Blackout raczej nam nie grozi

W ostatnich tygodniach w debacie publicznej coraz częściej pojawia się słowo blackout, oznaczające w istocie krach systemu elektroenergetycznego. Chodzi o nagłe niedobory energii w sieci, np. wyłączenie jednego ze źródeł, powodujące przeciążenie pozostałych elementów, które wskutek tego wyłączają się kolejno na zasadzie przewracających się kostek domina.

Takiego katastroficznego scenariusza nie da się oczywiście wykluczyć, jednak szanse na to są minimalne, a powodem mogłaby być raczej duża awaria, a nie obserwowane obecnie turbulencje na rynku surowców energetycznych.

W ostatnich latach z blackoutem - na szczęście tylko lokalnym - tak naprawdę mieliśmy do czynienia jeden raz - w zimie 2008 r., w Szczecinie, gdy mokry śnieg pozrywał linie energetyczne zasilające miasto.

Często tym słowem niesłusznie określa się wydarzenia z sierpnia 2015 r., kiedy Polskie Sieci Elektroenergetyczne ograniczyły dostawy energii do części odbiorców przemysłowych, ogłaszając 20. stopień zasilania. Tymczasem zrobiono to właśnie po to, aby blackoutu, czyli niekontrolowanych przerw uniknąć.

Wówczas mieliśmy do czynienia ze splotem niekorzystnych okoliczności. Trwały remonty kilku dużych bloków energetycznych, opóźniło się ponowne włączenie do systemu jednego z nich, a jednocześnie upały i niski poziom rzek utrudniały chłodzenie bloków, przez co spadała ich efektywność. Zjawiska te sprawiły, że mocy w systemie zaczęło brakować. PSE zadziałały i udało się uniknąć dużej awarii.

Podobnych działań należy się spodziewać, gdyby teraz, z powodu podobnego niekorzystnego splotu okoliczności, polski system energetyczny znów znalazł się na krawędzi. Na razie jednak nic nie wskazuje na takie zagrożenie.

Gdy w ostatnich tygodniach o groźbie blackoutu zaczęło być głośno, jako argument podnoszono sytuację z początku lipca, kiedy rezerwa mocy w systemie wyniosła 0 MW. Jak jednak widać, taki stan rzeczy - jakkolwiek niepokojący - nie doprowadził do ograniczeń w dostawach energii.

Po pierwsze dlatego, że polski system elektroenergetyczny jest częścią systemu europejskiego, w razie kryzysu możemy ratować się importem energii i nie jest to żadnym dramatem. Robiliśmy tak nie raz, podobnie, jak nie raz eksportowaliśmy energię, gdy okresowe trudności przeżywali Niemcy czy Szwedzi. W ostatnich dniach po import musiała sięgnąć nuklearna potęga - Francja, która ograniczyła moc swoich elektrowni atomowych z powodu upałów.

Polska częściej bywała zwykle eksporterem energii niż jej importerem. Jak wynika z danych PSE w czerwcu 2022 r. w ramach wymiany handlowej wyeksportowaliśmy 872,5 GWh energii elektrycznej, a import w tym czasie wyniósł 905,4 GWh. Oznacza to, że w ujęciu miesięcznym po raz pierwszy od sierpnia 2021 r. znaleźliśmy się "pod kreską".

Sytuacja jest jednak lepsza niż podczas energetycznych turbulencji z 2015 r. Od tego czasu powstały nowe połączenia międzysystemowe, zwiększające zdolności importowe energii elektrycznej (np. LitPol Link), oddano do użytku nowe moce, a także w systemie pojawiło się 10 GW fotowoltaiki.

Niekiedy rola odnawialnych źródeł energii (OZE) - czyli właśnie fotowoltaiki, wiatraków, pomp ciepła itp. jest lekceważona. Wskazuje się - niebezpodstawnie - że nie są one w stanie zastąpić energetyki węglowej, czy szerzej - opartej na paliwach kopalnych, przede wszystkim ze względu na swoją niestabilność, przy wciąż niewystarczająco efektywnych magazynach energii. Nie zmienia to faktu, że OZE odgrywają coraz większą rolą w polskim systemie energetycznym. Np. 19 czerwca 2022 r. padł rekord udziału odnawialnych źródeł w energetyce: pokryły one aż dwie trzecie krajowego zapotrzebowania. Przekłada się to na ponad tysiąc wagonów niespalonego w tradycyjnych elektrowniach węgla, który może się przydać w zimowych miesiącach.

"Czarne złoto" to najgorętszy obecnie towar. Największym problemem jest zapełnienie luki po rosyjskim węglu, którego się wyrzekliśmy, słusznie, w ramach embarga wprowadzonego po agresji Rosji na Ukrainę. Czy jeśli się to nie uda, grozi nam ciemność? Raczej nie. Energetyki zawodowej brak węgla nie dotyczy. Ta bazuje bowiem przede wszystkim na surowcu z krajowych kopalń.

