7 września 1939 r., po 7 dniach
walki skapitulowała załoga Westerplatte – polskiej placówki wojskowej dowodzonej
przez mjr. Henryka Sucharskiego. Powodem było całkowite wyczerpanie oraz brak
amunicji koniecznej do dalszego odpierania przeważających sił niemieckiego
przeciwnika. Tym samym limit jaki ustalono dla Westerplatte: utrzymać się 12
godzin w walce, został prawie 14-krotnie przekroczony.
Każdy kolejny dzień trwania
obrony to także charakterystyczny komunikat „Westerplatte broni się dalej…”
przekazywany polskiemu społeczeństwu. Komunikat, w który – chociaż pozostawiał
rezultat walki w zawieszeniu co do rozstrzygnięcia (w obliczu nacierającego
przeciwnika oraz cały czas pogarszającej się sytuacji na froncie w pozostałych
częściach kraju) – de facto wpisany
był bohaterski, acz smutny koniec.
Westerplatte i wspomniany
charakterystyczny suspens komunikatów oraz wyjątkowo gorące lato („a lato było
piękne tego roku”) – wywołały u mnie skojarzenie obrony Westerplatte z sytuacją
polskiego systemu elektroenergetycznego. W kontekście tego drugiego chodzi tu o
zbliżającą się niemożność pokrycia zapotrzebowania na energię i związaną z tym
perspektywę wyłączeń w systemie oraz podejmowane działania interwencyjne.
Kolejne szczyty zapotrzebowania na energię elektryczną przy braku nowych mocy i
zamykaniu starych i nierentownych bloków energetycznych (przedłużanie czasu
pracy wyeksploatowanych jednostek) to bardzo pożywny grunt dla myślenia o
polskiej energetyce w kategorii obrony Westerplatte. Tym bardziej, iż dowodzący
jej obroną – pomimo heroicznych wysiłków związanych z tworzeniem rezerwy
zimnej, czy przetargów na negawaty – sami coraz częściej przyznają, iż w
najbliższych latach należy liczyć się z ograniczeniami w dostawach energii
elektrycznej wynikającymi ze słabości systemu energetycznego.
Już w 2011 r. Ministerstwo
Gospodarki (MG) w „Sprawozdaniu z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw
energii elektrycznej za okres od dnia 1 stycznia 2009 r. do dnia 31 grudnia
2010 r.” wskazało, iż z przeprowadzonej analizy sektora wytwórczego oraz
zidentyfikowanych zagrożeń w pokryciu zapotrzebowania na moc w Krajowym
Systemie Elektroenergetycznym (KSE), wynika że w przypadku braku podjęcia
działań zmierzających do rozpoczęcia inwestycji w nowe moce wytwórcze, istnieje
potencjalne ryzyko wystąpienia niedoboru mocy – szczególnie po 1 stycznia 2016
r. – i problemów z pokryciem zapotrzebowania na energię elektryczną do czasu
uzyskania odpowiednich nadwyżek bilansowych. Problem pokrycia zapotrzebowania w
systemie był również podnoszony przez gremia eksperckie, jak również
przedstawicieli Operatora Systemu Przesyłowego.
Niekorzystne prognozy
potwierdzono w sierpniu br. kiedy to Ministerstwo Gospodarki opublikowało
najnowsze „Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej za okres od 1 stycznia 2011 do 31 grudnia 2012 roku”. Jak podaje
się ww. dokumencie w latach 2002-2012 szczytowe krajowe zapotrzebowanie na moc
(występujące zimą) wzrosło z poziomu ok. 23,2 GW do ok. 25,8 GW (wzrost o ok.
