Kiedy węgiel był bogiem. Koniec Dunkelflaute, która przeczołgała polski system

Pierwszego dnia listopada było tak małe zapotrzebowanie na energię elektryczną i tak duża generacja z odnawialnych źródeł energii (OZE), że Polska eksportowała prąd na potęgę. Nadmiar produkcji – jak to zwykle przy wzroście podaży – przełożył się na spadek cen na giełdzie na rynku spot itd. 1 listopada tego roku taniej niż w Polsce było tylko na tak „zazielenionych” rynkach, jak te w państwach nordyckich – poświęciliśmy tej sprawie obszerny materiał: Gdzie po tani prąd w Europie? Do Polski!

Minęło zaledwie pięć dni i sytuacja odwróciła się do góry nogami. OZE zaczęły pracować o wiele słabiej, zwłaszcza wiatraki, zapotrzebowanie rosło ze względu na niższe temperatury w kraju. To gotowy przepis na niedobór mocy – i na szczęście ryzyko jego wystąpienia tylko zamajaczyło nad systemem elektroenergetycznym w kraju.

6 listopada Polskie Sieci Elektroenergetyczne drugi raz w historii ogłosiły przywołanie na rynku mocy. Operator sieci wezwał więc wszystkie jednostki z obowiązkiem mocowym do działania. Widma przerw w dostawach prądu nie było. W końcu po to ogłoszono okres przywołania. Mimo wszystko jest to sygnał do wszystkich: w przyszłości może nie być tak różowo.

Od euforii do agonii

W mniej niż tydzień polski system przeszedł więc z trybu „mamy za dużo energii elektrycznej” do: mogą wystąpić turbulencje i musimy uruchamiać wszystko, co się da, aby się zbilansować. Węglowe i gazowe bloki (stale ich przybywa) poszły w ruch. Na kilkanaście dni węgiel znów zapanował w królestwie elektroenergetyki, przywracając Polskę na pozycję lidera pod względem emisji z sektora. Według danych zbieranych przez ElectricityMaps 6 listopada uśrednione emisje z tego sektora nad Wisłą wynosiły 875g CO₂eq/kWh, najwięcej w Europie. W kolejne dni było odrobinę lepiej, ale Polska nie zeszła z pierwszego miejsca, raz przebijając granicę 900 g CO₂eq/kWh.

Tylko że 6 listopada to był jeden z kilku dni tego miesiąca, gdy nie wiało, a fotowoltaika – co zrozumiałe o tej porze roku – pracuje o wiele mniej efektywnie i krócej. Przez kilka dni mieliśmy do czynienia z Dunkelflaute, suszą pogodową, kiedy właśnie panele i wiatraki nie pomogą. Oczywiście wszystko to przełożyło się na ceny prądu na rynku spot – poszybowały w górę. Na rynku bilansującym działy się – dosłownie – cuda. Jednego dnia dzienne ceny potrafiły sięgać nawet 2700 zł/MWh w szczycie.

Pod względem wietrzności było tak źle, że można było natrafić na momenty, gdy farmy wiatrowe w całym kraju pracowały z mocą około 19 MW (to dane chwilowe z podstawowej mapy PSE). Tymczasem mocy zainstalowanej w energetyce wiatrowej jest ponad 10 000 MW.

Poniższa infografika pokazuje okres 1-17 listopada tego roku pod względem generacji z OZE i zapotrzebowania. Można śmiało zakładać, że w momencie, gdy w systemie było dużo OZE (kolor niebieski i żółty) ceny energii elektrycznej były niższe, a dodatkowo – Polska eksportowała prąd. W odwrotnej sytuacji, podczas Dunkelflaute, czyli od 4 do 13-14 listopada, na giełdzie było drożej, a do Polski płynęło więcej prądu od sąsiadów (relacja import/eksport jest zaznaczona kolorem zielonym). Przestrzeń między linią wyznaczającą zapotrzebowanie a generacją z wiatraków, PV i importem, „pustkę” wypełniały w tym czasie bloki gazowe, a przede wszystkim – węglowe.

Wszystkie lekcje z listopada

W ciągu ostatnich kilku dni pojawiło się tyle opinii na temat tych wydarzeń, ale i recept, które mają uleczyć polską energetykę, że pozostaje tylko usystematyzować to, co już powiedziano. I co z tego to nie do końca prawda.

Czy odnawialna energetyka pociągnęła w dół system? Tak i nie ma w tym nic dziwnego. To nie pierwszy raz, kiedy nie dostarczyła tyle mocy, ile hipotetycznie by mogła. Taka jest jednak specyfika OZE i zawsze należy mieć to na uwadze. Nikt nie ukrywał, że trzeba będzie ją bilansować, a w przypadku Polski będą to robić źródła gazowe i węglowe.

Oceniając pracę OZE, należy mieć na uwadze jeszcze dwie rzeczy. Po pierwsze: jeśli u nas nie wieje i nie świeci, nie inaczej jest u sąsiadów Polski i wszyscy na rynku szukają mocy. W takich momentach trudno bazować na imporcie, bo po prostu nie ma skąd i od kogo brać energii elektrycznej.

