PSE interweniuje z powodu braku mocy. Brakuje rezerwy do produkcji prądu

Z tego artykułu dowiesz się:

• Czym jest mechanizm rynku mocy i dlaczego jego uruchomienie jest kluczowe dla bezpieczeństwa energetycznego kraju.
• Z jakich powodów rezerwa mocy w systemie spadła do krytycznego poziomu i jaką rolę odegrała w tym tzw. „susza pogodowa”.
• Dlaczego „okres przywołania” nie jest równoznaczny z wprowadzeniem stopni zasilania i ograniczeniami dla odbiorców.
• W jaki sposób niedobory mocy wytwórczych przekładają się na ceny energii na rynku hurtowym oraz nasze rachunki.

Ogłoszenie okresów przywołania na rynku mocy oznacza, że wszystkie podmioty, które są objęte obowiązkami mocowymi wynikającymi z umów zawartych na rynku mocy, muszą je zrealizować, czyli we wskazanym okresie dostarczyć odpowiednią moc do systemu. – Wytwórcy muszą ją przedstawić do dyspozycji operatora albo wprowadzić do sieci (w zależności od typu jednostki wytwórczej), a odbiorcy objęci umowami mocowymi muszą zredukować swoje zapotrzebowanie – informują PSE. To trzecia taka sytuacja, odkąd istnieje mechanizm rynku mocy. Ostatnim razem miało to miejsce 6 listopada 2024 r. Ustawa o rynku mocy została uchwalona pod koniec 2017 r.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne ogłosiły przywołania na rynku mocy. Co to oznacza dla systemu energetycznego?

Ogłoszenie okresów przywołania na rynku mocy wynika z faktu, iż dostępna dla operatora nadwyżka mocy wytwórczych (ponad zapotrzebowanie odbiorców) była istotnie niższa niż wymagane dla bezpieczeństwa pracy systemu 9 proc.

Praca systemu elektroenergetycznego jest planowana w taki sposób, by operator zawsze dysponował odpowiednią rezerwą mocy. Jest ona niezbędna, by możliwe było zaspokojenie zapotrzebowania, gdy np. dojdzie do awarii jednostek wytwórczych, generacja ze źródeł odnawialnych będzie mniejsza od planowanej lub zapotrzebowanie będzie większe od prognozowanego. Jeżeli odpowiednia rezerwa nie jest zachowana, konieczne jest wykorzystanie różnych narzędzi, którymi dysponuje operator. Są to m.in. zmiany grafiku remontów, polecenie zwiększenia generacji, praca elektrowni w przeciążeniu czy wykorzystanie elektrowni szczytowo-pompowych. – Okresu przywołania na rynku mocy nie należy mylić ze stopniami zasilania – to dwa osobne mechanizmy. Stopnie zasilania, czyli ograniczenia w poborze i dostarczaniu energii elektrycznej, są „środkiem ostatniej szansy” – wyjaśnia operator.

Uczestnicy rynku mocy otrzymują wynagrodzenie za pozostawanie w gotowości i realizację swoich obowiązków mocowych, gdy operator tego zażąda. Każdy z nas płaci za to w rachunku za energię pod postacią tzw. opłaty mocowej.

Okres przywołania na rynku mocy musi być ogłoszony najpóźniej na osiem godzin przed planowanym czasem dostawy i dlatego też PSE poinformowały o tym o poranku (przywołanie zapowiedziano po godz. 18:00).

Co ważne, okres przywołania na rynku mocy nie ma wpływu na odbiorców indywidualnych i nie pociąga za sobą żadnych utrudnień dla odbiorców energii elektrycznej.

Co się stało? Dlaczego PSE muszą interweniować?

PSE stoi na straży, aby tej bezpiecznej rezerwy mocy do produkcji energii elektrycznej nam nie zabrakło. Rezerwa mocy po godz. 19 szacowana jest na lekko ponad 600 MW. To mniej niż moc jednej dużej elektrowni węglowej (PSE przyjmuje roboczo tę wartość na 1000 MW). Jeśli tej mocy w rezerwie jest mniej niż wspominane 1000 MW (a tak jest dzisiaj), PSE wprowadza środki zaradcze. Importu awaryjnego nie można przeprowadzić, bo u naszych sąsiadów jest podobna sytuacja jak u nas. Pozostaje więc mechanizm rynku mocy. 

Dlaczego wielkość rezerwy mocy jest zagrożona? To wynika z dwóch powodów. Po pierwsze, niektóre elektrownie węglowe, które zabezpieczają dostawy energii, kiedy fotowoltaika przestaje działać, a wiatr nie wieje, przechodzą akurat remonty i prace postojowe. Drugi powód to niewystarczająca dostępna moc do produkcji energii z OZE. 

Z danych PSE i Giełdowej Platformy Informacyjnej  wynika, że rezerwa mocy była niewystarczająca, a co wynika z faktu dużego obciążenia systemu, wyższego zapotrzebowania wywołanego upałami, awariami w elektrowniach konwencjonalnych oraz niższą niż prognozowana produkcją energii z wiatru. Z danych wynika, że w systemie zabrakło kilku bloków węglowych, które musiały ograniczyć prace ze względu na drobne awarie. W elektrowni Turów należącej do PGE największy blok na węgiel brunatny o mocy 444 MW musiał ograniczyć produkcję o 246 MW. Z kolei w Elektrowni Kozienice należącej do Enei aż osiem bloków na węgiel musiało ze względów technicznych ograniczyć prace między każdy między 50, a 225 MW. Wieczorem także największy blok w tej elektrowni B11 będzie musiał ograniczyć produkcję o 300 MW.