11,2%). W tym samym okresie maksymalne zapotrzebowanie na moc latem wzrosło z
poziomu ok. 17 GW do ok. 21,2 GW to jest o blisko 25%. W latach 2000-2012 nastąpił
także wzrost średniorocznego zapotrzebowania na moc. Odnotowano wzrost z
poziomu ok. 18,5 GW do ok. 21,8 GW (wzrost o ok. 17,8%). Niemniej jednak średnioroczna
moc dyspozycyjna KSE (w szczytach wieczornych z dni roboczych) po okresowym
wzroście w latach 2003-2006, wróciła do poziomu z 2000 r. (!), to jest ok. 26,7
GW (w roku 2000 było to 26,6 GW). Co trzeba podkreślić, w tym czasie odnotowano
wzrost o blisko 18% zapotrzebowania na moc – przy jednoczesnym braku wzrostu
mocy dyspozycyjnej systemu.
Z danych MG i PSE wnika, że w
ostatnich latach średnioroczne zapotrzebowanie na moc (w szczytach wieczornych
z dni roboczych) zbliża się do mocy dyspozycyjnej. W okresie 2000-2012 wzrasta
wskaźnik średniorocznego zapotrzebowania mocy do mocy dyspozycyjnej KSE.
Wskaźnik ten w latach 2000-2005 był na poziomie ok. 70-71%, natomiast w
ostatnich latach zbliża się do 82%. W latach 2002-2012 szczytowe krajowe
zapotrzebowanie na moc w okresie zimowym wzrosło z poziomu ok. 23,2 GW do ok.
25,8 GW, to jest o ok. 11,2%. W tym samym okresie maksymalne zapotrzebowanie na
moc latem wzrosło z poziomu ok. 17 GW do ok. 21,2 GW to jest o blisko 25%.
 |
Spadek mocy dyspozycyjnej przy
wzroście zapotrzebowania na moc to tylko pierwszy „westerplattyzm” w polskim
systemie energetycznym. Drugim jest stan techniczny infrastruktury
energetycznej, tak wytwórczej, jak przesyłowej i dystrybucyjnej. Jak podaje MG
majątek wytwórczy elektrowni i elektrociepłowni zawodowych charakteryzuje się
wysokim stopniem umorzenia, tj. 53,8 w przypadku kotłów i maszyn
energetycznych. Blisko 55% mocy zainstalowanej jest w turbozespołach
pracujących ponad 30 lat (183 urządzeń), natomiast ok. 25 w turbozespołach eksploatowanych
poniżej 20 lat (111 turbozespołów). Około 61% sumarycznej wydajności kotłów
energetycznych zainstalowanych jest w urządzeniach pracujących powyżej 30 lat
(284 kotły), ok. 19,6 w jednostkach pracujących poniżej 20 lat (71 kotłów).
Na koniec 2011 r. średni stopień
dekapitalizacji (umorzenia środków trwałych w krajowych elektrowniach i
elektrociepłowniach zawodowych) wyniósł ok. 50,5%, a w kategorii maszyn i
urządzeń prawie 54%. Najwyższym stopniem dekapitalizacji charakteryzuje się
majątek elektrociepłowni na węglu kamiennym, gdzie dekapitalizacja maszyn i
urządzeń sięga prawie 68%. Niewiele lepsza sytuacja występuje w segmencie elektrowni.
Najniższym stopniem dekapitalizacji (ok. 33%) charakteryzuje się segment
elektrowni na węglu brunatnym.
Natomiast jeżeli chodzi o stan
sieci przesyłowej to w KSE funkcjonuje wiele obiektów pracujących pod napięciem
220 kV w znacznym stopniu zużytych z uwagi na to, że została wybudowane w
latach 1952-1972. Jak podaje Ministerstwo Gospodarki sieć 220 kV jest znacznie
bardziej obciążona niż sieć 400 kV, ponieważ znaczna cześć elektrowni
zawodowych wyprowadza moc na napięciu 220 kV. Większość linii przesyłowych o
napięciu 400 kV zostało zbudowanych w latach siedemdziesiątych i
osiemdziesiątych XX wieku, a więc pracujących od ponad 30 lat. W tym kontekście
warto przywołać jeszcze dane dotyczące strat w przesyle energii elektrycznej. W
2011 r. całkowite straty przesyłu energii elektrycznej wyniosły 10 774 GWh, co
stanowiło ok. 7,3% energii wprowadzonej do systemu. Straty Operatora Systemu
Przesyłowego (OSP) wyniosły 1 688 GWh, to jest ok. 15,7% ogólnej liczby strat w
systemie.
