Czy letnie blackouty powrócą

Deszcz jest potrzebny nie tylko rolnikom, którzy już kolejny rok zmagają się z suszą. Jak kania dżdżu wyglądają go też polskie elektrownie. Upał i niski stan wód rzek mają kilka fatalnych konsekwencji. Nie tylko ograniczają i tak niewielką produkcję energii w hydroelektrowniach, ale przede wszystkim pogarszają warunki pracy tradycyjnych elektrowni węglowych. W wielu z nich pracują wysłużone bloki, chłodzone w tzw. systemie otwartym wodą z pobliskich rzek i jezior. Blisko połowa energii pochodzi z takich elektrowni. Kiedy nadchodzi upał, wody w rzekach ubywa, a na dodatek jest ciepła, nie daje się nią skutecznie chłodzić bloków. Zwłaszcza że przepisy środowiskowe wymagają, by temperatura wody zrzucanej przez elektrownię nie przekraczała 35 st. C. Jeśli woda w rzece już przy pobieraniu jest ciepła, to trudno cokolwiek ochłodzić. To powoduje konieczność ograniczania produkcji prądu i to w chwili, kiedy jest on najbardziej potrzebny. Każdy stopień na skali termometru powyżej 20 st. C oznacza wzrost krajowego zapotrzebowania na energię średnio o 100 MW. A tych megawatów zaczyna nam brakować. Kiedy mamy 35 st. C, w Krajowej Dyspozycji Mocy (KDM) robi się naprawdę gorąco. I to mimo że centrum energetycznego dowodzenia, ulokowane głęboko pod ziemią w podwarszawskim Konstancinie-Jeziornie, jest dobrze klimatyzowane i zabezpieczone przed nagłym wyłączeniem zasilania. Czarny piątek Tak było pod koniec czerwca, gdy nad Polskę napłynął gorący wyż i temperatura zaczęła zbliżać się do 40 st. C. W czwartek 23 czerwca padł rekord: zapotrzebowanie w szczycie rannym osiągnęło 22 630 MW. Nigdy latem Polska nie potrzebowała tyle energii. Wcześniejsze apogeum odnotowane 1 września 2015 r. było o 140 MW niższe. Czwartkowy rekord długo się nie utrzymał. W piątek zapotrzebowanie wzrosło do 22 750 MW. Tymczasem możliwości wytwarzania energii uległy skurczeniu. Bo upał powodował nie tylko kłopoty z chłodzeniem bloków w elektrowniach, ale też redukował możliwości farm wiatrowych. Upalne wyże mają to do siebie, że kiedy słońce praży, wiatr nie chce wiać. Wieje natomiast w nocy i nad ranem, kiedy energia nie jest tak potrzebna. Teoretyczna moc polskich farm wiatrowych to ponad 4 tys. MW, ale na tyle nigdy nie ma szans. Z danych Polskich Sieci Energetycznych, odnotowujących godzinowy rozkład produkcji energii, widać, jak w czarny piątek wiatraki słabły z godziny na godzinę. W środku nocy dawały blisko 2,5 tys. MW, o 7.00 rano 1,3 tys. MW, a o 9.00 tylko 287 MW. W czasie szczytu wieczornego o 19.00 było to zaledwie 166 MW. A w ten piątek liczył się każdy megawat, bo lato to okres, kiedy część bloków w elektrowniach jest wyłączona ze względu na remonty. Po zeszłorocznych doświadczeniach na szczęście plan remontów ograniczono. Dodatkowo upał w sposób naturalny ograniczył produkcję o kilkaset megawatów. W efekcie KDM miała w rezerwie nieco ponad 1 tys. MW, czyli lampka rezerwy była zapalona. Jedna, druga awaria w elektrowni, takiej jak Bełchatów czy Turów, i mamy realną groźbę zapaści systemu energetycznego. Taka zapaść może przybrać postać niekontrolowanej reakcji łańcuchowej, takiej, do jakiej doszło 10 lat temu. Wtedy spora część kraju została pozbawiona prądu. Zaczęło się od upałów, przegrzanej wody i nagłej awarii w elektrowni Ostrołęka i doszło do blackoutu. 20. stopień zasilania Kryzys może mieć także postać w miarę kontrolowaną, taki właśnie Polska przeżywała zeszłego lata, kiedy trzeba było ogłosić 20. stopień zasilania. To pojęcie znały tylko osoby pamiętające czasy PRL, kiedy ograniczenia w dostawach prądu nie były czymś wyjątkowym, ale rutyną. Obejmowały nie tylko zakłady przemysłowe, ale i odbiorców komunalnych. Radio każdego dnia razem z informacjami o pogodzie podawało stopnie zasilania i nie musiało być wcale gorąco, by ogłaszano 20. stopień. Zeszłoroczne sierpniowe załamanie powstało w klasyczny letni sposób: upał, bezwietrzna pogoda plus awaria potężnego bloku o mocy 858 MW w Elektrowni Bełchatów. Efektem był potężny bałagan, który stał się nowym elementem kryzysu. Na tyle poważnego, że konieczne było długotrwałe postępowanie wyjaśniające, którego efektów nie ujawniono do dziś. Podobno z powodu tajemnic, których nie wolno ujawniać. