Pożar w Łagiszach, awarie bloków ORLENU, wyłączenie bloków węglowych w Dolnej Odrze. Czy PSE i nas wszystkich czekają trudne miesiące?
Pożar w Łagiszy, awaria bloku gazowego w Grudziądzu, wielomiesięczny remont na warszawskim Żeraniu i wyłączenie ostatnich bloków węglowych Dolnej Odry. Każde z tych zdarzeń ma inne przyczyny, ale wszystkie przypominają, że bezpieczeństwo energetyczne zależy nie od mocy zapisanej w statystykach, lecz od elektrowni, które rzeczywiście mogą dostarczyć prąd wtedy, gdy jest potrzebny. A przed nami zima…
Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) nie mają łatwego zadania. Operator systemu przesyłowego musi w każdej chwili bilansować zapotrzebowanie na energię z jej produkcją, dysponować odpowiednimi rezerwami i utrzymywać stabilną pracę Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Tymczasem z krajowego miksu ubywają kolejne tradycyjne jednostki, nowe źródła konwencjonalne nie zawsze powstają zgodnie z harmonogramem, a awarie przypominają, jak ważna jest dyspozycyjność mocy. Nie oznacza to, że Polsce musi zabraknąć prądu tej zimy. Oznacza jednak, że nie ma powodów, by lekceważyć ryzyko. Zwłaszcza że prognozy wystarczalności mocy publikowane przez same PSE od lat wskazują na wyzwania, z którymi system będzie musiał się zmierzyć.
Kłopot nr 1 – Łagisza. Pożar i ubytek 460 MWe?
W nocy z 18 na 19 października doszło do pożaru transformatora na terenie Elektrowni Łagisza (GK TAURON) w Będzinie. W akcji uczestniczyło 11 zastępów, a działania trwały kilka godzin. Łagisza dysponuje jednym blokiem węglowym o mocy osiągalnej 460 MWe. To jednostka oddana do eksploatacji w 2009 r., wyposażona w kocioł fluidalny na parametry nadkrytyczne, dość nowoczesna instalacja, która ma istotne znaczenie dla krajowego systemu.
Wiemy, że blok był zgłoszony do remontu jeszcze we wrześniu, z terminem powrotu do pracy 2 listopada. Pożar stacji transformatorowej w elektrowni i równoczesny remont muszą uruchomić pytania o przyczyny pożaru i obecną kondycję bloku. TAURON właściwie milczy, w mediach lokalnych informacje, ze dostawy są kontynuowane (w trakcie remontu?). Brzmi to dość dziwnie i z tego co wiem, w PSE jest w związku z tym zdarzeniem spory niepokój. Oczywiście, sam pożar nie oznacza automatycznie, że blok pozostanie wyłączony przez długi czas. Nie wolno też przesądzać, że przyczyną zdarzenia była konkretna usterka techniczna, dopóki nie zostanie to potwierdzone. Wiem jednak od kolegów z TAURONU, że jest to jednostka dość kapryśna i w procesie jej użytkowania często pojawia się słowo remont. No teraz ten pożar. Tak samo nie chcę wchodzić w dywagacje na temat ewentualnych działań sił zewnętrznych. Tu tym bardziej poczekajmy. Na moment przygotowania tego tekstu nie podano informacji, że zmianie miałby ulec wspomniany wcześniej termin powrotu bloku do pracy. Nie ma też oficjalnej informacji o przyczynach pożaru.
Jeżeli jednak sprawa jest poważniejsza i pożar stacji transformatorowej ma bezpośredni wpływ na kondycję techniczną bloku i dłuższy przestój to dla operatora rodzi to konieczność uwzględnienia istotnego ubytku dostępnej mocy i odpowiedniego zarządzania rezerwami. PSE oczywiście jest na takie okoliczności przygotowane, to lata doświadczeń, ale ubytek ponad 400MWe to jest problem.
Kłopot nr 2 – Grudziądz. Nowy blok, ale poważne problemy z rozruchem
Drugim problemem jest blok gazowo-parowy (CCGT) w Grudziądzu, należący do Grupy Energa, kontrolowanej przez ORLEN. Jednostka o mocy około 560 MWe miała być jednym z ważnych nowych źródeł dyspozycyjnych, wzmacniających bezpieczeństwo dostaw energii. Miała wejść do systemu jeszcze w 2026 r.
W lipcu 2026 r. ORLEN informował o pierwszym wyprowadzeniu energii z Grudziądza do krajowej sieci. Był to ważny etap rozruchu, ale nie oznaczał jeszcze zakończenia wszystkich testów i rozpoczęcia regularnej pracy komercyjnej. We wrześniu pojawiła się informacja o awaryjnym wyłączeniu bloku podczas rozruchu. Energa informowała, że zadziałały zabezpieczenia, a dalsze próby wstrzymano do czasu przeprowadzenia diagnostyki. I właściwie tyle. Tylko, że spółka nie podawała konkretnego terminu wznowienia rozruchu. To pojawia się oczywiste pytanie, co z terminem oddania bloku do użytkowania? Czy 2026 r. jest jeszcze realny? Byłem przy przekazywaniu do eksploatacji i włączaniu do systemu podobnej jednostki i wiem ile to trwa. Jeżeli brak jest informacji o wznowieniu rozruchu, to moim zdaniem możemy zapomnieć o bieżącym roku.
