Polska energetyka, czyli Westerplatte broni się dalej…

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%.

Jak podaje Ministerstwo Gospodarki, w 2012 r. zanotowano również spadek udziału w strukturze mocy osiągalnej w KSE po stronie Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych (JWCD), które mają bezpośredni wpływ na bilansowanie zasobów systemu elektroenergetycznego. W 2012 r. moc osiągalna JWCD zmniejszyła się o 1818 MW, w stosunku do 2011 r., co wynika z wycofania z eksploatacji jednostki wytwórczej o mocy 205 MW w elektrowni Dolna Odra, przy zwiększeniu o 24 MW mocy osiągalnej jednej jednostki wytwórczej w elektrowni Bełchatów (dla porównania moc osiągalna w nJWCD w 2012 r. zwiększyła się o 891 MW względem 2011 r., co wynika głównie z przekazania do eksploatacji nowych farm wiatrowych). Tym samym na koniec 2011 r. udział JWCD w mocy osiągalnej KSE stanowił 70,4%. W 2012 r. było to 68,6%. Obniżyła się także relacja mocy dyspozycyjnej do mocy osiągalnej z 73,5% w 2011 r. do 71,1% w 2012 r. Wzrost średniorocznej mocy osiągalnej systemu o ok. 2,7% w stosunku do 2011 r. (z ok. 36,28 GW do ok. 37,26 GW) nie przełożył się na zwiększenie mocy dyspozycyjnej KSE (w ujęciu rocznym wzrost o zaledwie 0,2% w stosunku do 2011 r., z ok. 26,65 GW do ok. 26,71 GW).

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…”.