebowanie odbiorców podskoczyło blisko historycznego rekordu i wyniosło 22990 MW.
Tymczasem największa polska elektrownia opalana węglem kamiennym musiała ograniczyć wytwarzanie. Elektrownia Kozienice zmniejszyła produkcję ze wszystkich bloków z powodu zbyt wysokiej temperatury Wisły i zbyt małej ilości wody w rzece. Chłodzenie wszystkich bloków pracujących na pełnych obrotach doprowadziłoby bowiem do podgrzania rzeki ponad dopuszczalny poziom 25 st. Celsjusza. Łączne ubytki w produkcji prądu w Kozienicach wyniosły w piątek 500 MW w stosunku do nieco ponad 1800 MW mocy zainstalowanej.
Do tego doszła seria awarii w Elektrowni Rybnik i awaria w Bełchatowie, a po południu kolejna. Do remontów trafiły ponadto trzy z pięciu największych bloków energetycznych. Łącznie w piątek brakowało niemal 5,8 GW mocy w elektrowniach i elektrociepłowniach sterowanych z podwarszawskiej Krajowej Dyspozycji Mocy. Tymczasem farmy wiatrowe generowały od 2 GW do zaledwie 0,2 GW. Najmniej w środku dnia, a więc w szczycie zapotrzebowania odbiorców.
Ceny podskoczyły dziesięciokrotnie
To wystarczyło, aby ceny energii na Rynku Bilansującym podskoczyły o godzinie 13 do niemal 1,5 tys. zł za megawatogodzinę i utrzymały się jeszcze o godzinie 14 na poziomie 1,3 tys. zł za megawatogodzinę. To dziesięć razy więcej niż za energię płacono rano. Spółki energetyczne i przemysł, który nie zakontraktował wcześniej wystarczającej ilości energii, tylko w ciągu tych dwóch godzin musiały wydać na zakup prądu ponad 2 mln zł. Skorzystali ci, którzy przewidzieli trudną sytuację, bo na równoległym rynku na Towarowej Giełdzie Energii dostawy energii w piątkowym szczycie zapotrzebowania można było zakontraktować odpowiednio po ok. 460 i 380 zł za megawatogodzinę - a więc o dwie trzecie taniej.
Tak zwana rezerwa wirująca, a więc moc bloków węglowych czekających w gotowości na wypadek nagłych awarii, skurczyła się w piątek do mało komfortowego dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych poziomu 647 MW, chociaż łączna rezerwa była jeszcze pięciokrotnie wyższa. Wzrósł za to import. Energię kupowaliśmy właściwie ze wszystkich kierunków. W szczycie było to ponad 1,1 GW dodatkowej mocy.
Co dalej?
Na razie sytuacja jest spokojna. Z powodu długiego weekendu i ochłodzenia zapotrzebowanie odbiorców wyraźnie spadło. Dopiero pod koniec tygodnia temperatura ponownie się podniesie, a do planowanych remontów trafi jeszcze więcej bloków węglowych. Sytuacja ponownie może się pogorszyć, chociaż nic nie wskazuje na to, by potrzebne było wprowadzanie ograniczeń w dostawach energii.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne od niedawna dysponują dodatkową mocą tzw. negawatów, a więc możliwości ograniczenia zapotrzebowania na moc u wybranych odbiorców przemysłowych, którzy otrzymają za to wynagrodzenie. To dodatkowe zabezpieczenie na wypadek, gdyby ocieplenie pod koniec tygodnia okazało się wyższe, niż zakładają aktualne prognozy.