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki musiał wszystkim tłumaczyć, o co z tymi stopniami chodzi. Że służą do określania ograniczeń, jakim podlegają klienci energetyki. Nie dotyczą one jedynie odbiorców domowych oraz instytucji o charakterze strategicznym – służby zdrowia, kolei, lotnisk, ogólnokrajowego radia i telewizji, wojska. Pozostali muszą stosować się do instrukcji i odpowiednio redukować zapotrzebowanie. Stopień 20. pozwala na pobór tylko takiej ilości energii, jaka jest absolutnie konieczna do utrzymania niezbędnych instalacji. Okazało się, że wielu odbiorców nie miało o tym pojęcia, nie wszyscy znali plany ograniczeń i nie dostosowali się do nich. Prezes URE musiał więc stworzyć zespół kryzysowy i postraszyć karami za niesubordynację (do 15 proc. rocznych przychodów). Firmy z kolei zaczęły straszyć roszczeniami, bo ograniczenia w dostawie energii to dla wielu dotkliwe straty. Negawaty nie na straty Tymczasem dla niektórych mogą to być zyski. Od niedawna wielcy odbiorcy energii mogą zawierać kontrakty na negawaty, czyli na dobrowolne ograniczenie poboru energii w chwili, gdy będzie to potrzebne. Firmy, które podpisały takie kontrakty, otrzymują stałe wynagrodzenie, a w zamian, gdy zachodzi taka potrzeba, wyłączają najbardziej energochłonne instalacje. Taki rachunek za negawaty jest później dopisywany wszystkim odbiorcom energii do faktur za prąd. To zarządzanie popytem – choć wygląda na rozpaczliwe ratowanie się przed kryzysem – w sensie ekonomicznym ma głęboki sens. Zamiast budować nowe bloki i trzymać je pod parą, płacąc za gotowość do nagłego dostarczenia prądu w chwili szczytowego zapotrzebowania, lepiej zapłacić za gotowość do ograniczenia zużycia. Podobną metodą można skłaniać domowych odbiorców do wykorzystywania najbardziej energochłonnych urządzeń poza godzinami szczytu. Służą do tego inteligentne liczniki i dynamiczna taryfa, by odbiorca płacił tyle, ile w danej chwili energia kosztuje (na razie popularne są liczniki z taryfą nocną i dzienną). Bo dziś energia nie ma sztywnej ceny. W zależności od dnia i godziny producenci opłacani są inaczej. W szczycie czarnego piątku za 1 megawatogodzinę (MWh) płacono grubo ponad 1 tys. zł (średnia giełdowa cena wynosi ok. 170 zł). Oczywiście końcowi odbiorcy na takie wahania nie są wystawieni, choć w sumie i tak za wszystko muszą zapłacić. Inteligentne sieci i sterowanie popytem, choć bardzo potrzebne, nie uwolnią nas od widma blackoutu. Potrzebujemy nowych bloków, bo stare już się wysłużyły i emitują zbyt wiele CO2 oraz szkodliwych składników spalin. Dużą część musimy w najbliższych latach wyłączyć, bo zobowiązaliśmy się do tego, wchodząc do UE. Trochę odwlekaliśmy ten moment, ale dłużej się nie da. Proces budowania nowych bloków już trwa i budzi masę emocji. Najbardziej gorącym tematem są elektrownie węglowe, których przyszłość stoi pod znakiem zapytania. Nie wiadomo, czy czarna energia będzie tolerowana i ile będzie kosztować. Zwłaszcza że od przyszłego roku mogą wejść nowe, jeszcze bardziej restrykcyjne przepisy środowiskowe. Czy nie okaże się, że bardziej będzie opłacało się kupować energię za granicą? Tym bardziej że już dziś jej cena jest niższa niż w Polsce. Pasożytnicza energia Import energii dodatkowo podnosi temperaturę w polskiej energetyce. Bojąc się perspektywy blackoutu, operator polskiego systemu energetycznego zwrócił się z prośbą do swoich odp