W segmencie dystrybucji średni wiek sieci to około 30 lat. MG szacuje, że ok. 30% krajowej sieci dystrybucyjnej kwalifikuje się do wymiany ze względu na stan techniczny. Stopień dekapitalizacji majątku dystrybucyjnego wynosi ok. 75%. Zły stan sieci powoduje występowanie dużych strat sieciowych. Straty w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej wynoszą ok. 7,3% u są blisko dwa razy większe niż w krajach Europy Zachodniej. Straty OSD wyniosły 9 086 GWh to jest ok. 84,3% ogólnej liczby strat w systemie.
Trzeci „westerplattyzm” to brak
nowych mocy w systemie, co oficjalnie jest już przyznawane przez MG. Stosownie
do informacji MG przez najbliższe 2 lata nie zostaną oddane do eksploatacji
żadne duże źródła wytwórcze. W poł. 2015 r. może zostać uruchomiony blok
gazowo-parowy w Stalowej Woli (ok. 450 MW), a w końcu 2015 r. blok gazowo
parowy we Włocławku (ok. 460 MW), następny duży obiekt turbogazowy to
Elektrownia Puławy przewidywana do uruchomienia w końcu 2017 r. Duże bloku
węglowe zaczną pojawiać się dopiero od połowy 2017 r. (El. Kozienice II – ok.
1000 MW). Przewiduje się, że w dalszych latach uruchamiane będą kolejne bloki
węglowe (El. Jaworzno III - 910 MW, EL. Turów – 360 MW, El. Opole – 2x900 MW).
W latach 2016-2018 zakłada się uruchomienie kilku elektrociepłowni
turbogazowych w istniejących obiektach (EC Katowice, EC Gorzów, EC Bydgoszcz,
EC Żerań, EC Pomorzany, EC Elbląg). Uruchomienie pierwszej krajowej elektrowni
jądrowej założono w 2025 t. (pierwszy blok o mocy 1500 MW). MG przyjmuje, że do
końca 2030 r. powstaną cztery bloki w dwóch elektrowniach o łącznej mocy 6000
MW.
Natomiast po stronie wyłączeń, z przeprowadzonych
przez Ministerstwo analiz wynika, że w latach 2012-2030 w KSE zostanie
wycofanych z eksploatacji łącznie ok 12,26 GW mocy wytwórczej, w tym:
- ok. 9,81 GW w elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowych opalanych węglem kamiennym (80% całej wycofanej mocy),
- ok. 1,90 GW w elektrowniach zawodowych opalanych węglem brunatnym (ok. 15,5% całej wycofanej mocy),
- ok. 0,23 GW w elektrociepłowniach zawodowych gazowych (1,9% całej wycofanej mocy),
- ok. 0,32 GW w innych źródłach (ok. 2,6% całej wycofanej mocy).
Tempo wycofywania istniejących
mocy będzie najbardziej intensywne w latach 2014-2017. W tym okresie bloki
energetyczne – parafrazując – będą z systemu niemalże „szły czwórkami”. Między
2014 r. a 2017 r. zostanie odstawionych ok. 4,4 GW mocy wytwórczych, co stanowi
ok. 36% wszystkich wycofań przewidywanych do końca 2030 r. Tu jeszcze raz warto
przywołać fakt, iż po stronie wytwórczej w ciągu najbliższych 2 lat w Polsce
nie zostaną oddane do eksploatacji żadne duże źródła.
Brak istotnych przyrostów mocy wytwórczych
o wysokich wskaźnikach dyspozycyjności powoduje, że w najbliższych latach moc
dyspozycyjna KSE ulega zmniejszeniu. Dotyczy to zarówno szczytu zapotrzebowania
zimowego, jak i letniego. Jednocześnie wzrasta szczytowe zapotrzebowanie na
moc, co – i to jest najistotniejszą konkluzją raportu Ministerstwa Gospodarki –
powoduje duże ryzyko wystąpienia deficytu mocy w szczycie zimowym i letnim
szczególnie w latach 2016-2017. Przy przyjętych założeniach odnośnie do wycofywanych
mocy oraz budowy nowych mocy wytwórczych szacowany przez MG deficyt mocy
dyspozycyjnej w szczycie zapotrzebowania wynosi:
- brak 95 MW w 2015 r.;
- brak 803 MW w 2016 r.;
- brak 1 101 MW w 2017 r.
