Awarie elektrowni węglowych i niska generacja OZE windują ceny energii

Jak wynika z analizy Bartłomieja Sawickiego opublikowanej w „Rzeczpospolitej”, ceny energii na Towarowej Giełdzie Energii osiągają poziomy nienotowane od wielu miesięcy. W poniedziałek 2 listopada stawka za energię z dostawą na kolejny dzień (kontrakt TGE base) zbliżyła się do 1500 zł/MWh. Jeszcze we wrześniu notowania przekraczały 500 zł/MWh, natomiast początek listopada przyniósł już ceny powyżej 1000 zł/MWh. Dla porównania, tegoroczna taryfa za samą energię elektryczną wynosi około 495 zł/MWh.

Drogi gaz i niska generacja OZE napędzają wzrost

Na sytuację wpływa kilka czynników. Oprócz wysokich cen gazu, związanych z zakłóceniami dostaw LNG z Kataru w następstwie konfliktu w Zatoce Perskiej, coraz większym problemem jest sezonowy spadek produkcji energii ze źródeł odnawialnych. Jesienią, szczególnie pod koniec października i w listopadzie, fotowoltaika produkuje znacznie mniej energii, a okresy bezwietrznej pogody ograniczają generację z turbin wiatrowych. Zjawisko to określane jest mianem jesiennej suszy pogodowej.

W takich warunkach większa odpowiedzialność za pokrycie zapotrzebowania spada na elektrownie konwencjonalne, przede wszystkim węglowe. Problem w tym, że część z nich nie jest obecnie w stanie pracować z pełną dostępnością.

Około 10 GW mocy poza systemem

Skala niedostępności jednostek wytwórczych jest znacząca. Zestawienie danych spółek energetycznych przytoczone przez „Rzeczpospolitą” pokazuje skalę problemu. Okazuje się, że 3 listopada ubytki mocy w elektrowniach konwencjonalnych wynosiły około 10 GW. Przyczyną są zarówno planowane prace remontowe, jak i nieprzewidziane awarie oraz ograniczenia eksploatacyjne.

Problemy dotyczą kilku dużych jednostek wytwórczych w kraju. W Elektrowni Bełchatów remontowany jest m.in. blok B14 o mocy 781 MW. Z kolei w Elektrowni Opole trzy z sześciu bloków przechodzą planowane prace remontowe, które mają zakończyć się do końca listopada. Dodatkowe obawy budzą nieplanowane ograniczenia dostępnej mocy dwóch nowszych jednostek – bloków B5 i B6.

W Elektrociepłowni Żerań należącej do Orlenu przedłuża się awaryjny remont bloku o mocy 488 MW. Z kolei w Elektrowni Połaniec dwa bloki pozostają poza normalną pracą.

Niepokojące są też problemy jednostek, które niedawno zakończyły remonty. Chodzi przede wszystkim o blok B11 w Kozienicach o mocy 1075 MW oraz blok o mocy 910 MW w Jaworznie. Obie jednostki miały istotne znaczenie dla krajowego bilansu mocy w okresie ograniczonej produkcji z OZE.

Problemy największych bloków

Największy blok węglowy w Polsce, B11 w Elektrowni Kozienice należącej do Enei, został wyłączony z eksploatacji 22 października. Przerwa w pracy trwała do 3 listopada, a jej przyczyną było wykrycie nieszczelności w układzie ciśnieniowym kotła.

Jak wyjaśnia spółka, obecnie prowadzona jest szczegółowa ocena zakresu koniecznych prac naprawczych. Dopiero po jej zakończeniu będzie można określić przewidywany termin ponownego uruchomienia jednostki. Według „Rzeczpospolitej” sytuacja jest o tyle istotna, że blok przeszedł remont kapitalny między 4 lipca a 13 września 2026 r. Enea zapewnia, że bezpośrednio po zakończeniu remontu jednostka pracowała stabilnie i bez zakłóceń.

W przypadku Elektrowni Połaniec blok nr 7 pozostaje wyłączony z powodu zaplanowanych prac remontowych. Z kolei ograniczenie pracy bloku nr 5 wynika z aktualnych warunków eksploatacyjnych.

Wątpliwości dotyczą również dyspozycyjności bloku 910 MW w Jaworznie, należącego do Taurona. Jak opisuje „Rzeczpospolita”, jednostka, mimo zakończonego remontu kapitalnego, pracowała z mocą ograniczoną do około 50 proc. swoich możliwości.

Spółka tłumaczy, że prowadzone są obecnie prace związane ze strojeniem i optymalizacją urządzeń oraz układów technologicznych. Obejmują one również pomiary mające potwierdzić prawidłowe działanie poszczególnych instalacji i ich współpracę z pozostałymi elementami bloku.

Jak wskazuje Tauron, realizacja tych działań wymaga okresowego utrzymywania jednostki na określonym poziomie mocy lub czasowego ograniczania jej dostępności. Spółka zakładała zakończenie tego etapu na początku listopada.

Kolejnym przypadkiem jest blok o mocy 430 MW w Elektrowni Łagisza. Jednostka pozostaje wyłączona od końca września w następstwie pożaru, a jej ponowne uruchomienie przewidywane jest dopiero na początku 2027 r. Tauron powołał komisję, która prowadzi analizy techniczne dotyczące stanu bloku. Spółka nie ujawnia na razie przyczyn pożaru.

PSE: napięty bilans do połowy grudnia

W opisywanej przez „Rzeczpospolitą” sytuacji szczególne znaczenie ma kurcząca się rezerwa mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym. Dane Polskich Sieci Elektroenergetycznych wskazują, że 2 listopada przed godziną 12 spadła ona poniżej 1 GW

To poziom, który zwraca uwagę operatora, ponieważ dostępność odpowiedniej rezerwy jest jednym z warunków bezpiecznego funkcjonowania systemu. Każde dodatkowe wyłączenie jednostki wytwórczej zmniejsza możliwości bilansowania produkcji i zapotrzebowania na energię.

Rzecznik PSE Maciej Wapiński zwraca uwagę, że sytuacja zależy nie tylko od dostępności elektrowni, lecz także od warunków pogodowych, które wpływają zarówno na poziom zapotrzebowania na energię, jak i wielkość generacji z OZE.

Według aktualnych analiz operatora napięty bilans mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym może utrzymywać się do połowy grudnia 2026 r.

PSE podkreśla jednak, że dysponuje instrumentami pozwalającymi reagować na pogarszającą się sytuację. Wśród nich znajdują się m.in. okres przywołania na rynku mocy, awaryjna pomoc międzyoperatorska oraz usługa generacji wymuszonej. W skrajnym przypadku operator może również wprowadzić ograniczenia w dostawach i poborze energii elektrycznej, czyli tzw. stopnie zasilania.

Na razie PSE nie przewiduje konieczności zastosowania tego ostatniego rozwiązania. Operator zapewnia, że dostępne mechanizmy powinny pozwolić na utrzymanie bezpiecznej pracy systemu mimo ograniczonej dyspozycyjności części krajowych elektrowni.