W Polsce wydobywa się rocznie ok. 55 mln t węgla kamiennego, z czego 12 mln t to węgiel koksowy (dla hut), a pozostałe 43 mln nadaje się do pozostałych zastosowań. Nasze elektrownie zużywają rocznie 27 mln t. Jest zatem spora nadwyżka.

Rosyjski węgiel jest używany przede wszystkim do ogrzewania - przez ciepłownictwo systemowe i w gospodarstwach domowych. Elektrociepłownie i ciepłownie zużywają ok. 10 mln t - dla nich krajowy surowiec się często po prostu nie nadaje i stąd obecne niepokoje rynkowe i poszukiwanie nowych kierunków importu. Na szczęście do sezonu grzewczego zostało jeszcze trochę czasu i jest nadzieja, że uda się sprowadzić wystarczającą ilość paliwa.

Problemem tej zimy będzie natomiast cena energii. Na Towarowej Giełdzie Energii w lipcu 2022 r. średnia ważona cena kontraktu rocznego z dostawą pasmową prądu w roku 2023 (BASE_Y-23) wyniosła 1518,97 zł/MWh, co stanowi wzrost o 416,57 zł/MWh wobec ceny tego kontraktu w czerwcu 2022 r. Dla porównania: średnioważona cena kontraktu rocznego z dostawą pasmową w roku 2021 (BASE_Y-21) wyniosła w całym 2020 roku 231,87 zł/MWh.

Skąd taki wzrost? 

Po pierwsze to efekt drożejącego węgla. Jeszcze przed wybuchem wojny w styczniu i do połowy lutego 2022 r. stawki w rejonie ARA (Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia) utrzymywały się mocno poniżej 200 dol. za tonę. Agresja Rosji na Ukrainę i wprowadzone w reakcji embargo na rosyjski węgiel podbiły w marcu notowania do ponad 400 dol. Potem cena nieco spadła, jednak nadal jest mocno powyżej 250 dol.

Polskie elektrownie płacą za węgiel znacznie mniej, za sprawą długoterminowych kontraktów zawartych z krajowymi kopalniami, co nie znaczy, że te ceny nie rosną. W maju tona kosztowała  334,74 zł. W czerwcu br. surowiec dla energetyki był o 38,5 proc. droższy niż rok wcześniej, a węgiel dla ciepłownictwa podrożał o 40,4 proc. - wynika z indeksów cenowych opublikowanych przez Agencję Rozwoju Przemysłu.

Drugim czynnikiem cenotwórczym dla polskiej energetyki są koszty uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Od 2018 do 2022 r. ceny podskoczyły z niecałych 10 euro do nawet ponad 90 euro (na przełomie lipca i sierpnia kształtowały się w okolicach 80 euro). Polska apeluje wprawdzie o zawieszenie lub reformę systemu ETS (np. wyłączenie z rynku handlu uprawnieniami podmiotów finansowych, spoza energetyki), ale chociaż zmiany znajdują coraz więcej zwolenników, to - realistycznie patrząc - nie należy tego oczekiwać w najbliższych miesiącach.

BIZNES INTERIA na Facebooku i jesteś na bieżąco z najnowszymi wydarzeniami

Te czynniki windują ceny energii "pod sufit". W połowie lipca prezes Urzędu Regulacji Energetyki Rafał Gawin skierował do minister klimatu i środowiska Anny Moskwy list, z którego wynika, że taryfy na energię elektryczną dla gospodarstw domowych mogą w 2023 r. wzrosnąć o co najmniej 180 proc. To sygnał ostrzegawczy. Fakt, że koncerny energetyczne takich podwyżek mogą oczekiwać, nie oznacza jeszcze, że prezes URE na nie przystanie. Jest niemal pewne, że nie.

Przynajmniej tak wynika z wypowiedzi przedstawicieli rządu.

Premier Mateusz Morawiecki zapowiada, że "znaczną część" wzrostu kosztów wezmą na siebie koncerny energetyczne, w większości należące do państwa. Niewykluczone, że rząd zrekompensuje im przynajmniej część ponoszonych z tego powodu strat.

Precedens już jest - obecnie rząd rekompensuje PGNiG Obrót Detaliczny zamrożenie taryfy na gaz, którego ceny też poszły "pionowo" w górę. Łącznie od 7 marca 2022 r. spółka otrzymała już 5,323 mld zł z tego tytułu.

Najbliższej zimy nie grożą nam zatem ciemności. Znaczące - chociaż raczej nie zabójcze -  podwyżki cen energii są jednak przesądzone. To będą trudne miesiące. Wiele wskazuje jednak na to, że uda się uniknąć energetycznej katastrofy, a w dzisiejszych, niepewnych czasach taka nadzieja to już dużo.

Piotr Buczek

Redaktor w "DGP" od 2009 r.