Czy naprawdę grożą nam blackouty (nagłe zaniki napięcia na dużym obszarze kraju)? Minister energii ostrzega, że już za 5-6 lat. - I to tak drastyczne, jak w latach stanu wojennego! - uświadamia Krzysztof Tchórzewski.
Część starych bloków energetycznych po 2023 r. nie spełni żadnych norm Unii Europejskiej, dlatego Polska szybko musi wymienić ok. 7 GW mocy (prawie szóstą część mocy zainstalowanej w kraju). Przy tym zużycie prądu rośnie, stanowi tylko połowę tego, co na Zachodzie. Według prognoz Agencji Rozwoju Energii w latach 2010-2030 skok ten wyniesie w Polsce aż 40 proc.
Czy więc jesteśmy bezpieczni energetycznie? Międzynarodowa Agencja Energetyki definiuje, że jest to stan dostępności energii po przystępnej cenie, w takim systemie, który potrafi reagować na nagłe zmiany podaży i popytu.
Bezpieczeństwo energetyczne to mit!
Pod względem ceny za elektryczność Polacy właśnie przekraczają granicę... ubóstwa, którą Komisja Europejska ustaliła na 10 proc. wydatków na prąd i ogrzewanie ponoszonych przez statystyczne gospodarstwo domowe. A o tym, że z reagowaniem systemu bywa krucho, przekonał niedowiarków 10 sierpnia ub.r., gdy po raz pierwszy od lat 80. XX w. w Polsce reglamentowano prąd, wprowadzając 20. stopień zasilania. Przy upalnej, bezwietrznej pogodzie spadła sprawność rozgrzanych linii, część elektrowni przechodziła planowe remonty, a turbiny wiatrowe pracowały na ułamek nominalnej mocy (choć udział OZE w miksie wynosi już 12 proc., źródła te pracują z niewielką, 20-25-procentową średnioroczną wydajnością).
Mało brakowało, a kilka wieczorów spędzalibyśmy przy świecach. Blackouty są bowiem perfidne.
- System przesyłu elektryczności pada w kilka sekund, rusza kaskada awarii, których nie sposób powstrzymać. Za to ponowne ożywienie sieci zajmuje nawet parę dni - objaśnia Daivis Virbickas, szef operatora sieci na Litwie, którą kilka lat temu nękały zaniki napięcia z powodu szantażu gazowego z Rosji.
Litwin podkreśla, że inaczej niż reszta świata państwa Unii Europejskiej są wyjątkowo współzależne energetycznie i bez współpracy nie zbudują bezpieczeństwa.
Gazowe wspomnienia carycy...
Mniejsza nawet o uzależnienie UE od rosyjskiego gazu (ponad 30 proc.) i niesolidarny wobec Europy Środkowej plan zdublowania bałtyckiego gazociągu Nord Stream przez firmy z Niemiec, Austrii, Francji, Holandii, Anglii i Rosji.
Nawet gdy Moskwa nie zakręci kurka (jak czyniła już kilkakrotnie) i gaz wypełni po brzegi największy w Europie magazyn Katharina pod Lipskiem, i tak - alarmują polscy energetycy - nie możemy zassać stamtąd paliwa, bo nasze przepisy obsługi gazociągów zbyt się od siebie różnią. Nieprzypadkowo wicepremier Mateusz Morawiecki na spotkaniu ze swym niemieckim odpowiednikiem wytknął, że magazyn gazu w Peissen nazwano imieniem carycy Rosji, której "szczególnie miło nie wspominamy"...
Nadgraniczna karuzela
Większym kłopotem są tzw. karuzelowe przesyły nadgraniczne, które spędzają sen z powiek polskim operatorom sieci. Linie przesyłowe w różnych krajach tworzą jedną pajęczynę i prądu zatrzymać się nie da na granicy państwowej. Zgodnie z prawami fizyki przepływa stamtąd, gdzie nadmiar, tam, gdzie go mniej, a liczniki na granicach odnotowują bilanse. W ramach Energiewende w północnych Niemczech zbudowano wiatraki wytwarzające ogromną nadwyżkę prądu. Ale nie postawiono magistrali wysokiego napięcia na południe (m.in. dlatego, że ekolodzy protestowali, iż zepsuje krajobraz). Niemcy wykorzystują więc polskie linie wzdłuż granicy, które przeciążają się do granic.
Takie właśnie niekontrolowane przepływy energii dookoła sieci (jak na karuzeli) wywołały zeszłoroczny kryzys przeciążeń.