Po drugie: zbawienne nie będą w takiej sytuacji także magazyny energii. Owszem, pomogą przez jakiś czas, ale wystarczy spojrzeć na dołączoną wcześniej infografikę, aby coś sobie uzmysłowić. Magazyny nie będą miały jak i z czego się naładować, jeśli będzie susza pogodowa. Chyba że ich pojemność w skali kraju byłaby liczona w terawatogodzinach, a nie jak teraz, w gigawatogodzinach. Z czego zaledwie 138 MWh (dane PIME z końca 2023 r.) to pojemność magazynów bateryjnych, resztę zapewniają elektrownie szczytowo-pompowe.

Błędnym wnioskiem po ostatnich kilkunastu dniach jest założenie, że nic takiego by się nie wydarzyło, gdyby polska energetyka była oparta tylko i wyłącznie na węglu czy węglu innych sterowalnych źródłach. „Dołek” mocowy z 6 listopada napędziły nie tylko OZE. Zrobiła to także konwencjonalna energetyka, wiele bloków było odstawionych, w tym nowe jednostki w Jaworznie czy Turowie. Gdyby one były wtedy dostępne – PSE nie musiałyby ogłaszać przywołania.

W dodatku wysokie ceny energii elektrycznej nie są napędzane wyłącznie przez koszty bilansowania niedoborów mocy w szczytach zapotrzebowania (porannym i wieczornym, kiedy fotowoltaika nie produkuje prądu). Jak wynika z wyliczeń m.in. Forum Energii, wydobycie tony węgla w Polsce kosztuje średnio około 824 zł (dane za sierpień). Ta tona węgla jest potem sprzedawana za ok. 476 zł (indeks PSCMI 1 ARP). Matematyka jest w tym wypadku zabójcza: może i mamy względnie sprawne bloki węglowe, ale ich koszty operacyjne rosną. Z roku na rok będzie trudniej je finansować, ze względu na wygasające wsparcie w ramach rynku mocy.

„Wejście” do systemu bardziej kosztownych jednostek, gazowych i węglowych, zawsze podbija ceny, także bilansujące. Jednocześnie – bez rynku mocy takie bloki by się nie utrzymały tylko na rynku energii. Chyba że chcemy zobaczyć prawdziwie wystrzelone w kosmos ceny. W przyszłości konieczne będzie nie tylko zreformowanie rynku mocy, ale i jak najszybsze wybudowanie źródeł dyspozycyjnych, które będą pracować raptem przez kilkaset godzin w roku.

Fatalne prognozy i co robić

To dlatego na niedawnej konferencji Forum Energii zastanawiano się, jak rozwiązać problem niedoborów mocy. – Jesteśmy świadomi, że rynek mocy jest konieczny, nie tylko do wsparcia, ale i utrzymania mocy. Oprócz tego być może będzie potrzebny awaryjny instrument w postaci mechanizmu budowy nowych mocy gazowych – mówił Grzegorz Onichimowski, prezes PSE.

Z wypowiedzi Onichimowskiego wynika natomiast, że nie tylko trzeba się pospieszyć z decyzjami, to jeszcze bez dalszych ingerencji się nie obejdzie. – Mamy konieczność wybudowania nowych źródeł dyspozycyjnych i to o wiele szybciej niż zakłada to aktualna wersja Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK - red.). (…). Moce, wykorzystywane w ten sposób, w jaki są wykorzystywane w tej chwili, to prawdopodobnie ich śmierć techniczna nastąpi wcześniej, niż nam się dzisiaj wydaje. Chociaż pewnie część bloków może jeszcze popracować parę lat – skwitował.

W 2021 roku wyliczano, że średni wiek elektrowni węglowych w Polsce to 47 lat. Jak podsumowywano wówczas w „Tygodniku Gospodarczym Polskiego Instytutu Ekonomicznego”, to jednak tylko i aż średnia. „Elektrownie, które zostały wybudowane ponad 50 lat temu, odpowiadają za ok. 30 proc. zainstalowanej mocy. Największy udział w rynku mocy mają elektrownie, które powstały w latach 1971-1980” – wskazywał PIE.

Wniosek jest taki, że mocy ubywać nie będzie dlatego, że tak chce Bruksela (a i taka narracja jest serwowana), a po prostu: są leciwe i nie potrafią współpracować aż tak dobrze w zmieniającym się systemie. Węglówki sprzed kilku dekad miały pracować w tzw. podstawie, czyli z określoną mocą, cały czas, bez przerwy. Teraz gdy do sieci wprowadzana jest energia elektryczna z OZE, generacja z bloków węglowych jest zmniejszana i zwiększana, co też wpływa na ich sprawność w dłuższym okresie.

Prowadzi to do smutnego paradoksu: polskie starsze bloki węglowe są coraz mniej efektywne, ale będą potrzebne jak nigdy. Lata zapóźnień w inwestycjach w dyspozycyjne źródła i brak długofalowego planowania właśnie dają o sobie znać.