Tu znów pojawia się kłopot po stronie operatora. Jak przypuszczam, PSE też projektował swoje działania związane z zarządzaniem systemem uwzględniając grudziądzką jednostkę jeszcze w 2026 r. Oczywiście, trzeba zawsze brać poprawkę na podobne historie, ale tu byliśmy już właściwie na finiszu i PSE miało prawo przypuszczać, że nowy CCGT ORLENU zaraz zostanie włączony do systemu. Usterka na finiszu prac oznacza więc dodatkową niepewność co do terminu osiągnięcia pełnej dyspozycyjności i ryzyko dla systemu.
(Nie chcę się w tym momencie analizować przyczyn awarii, zastanawiam się nad odrębnym tekstem na ten temat, bo docierają do mnie bardzo niepokojące sygnały z wewnątrz ORLENU o – najdelikatniej mówiąc – niefrasobliwości kadry prowadzącej działania przygotowujące blok do eksploatacji).
Kłopot nr 3 – Żerań. Blisko 500 MWe niedostępne przez wiele miesięcy
Nieco łatwiejsza w tym kontekście do zarządzenia z poziomu operatora jest sprawa kłopotów z kolejną jednostką CCGT, także należącą do spółki z GK ORLEN. Mowa o bloku o mocy 496 MWe na terenie warszawskiej Elektrociepłowni Żerań. Sprawa w tym rozumieniu łatwiejsza dla PSE ponieważ już znana od ponad pięciu miesięcy. Ale to kolejny ubytek dostępnej mocy w systemie i kolejna awaria.
Z komunikatu rynkowego dotyczącego niedostępności jednostki wynika, że termin zakończenia remontu wyznaczono na 15 grudnia 2026 r., z zastrzeżeniem możliwości dalszego przedłużenia. PSE zna możliwości żerańskiej jednostki i tak długie wyłączenie z eksploatacji jest na pewno powodem do zmartwień. Tyle, ze był już czas na zarządzenie tym ubytkiem mocy. Słaba to pociecha, ale zawsze jakaś. Tyle, że możliwe przedłużenie prac remontowych w kontekście wyżej opisanych kłopotów to może być poważniejszy problem.
Zamknięcie Dolnej Odry i 450 MWe mniej w systemie. Kłopot nr 4?
31 sierpnia zakończyła się eksploatacja dwóch ostatnich bloków węglowych Elektrowni Dolna Odra. Każdy miał moc 225 MW, co oznacza wycofanie kolejnych 450 MWe potencjału wytwórczego.
Decyzja o wygaszaniu elektrowni była przygotowywana wcześniej. Nie była sprawą nagłą i PSE też doskonale o niej wiedział i definiował harmonogramy zarządzania systemem z uwzględnieniem tego faktu. Z punktu widzenia bilansu energetycznego liczy się jednak jej skutek: przestały w Polsce pracować dwa konwencjonalne bloki, które mogły dostarczać energię i stabilizować system niezależnie od aktualnego nasłonecznienia czy siły wiatru.
W sprawie tych jednostek pojawiały się pytania o ich znaczenie dla bilansowania systemu. W interpelacji z lipca 2026 r. posłowie zwracali uwagę, że bloki nr 6 i 7 były w czerwcu wielokrotnie przywoływane do pracy przez PSE. To prawda i dowód, że jednostki te miały praktyczne znaczenie dla operatora i bezpieczeństwa systemu.
Trudno w tej sytuacji nie zapytać, czy wygaszenie było konieczne? Czy możemy tak łatwo rezygnować z 460 MWe w bilansie? Trzeba pamiętać, że wycofanie mocy dyspozycyjnej powinno być wpisane przede wszystkim w bezpieczeństwo systemu. Dopiero później powinno się moim zdaniem uwzględniać kwestie ekonomii czy tym bardziej abstrakcyjnych celów emisyjności gazów cieplarnianych. Ale tu, właściciel (PGE) musi czuć wsparcie państwa, a nie samodzielnie borykać się z zarządzaniem takimi jednostkami w rzeczywistości coraz bardziej zaciskającej się pętli unijnych regulacji.
PSE ostrzegały przed luką mocową
Te cztery historie należy rozpatrywać w szerszym kontekście. PSE opublikowały w listopadzie 2024 r. Ocenę wystarczalności zasobów na poziomie krajowym 2025–2040. Dokument analizuje, czy w kolejnych latach dostępne zasoby wytwórcze będą wystarczały do pokrycia zapotrzebowania na energię z zachowaniem wymaganego poziomu bezpieczeństwa.
Wyniki pokazują, że problem wystarczalności mocy nie jest abstrakcyjną obawą. W scenariuszu bazowym prognozowany wskaźnik LOLE, określający oczekiwaną liczbę godzin w roku, w których dostępne zasoby nie wystarczą do pokrycia zapotrzebowania, wynosił 7,6 godz. dla 2025 r., 40,8 godz. dla 2026 r. i 50,2 godz. dla 2027 r. A brakującą ilość energii (wskaźnik EENS) w tym samym scenariuszu bazowym określono odpowiednio: 5,8GWh, 40,6GWh i 50,4GWh.
