Kolejny trudny dzień przeżywała energetyka w czwartek 24 listopada br. Polska importowała tego dnia w ramach międzyoperatorskiej pomocy systemowej nawet 2,4 GWh. To efekt wydłużającego się o kolejne dni remontu kapitalnego największego bloku energetycznego w kraju w Kozienicach, ale i bardzo niskiej wietrzności.
Obawy o dostępność energii każdego roku w Polsce rosną w związku z rosnącymi liczbami remontów i przestojów bloków energetycznych. Jak wynika z danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) ubytki mocy w elektrowniach krajowych wynosiły w 2021 r. 23,3 GW, zaś rok wcześniej było to w skali całego 2020 r. 16,5 GW. Przekłada się to na rosnącą potrzebę importu energii w ramach międzyoperatorskiej wymiany międzysystemowej w dni, w które rezerwa mocy w polskim systemie kurczy się poniżej 9 proc. Koszty tych dostaw jeszcze w 2020 r. wynosiły ponad 9 mln zł, w 2021 r. już 62 mln zł. W tym roku koszty mogą być większe. Operator jednak uspokaja: jego stosowanie nie jest niczym niezwykłym, ale nie jest to środek, z którego zawsze można korzystać. „To zależy od dostępności rezerw mocy u naszych sąsiadów, a cała Europa mierzy się z napiętą sytuacją bilansową” – tłumaczy nam biuro prasowe PSE. W ostatnich tygodniach najtrudniejsze dla polskiego systemu energetycznego są poniedziałki. I tak, 14 listopada br. Polacy posiłkując się pomocą operatorską z Czech i Słowacji importowali 1,6 GWh energii, zaś 21 listopada br. Polacy skorzystali z pomocy rzędu 900 MWh oferowanej przez Słowaków i Szwedów.
Czytaj więcej
Kopalnie należące do Polskiej Grupy Górniczej chcą pod koniec roku zwiększyć wydobycie węgla nawet 1 mln ton. Jednocześnie PGG szykuje się do wypłaty kolejnej transzy tzw. rekompensaty inflacyjnej.
W czwartek 24 listopada, w efekcie wydłużającego się remontu bloku energetycznego w Kozienicach (blok węglowy 1075 MW) oraz bardzo niskiej wietrzności, w godzinach od 10.00 do 18.00, Polskie Sieci Elektroenergetyczne skorzystały z Międzyoperatorskiej Wymiany Międzysystemowej (pomoc sąsiednich operatorów energetycznych) i zaimportowały z Czech i Słowacji już 2,4 GWh energii. Chodziło o odbudowanie rezerwy, o której mowa wyżej. Na problemy z wydłużającymi się remontami bloków węglowych nałożyła się znikoma wręcz produkcja energii z wiatru. Od początku samej doby 24 listopada br. moc, z jaką produkowano energię z wiatru wynosiła ledwie 300 MW. W ciągu dnia spadła i o godz. 14.00 farmy pracowały z mocą ledwie 29 MW. To ułamek z całej dostępnej mocy zainstalowanej w energetyce wiatrowej, która wynosi 9 GW.
„Od wczoraj mamy w Polsce Dunkelflaute, czyli długotrwały brak wiatru. Od rana 24.11 generacja z 9000 MW mocy farm wynosiła 30-50 MW. Niska wietrzność utrzyma się aż do 27.11.Przez duże zachmurzenie i porę roku w ciągu dnia niewielka jest także gen. z PV. System pracuje stabilnie” – informują Polskie Sieci Elektroenergetyczne.
Skala problemu powinna być mniejsza od niedzieli 27 listopada kiedy po remoncie generalnym do sieci zostaną na nowo podłączone największa elektrownia węglowa w Polsce – Kozienice (blok 11 o mocy 1075 MW). Enea, właściciel jednostki, informował, że zakończenie remontu zostanie wydłużone o 2-3 dni. Pierwotnie miał się on zakończyć 18 listopada. Następnie termin ten przełożono na 27 listopada. Jednak ostatnia informacja – jak wynika z raportu Enei – wskazuje, że blok ruszy do pełnej pracy dopiero 30 listopada br. „Opóźnienie w uruchomieniu bloku nr 11 po remoncie kapitalnym wynikało z nieszczelności na uszczelniaczu generatora, które zostało usunięte przez firmę zewnętrzną (Mitsubishi red.). Umożliwiło to rozpoczęcie procedur związanych z uruchomieniem bloku” – tłumaczy nam opóźnienie w powrocie do pracy bloku rzecznik prasowy Enei Wytwarzanie Piotr Kutkowski. Wraz ze spadkiem produkcji z wiatru, przełoży się na zwiększenie napięcia w systemie energetycznym.
W okresie niskich temperatur musimy jednak pamiętać, że spadek temperatury wpływa także na wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną i moc. „By je zaspokoić, jednostki wytwórcze muszą pracować ze zwiększoną mocą. Cały czas konieczne jest również zapewnienie odpowiedniego poziomu rezerwy, niezbędnej do reagowania na sytuacje nagłe, np. awarie jednostek wytwórczych. Jeżeli zapotrzebowanie jest bardzo wysokie, utrzymanie odpowiedniej rezerwy staje się trudniejsze niż w okresach z niskim zapotrzebowaniem. W takich sytuacjach operator może korzystać jednak z odpowiednich narzędzi, w tym m.in. rynku mocy” – tłumaczy operator systemu przesyłowego.
