Co do zasady, przy planowaniu na kolejną dobę operator systemu przesyłowego dąży do zapewnienia 9-proc. nadwyżki dostępnych mocy ponad prognozowane zapotrzebowanie. W ciągu dnia rezerwa nie powinna spaść poniżej poziomu mocy, z którą w danej chwili pracuje największy blok w systemie. PSE mają narzędzia, pozwalające bronić się przed zjawiskiem kurczącej się rezerwy. Poza awaryjnym importem energii jest także mechanizm rynku mocy. W ramach tego narzędzia PSE przywołują w chwili zagrożenia do świadczenia pracy wszystkie bloki, które taką umowę mocową mają. W przypadku 19 sierpnia nie było możliwości ogłoszenia okresu przywołania, ponieważ dostępne rezerwy zmniejszyły się dopiero po południu.
Poziom rezerwy zależy przede wszystkim od dostępnych zasobów wytwórczych (w polskich realiach przede wszystkim elektrowni węglowych i w mniejszym stopniu gazowych) – spodziewanej generacji źródeł odnawialnych oraz dostępności mocy bloków konwencjonalnych – a także salda wymiany międzysystemowej, odniesionych do wysokości prognozowanego zapotrzebowania.
Kurcząca się rezerwa mocy do produkcji energii elektrycznej w godzinach wieczornych znalazła swoje odzwierciedlenie w cenach giełdowych na TGE na dzień następny (Ceny spotowe). O godz. 21 19 sierpnia osiągnęły one cenę 1430 zł za MWh na pierwszym Fixingu.
Bloki węglowe zawodzą
Przyczyną spadku rezerwy była niedyspozycyjność bloków węglowych. Polska Grupa Energetyczna informuje nas, że feralnego 19 sierpnia br. postoje awaryjne miały bloki: nr 11 w Elektrowni Bełchatów – moc zainstalowana: 390 MW, nr 8 w Elektrowni Opole – moc zainstalowana: 232 MW. – Postój w Elektrowni Bełchatów wynikał z nieszczelności wewnątrz kotła i trwał od 18 sierpnia do 20 sierpnia. Z kolei w Elektrowni Opole postój wynikał z nieszczelności kolektora wylotowego na wodzie chłodzącej i trwał od 19 sierpnia do 21 sierpnia. Jak wynika z naszych rozmów z menedżerami firm energetycznych, problem braku mocy może w kolejnych latach być nieco mniejszy dzięki oddawanym do użytku nowym blokom gazowym, jak PGE w Dolnej Odrze, planowanej elektrowni gazowej w Rybniku oraz zbliżającym się ku końcowi pracom nad budową elektrowni gazowych w Ostrołęce i Grudziądzu. Niemniej jednak uważają, że mechanizm rynku mocy jest konieczny do utrzymania. Najważniejszą kwestią, która będzie zapewne przedmiotem ożywionej debaty podczas planowanego finału przeglądu obecnego mechanizmu rynku mocy, stanie się zmniejszenie okresu przywołania rynku mocy. Jak wspomnieliśmy, obecnie to minimum osiem godzin od spodziewanych problemów. Jednak operator nie mógł 19 sierpnia z tego mechanizmu skorzystać, bo awaria zdarzyła się znacznie później. Menedżerowie niektórych firm sugerują konieczność skrócenia tego okresu. – Być może warto rozważyć dwa mechanizmy. Rynek mocy dla elektrowni, które potrzebują minimum ośmiu godzin na przygotowanie się do pracy (tak jak jest to teraz) oraz pojawienie nowej opcji dla bloków, które są w stanie uruchomić się znacznie szybciej niż osiem godzin. Takie oferty mogłyby być lepiej wynagradzane za swoją szybkość – słyszymy od jednego z menedżerów. Być może i w tę stronę będą podążać propozycje PSE. – Wiele rzeczy trzeba zmienić w rynku mocy, także tę (czas przywołania: osiem godz. – red.). Rynek mocy powinien wspierać tylko elastyczne źródła, w szczególności kogenerację z magazynami ciepła oraz typowe źródła szczytowe – napisał na portalu „X” prezes PSE Grzegorz Onichimowski.