Dopiero od 2019 r. nadwyżka mocy dyspozycyjnej nad zapotrzebowanie wzrasta do bezpiecznego poziomu (zarówno zimą, jak i latem). Ma to być wynikiem uruchamiania nowych jednostek wytwórczych o dużych wskaźnikach dyspozycyjności.
By zmniejszyć zagrożenie deficytem PSE planuje m.in. podjęcie następujących działań: redukcję zapotrzebowania na polecenie Operatora Systemu Przesyłowego, operatorski import energii, optymalizację terminów remontów, dalsze zwiększanie interwencyjnej rezerwy zimnej. Wciąż jednak biorąc pod uwagę oszacowany w okresie szczytowego zapotrzebowania deficyt wynoszący ok. 1100 MW – jak zakłada Ministerstwo Gospodarki można –pomimo planowanych działań zaradczych PSE ryzyko wystąpień niedoborów mocy dyspozycyjnej w najbliższych latach, szczególnie w okresie 2016-2017, jest realne (przy spełnieniu przyjętych założeń dotyczących wycofywanych mocy oraz tempa budowy nowych mocy wytwórczych). Tym samym dowodzący obroną KSE sami zakładają wysokie prawdopodobieństwo porażki dostrzegając widmo kapitulacji niczym obrońcy Westerplatte.
Interwencyjna rezerwa zimna to nowa usługa
systemowa związana z dużym ryzykiem wystąpienia w najbliższych latach
deficytu mocy w szczycie zapotrzebowania. W koncepcji tej chodzi o
zwiększenie mocy dyspozycyjnej KSE poprzez odpłatne utrzymanie w zimnej
rezerwie niektórych bloków energetycznych przewidzianych do odstawienia w
2015 r. ze względu na niespełnianie standardów emisyjnych Dyrektywy IED. Nowe
standardy będą obowiązywało od 1 stycznia 2016 r. Jeżeli do końca 2023
instalacje spalania będą zwolnione z konieczności spełnienia standardów
emisyjnych IED jeżeli w tym okresie nie będą eksploatowane przez więcej niż
17 500 godzin. W tym czasie źródła będą spełniać standard emisyjny dyrektywy
LCP.
|
24 czerwca br. Polskie
Sieci Elektroenergetyczne SA poinformowała, że w dniach 19-21 czerwca 2013 r.
wystąpiło rekordowe w historii Krajowego Systemu Elektroenergetycznego
zapotrzebowanie na moc elektryczną dla okresu letniego. W rannym szczycie
obciążenia wyniosło ono odpowiednio:
- 19 czerwca br. - 21 244 MW;
- 20 czerwca br. - 21 301 MW;
- 21 czerwca br. - 21 601 MW.
Kolejne tegoroczne gorące
miesiące – lipiec i wyjątkowo upalny sierpień, w tym tydzień 5-11 sierpnia, z
najgorętszym 8 sierpnia, dalej testowały wytrzymałość polskiego systemu
elektroenergetycznego na tysiące włączonych klimatyzatorów i wiatraków. Tym
razem jednak pomogły okoliczności urlopowe i naturalne sposoby chłodzenia się –
wakacje nad jeziorem czy nad morzem. Czerwcowy rekord zapotrzebowania na moc z
godz. 13.15 – 21 601 MW nie został pobity. Podsumujmy to informacją
Polskich Sieci Elektroenergetycznych z 24 czerwca „mimo tak dużego obciążenia
występującego przez trzy kolejne dni, Krajowy System Elektroenergetyczny
pracował poprawnie”. W świat szły komunikaty „KSE broni się dalej…”.
