Tego lata znaczne obszary Europy doświadczyły suszy, co doprowadziło do historycznie niskich poziomów wody w wielu rzekach. Ta sytuacja bezpośrednio wpłynęła na zdolności chłodzenia elektrowni, powodując redukcje produkcji energii, wzrost cen na rynkach spot oraz interwencje operatorów systemów przesyłowych, również w Polsce.
Wpływ suszy na elektrownie jądrowe nad Dunajem
Jednym z najbardziej dotkliwych przykładów jest Dunaj, gdzie niski stan wody znacząco ograniczył pracę elektrowni jądrowych. Węgierska elektrownia Paks, odpowiedzialna za wytwarzanie połowy energii zużywanej na Węgrzech, została praktycznie unieruchomiona. Rumuńska elektrownia Cernavoda, zaspokajająca jedną piątą krajowego zapotrzebowania, zredukowała swoją generację o połowę.
Drastyczne ograniczenie produkcji w tych obiektach zmusiło oba kraje do intensywnego importu energii elektrycznej, co przełożyło się na znaczący wzrost cen na rynkach spot. Skutki tej sytuacji były odczuwalne nawet w Polsce. 4 i 5 sierpnia w godzinach szczytu wieczornego, około 19:00, ceny energii elektrycznej w Polsce przekroczyły 2000 zł za MWh.
Redukcja mocy w polskich elektrowniach nad Wisłą
W Polsce, podobnie jak w innych krajach regionu, niski poziom wody w Wiśle to zjawisko, które występuje regularnie od kilku lat, wskazując na postępującą suszę hydrologiczną. Niska woda w rzece stwarza problemy dla elektrowni w Połańcu i Kozienicach. W takich warunkach woda zrzucana z otwartych systemów chłodzących okazuje się zbyt ciepła. Aby nie przekroczyć temperatury 35°C w tzw. dalekim zrzucie i chronić życie wodne, elektrownie muszą redukować produkcję.
W efekcie, oba obiekty musiały zmniejszyć generację, ograniczając dostarczaną do systemu moc łącznie o ponad 1 GW. Sytuacja ta nie była niespodzianką, lecz była do przewidzenia.
Konsekwencje ekonomiczne i interwencja operatora
Dla polskiego systemu energetycznego, ubytek około 5% zapotrzebowania w szczycie (poniżej jednej dwudziestej) nie stanowiłby zazwyczaj dużego problemu, dzięki rezerwom i zdolnościom importowym. Jednak w połączeniu z prawami natury zadziałały prawa ekonomii. Intensywny import energii przez Węgry i Rumunię podbił ceny w wymianie transgranicznej, czyniąc import dla Polski bardzo kosztownym, zwłaszcza w wieczornych szczytach.
Wtorek 4 sierpnia okazał się szczególnie trudny. Rynek dnia następnego wycenił energię w wieczornym szczycie w Polsce na ponad 420 euro za MWh. Jednocześnie u sąsiadów ceny były jeszcze wyższe, co sprawiało, że eksport energii z Polski był bardziej opłacalny niż jej import.
W rezultacie, polski rynek miał co prawda zakontraktowaną energię na pokrycie zużycia, ale brakowało jej na utrzymanie bezpiecznego poziomu rezerwy operacyjnej. Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) ogłosiły więc przywołanie na rynku mocy na dwie wieczorne godziny.
Rola OZE i DSR w stabilizacji systemu
Operacja przywołania mocy przebiegła sprawnie. Wstępne dane z PSE wskazują na efektywne działanie jednostek DSR (Demand Side Response), czyli ograniczenia poboru energii przez firmy na żądanie operatora. Dokładnie o godzinie 17:00 z systemu zniknęło około 2 GW po stronie poboru. Prawdopodobnie dodatkowe moce dostarczyły także elektrownie konwencjonalne, dzięki czemu okres przywołania minął bez zakłóceń.
Było to czwarte przywołanie na rynku mocy od początku jego funkcjonowania pięć i pół roku temu, a zarazem drugie tego lata. Pierwsze miało miejsce 30 czerwca w podobnych warunkach, gdy wysokie ceny u sąsiadów również sprzyjały eksportowi polskiej energii.
Dzień później, 5 sierpnia, sytuacja się nie powtórzyła. Ceny na rynku dnia następnego, zwłaszcza w Niemczech, okazały się sprzyjające importowi. Polska zaimportowała ponad 3,5 GW w godzinach największego obciążenia w wieczornym szczycie, o gigawat więcej niż poprzedniego dnia, co pozwoliło uniknąć kolejnego przywołania.
Lekcja z przeszłości i perspektywy
W kolejnych dniach prognozowane są niższe temperatury, co powinno przynieść ochłodzenie Wisły i umożliwić elektrowniom w Połańcu i Kozienicach zwiększenie produkcji. Ceny importu również wyglądają zachęcająco, co ułatwi uzupełnianie ewentualnych niedoborów.
Systemy energetyczne krajów regionu przeszły poważną lekcję odporności, a interkonektory udowodniły swoją przydatność. Sytuacja przypomina sierpień 2015 roku, kiedy to po raz pierwszy od upadku komunizmu ogłoszono stopnie zasilania w Polsce, również z powodu fali upałów i suszy.
W 2015 roku Polska dysponowała mniej niż 30 MW mocy z fotowoltaiki. Obecnie jest to około 1000 razy więcej, co oznacza około 30 GW. W środku dnia to właśnie energia słoneczna jest największym źródłem energii, a farmy PV nie potrzebują wody do działania. Mimo to, problem zbyt ciepłej wody w rzekach, określanej jako „zupa rybna”, nadal pozostaje aktualny w kontekście konwencjonalnych źródeł.
Opracowano na podstawie informacji rynkowych: HVAC / branża ogólna. Inspiracja źródłowa: WysokieNapiecie.pl.