- Polska doświadczyła nagłego deficytu energii, ale problem nie polegał na tym, że nie mieliśmy jej skąd zaimportować. Sieci na zachodzie były tak zatkane prądem płynącym z północy Niemiec do Bawarii i Austrii, iż nie mogliśmy uszczknąć na własne potrzeby! - opisuje Maciej Bando, prezes Urzędu Regulacji Energetyki, który uważa, że jedynym rozwiązaniem jest unifikacja unijnych systemów energetycznych.
Ceny różne i z sufitu
Na jednolity rynek energetyczny prędko się w Unii nie zanosi. Przeciwstawne są interesy (co pokazuje historia z gazociągiem Nord Stream), różnią się ceny energii, która w UE jest najdroższa na świecie z powodu ambitnych dopłat do OZE.
Ceny prądu w UE w 2014 r. były wielokrotnie wyższe niż w USA (70 dol./MWh w porównaniu z 178 dol. w Niemczech, 326 dol. we Włoszech i ok. 100 dol. w Polsce). Ponieważ jednak Polacy (na progu ubóstwa energetycznego) nie bardzo mogą płacić drożej, krajowej energetyce może zabraknąć miliardów złotych na inwestycje w odnawianie bloków.
- Stoimy w taktycznym rozkroku wobec braku stabilnej strategii energetycznej państwa. Musimy działać dla zysku i nie wolno nam podejmować "mniej biznesowych decyzji" - mówi Kamil Kamiński, wiceprezes Tauron PE ds. korporacji. Mirosław Skowron, szef Polimex Energetyka i były dyrektor elektrowni Opole i Ostrołęka dodaje, że do 2030 r. modernizacji będzie wymagać czwarta część polskich elektrowni a do 2040 r. - już 80 proc.
Żaden kraj rozwijający OZE nie może pozbyć się zabezpieczenia w postaci energetyki konwencjonalnej, która ma stanowić rezerwę bezpieczeństwa i stabilizować nierównomierną podaż z OZE. Jednak bez radykalnych zmian w systemie energetyka konwencjonalna nie może dziś konkurować finansowo z dotowanymi OZE i skazana będzie na upadłość.
Skąd wziąć miliardy?
Okazuje się, że dylemat można rozwiązać, a źródłem finansowania koniecznych inwestycji mógłby być tzw. rynek mocy, w którym operator centralny (państwo) z góry płaci dostawcom, którzy wygrali aukcje. Dostawcy podzieleni są według źródeł wytwarzania, by zachować racjonalną konkurencję. Towarem jest jednak nie tylko prąd, ale też gwarantowana gotowość elektrowni do jego dostaw w określonym czasie. Kotłów w elektrowniach konwencjonalnych nie można wygasić, a przedsiębiorca płaci załodze, choć turbiny nie produkują prądu i elektrownia nie ma zysków z jego sprzedaży. Wtedy opłacalność elektrowni węglowej ratuje kontrakt na rynku mocy. Rozwiązania tego typu działają m.in. w USA, Hiszpanii, Grecji, Wielkiej Brytanii, Włoszech, gdzie ciągle dopracowuje się ich szczegóły.
O innej możliwości wspomina Małgorzata Mika-Bryska, dyrektor Departamentu Energetyki w Ministerstwie Energii. Chodzi o wprowadzenie wysokich tzw. cen niedoboru, gdy nagłe awaryjne dostawy z elektrowni konwencjonalnej ratują cały system przed katastrofą. Dzisiaj w takich skrajnych przypadkach za 1 MWh dostawca może zarobić maksymalnie 3 tys. euro na Zachodzie Europy i zaledwie 1,5 tys. zł w Polsce. Pomysł polega na podniesieniu tych nadzwyczajnych cen do nawet 15 tys. euro za 1 MWh. Taka premia pozwoliłaby elektrowniom zachować opłacalność, nawet gdyby pracowały tylko tysiąc godzin w roku. Wysokie ceny niedoboru zapobiegłyby więc wypychaniu źródeł konwencjonalnych przez OZE.
- W grudniu tego roku Komisja Europejska zakończy prace nad nowymi regulacjami m.in. o powinnościach dystrybutorów energii, które powinny poprawić współpracę poszczególnych państw członkowskich UE - zapowiada dyrektor Mika-Bryska.
A Daivis Virbickas z Litwy wątpi:
- Obudzimy się kiedyś w Unii bez prądu i dopiero wtedy pójdziemy po rozum do głowy, szukając realnych rozwiązań!
Jeśli chcesz mieć dostęp do artykułów z Trybuny Górniczej, w dniu ukazania się tygodnika, zamów elektroniczną prenumeratę PREMIUM. Szczegóły: nettg.pl/premium. Jeżeli chcesz codziennie otrzymywać informacje o aktualnych publikacjach ukazujących się na portalu netTG.pl Gospodarka i Ludzie, zapisz się do newslettera.
