Rekord letniego zapotrzebowania na energię elektryczną padł we wtorek — 1 sierpnia, w tzw. porannym szczycie, czyli o godz. 13.15. Zapotrzebowanie sięgnęło 23,2 tys. MW. W centrum kraju temperatura przekraczała 34 stopnie. Ponad 30-stopniowych temperatur można się spodziewać również w tym tygodniu, ze szczytem przypadającym na czwartek.
2— W minionym tygodniu system elektroenergetyczny pracował normalnie, nie było potrzeby sięgania po nadzwyczajne środki zaradcze. Najbliższe dni też zapowiadają się spokojnie — mówi Beata Jarosz, rzeczniczka PSE, krajowego operatora sieci elektroenergetycznej, który odpowiada za bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.
Pomocny wiatr
To rosnąca popularność urządzeń do klimatyzacji sprawia, że letnie zapotrzebowanie na prąd jest w Polsce większym wyzwaniem niż zimowe. Zimą wprawdzie popyt jest wyższy niż latem (ok. 26 tys. MW), ale zaspokajają go m.in. elektrociepłownie, które latem, kiedy popyt na ciepło ogranicza się do podgrzewania wody, często są wyłączone. W sierpniu 2015 r., który okazał się najcieplejszym, najsuchszym i najsłoneczniejszym miesiącem od wielu lat, PSE nie podołało letniemu wyzwaniu. Wprowadzony
został 20. stopień zasilania i ograniczenia w poborze prądu dla odbiorców przemysłowych. Dwa lata później przedstawiciele operatora sieci przesyłowej są spokojni. — Zapotrzebowanie na energię elektryczną było w minionym tygodniu wysokie, ale wspomogła nas generacja wiatrowa. Gorąco było głównie na południu kraju i w centrum, a na północy chłodniej. Tam wiało. Dzięki temu rezerwy w systemie były wystarczające, nie było potrzeby sięgania po awaryjny import — mówi Beata Jarosz.
Operator gotowy
W sierpniu 2015 r. polskie sieci nie podołały wyzwaniu ze względu na splot wielu czynników: wysokich temperatur, braku opadów (czyli niskiego poziomu wody w rzekach, kluczowego dla systemu chłodzenia bloków energetycznych), awarii, remontów w blokach oraz przyblokowanych możliwości importowych.
Na pierwsze trzy czynniki PSE nie mają wpływu. Jeśli chodzi o resztę, odrobiły lekcję. Po pierwsze, wymogły na firmach energetycznych przesunięcie remontów, tradycyjnie przeprowadzanych latem, na jesień. Po drugie, uruchomiły dwa nowe kierunki importowe. Do połączeń ze Szwecją, Czechami i Słowacją oraz Ukrainą doszło zupełnie nowe — z Litwą (uruchomione pod koniec 2015 r.) oraz „ulepszone” z Niemcami (w połowie 2016 r. uruchomiono na nim tzw. przesuwniki fazowe, które pozwalają panować nad przepływami niekontrolowanymi, sprawiającymi problemy w sierpniu 2015 r.). Wreszcie po trzecie, PSE sięgnęły po nowe narzędzia. Inwestują w mechanizmy mocowe (operacyjna rezerwa mocy i interwencyjna rezerwa zimna), które, w dużym uproszczeniu, polegają na płaceniu właścicielom najstarszych bloków za to, by ich jeszcze nie wyłączali. Trzymane w rezerwie, w razie potrzeby mogą zostać przywołane do pracy. Znaczącym beneficjentem tych płatności jest państwowy Tauron. Jego zarząd szacuje, że za trzymanie bloków w gotowości do pracy spółka dostanie w tym roku 130 mln zł. PSE wdraża też mechanizmy zarządzania popytem (tzw. demand side response), czyli płacenia odbiorcom za zredukowanie poboru prądu na wezwanie. Na razie rozwiązanie jest w fazie testów.
Moc w rezerwie
Spokój PSE nie oznacza, że Polsce nie grozi blackout w przyszłości. „W ciągu dwóch dekad może wystąpić znaczący niedobór mocy wytwórczych, wynikający z jednej strony — z przewidywanego wzrostu zapotrzebowania szczytowego na moc i energię elektryczną, z drugiej — znacznego zakresu planowanych wycofań jednostek wytwórczych z eksploatacji” — przewiduje Ministerstwo Energii w uzasadnieniu do projektu ustawy o rynku mocy. W ramach rynku mocy ME chce wspierać pieniędzmi budowę konwencjonalnych bloków energetycznych.