To wartości modelowe, a nie zapowiedź, że przez tyle godzin odbiorcy rzeczywiście będą pozbawieni prądu. W scenariuszu uwzględniającym tzw. mechanizm zdolności wytwórczych czyli utrzymywaniu istniejących oraz podejmowaniu inwestycji w nowe źródła mocy dyspozycyjnej (ze szczególnym uwzględnieniem jednostek na gaz ziemny) prognozowane wartości były znacznie niższe i korzystniejsze dla systemu, a rocznie przedstawiało się to następująco: 2025 r. – 2,9 godz., 2026 – 2,0 godz. i 2027 3,9 godz. Natomiast brakujące ilości energii określono odpowiednio: 1,8GWh rocznie, 2,1GWh i 3,2GWh. Ale pamiętajmy, te dużo lepsze wyniki miały być możliwe przy zachowaniu istniejących i inwestycjach w nowe źródła, dodam, realizowanych w założonych terminach.
Różnica między scenariuszami pokazuje znaczenie rynku mocy i innych mechanizmów zabezpieczających dostępność elektrowni. Pokazuje też, jak ważna jest dostępna moc dyspozycyjna dla operatora. Wszelkie nadzwyczajne wydarzenia, awarie, opóźnienia inwestycji i remontów, wreszcie zamykanie stabilnych źródeł nie sprzyjają realizacji korzystniejszego scenariusza. W bieżącej praktyce sprowadza się to do odpowiedzi ile źródeł będzie rzeczywiście dostępnych w godzinach największego zapotrzebowania.
Może ktoś zarzucić, że ostatecznie są to tylko prognozy, wprawdzie sporządzone przez najbardziej dedykowaną do tego instytucję, ale prognozy i teoretyczne konstrukty. To prawda, ale nie można jednak również ignorować ryzyka wskazywanego przez operatora.
Zimą wiatr i słońce nie zawsze pomogą
W dyskusji o bezpieczeństwie energetycznym często przywołuje się łączną moc zainstalowaną w pogodozależnych odnawialnych źródłach energii. Rzeczywiście, to ponad 28GW w panelach słonecznych i blisko 12GW w energetyce wiatrowej. Tyle że moc zainstalowana nie jest tym samym co moc dostępna w danej godzinie. Pogodozależne OZE mają swoje miejsce w systemie, ale nie można ich idealizować, jako klucza do bezpieczeństwa systemu. Tak, ich produkcja przy sprzyjających warunkach może znacząco ograniczać zużycie paliw i zmniejszać obciążenie innych jednostek. Może więc do pewnego stopnia rozszerzyć margines bezpieczeństwa. Ale powtórzę, przy sprzyjających warunkach. A sezon jesienno-zimowy w naszej szerokości geograficznej to nie jest okres sprzyjających warunków dla tych jednostek. I to powinno kończyć dyskusję na ile OZE segmencie energetyki wiatrowej i słonecznej mogą być elementem stabilizującym system elektroenergetyczny.
Trzymajmy kciuki za PSE
Na łamach DOBITNIE wielokrotnie zwracaliśmy uwagę na ryzyko zbyt szybkiego odstawiania elektrowni węglowych, zanim nowe źródła dyspozycyjne osiągną pełną gotowość. Nie chodzi o to, by zatrzymać wszystkie zmiany w energetyce. Chodzi o kolejność i tempo: najpierw trzeba zapewnić realną alternatywę, a dopiero potem wycofywać jednostki, które nadal mogą być potrzebne systemowi.
Przykłady Łagiszy, Grudziądza, Żerania i Dolnej Odry nie dowodzą, że w Polsce nie ma wystarczającej mocy. Pokazują natomiast, że bezpieczeństwo dostaw zależy od wielu elementów jednocześnie: awaryjności istniejących bloków, terminowości nowych inwestycji, dostępności paliwa, pogody oraz możliwości importu i przesyłu energii.
PSE dysponują narzędziami do bilansowania systemu, a polska energetyka nie jest pozbawiona rezerw ani możliwości reagowania na trudne sytuacje. Nie ma też dziś podstaw, by przesądzać o konieczności wprowadzenia stopni zasilania. Takie ograniczenia są środkiem nadzwyczajnym, stosowanym w razie poważnego zagrożenia bilansu.
Pozostaje więc trzymać kciuki za operatora, a zarazem oczekiwać od decydentów odpowiedzialnego planowania. Oby tej zimy PSE nie musiały sięgać po ograniczenia dostaw, a wszystkie odstawione bloki gazowe, węglowe szybko i bez kolejnych przeszkód osiągnęły pełną dyspozycyjność. W energetyce można dyskutować różne warianty, składać deklaracje na temat modeli transformacji, ale na końcu liczy się by system był bezpieczny, a my byśmy mieli prąd w gniazdku, szczególnie teraz, kiedy zbliża się zima.
***
FOT. Elektrownia w Łagiszach (żródło: TAURON)