Jedną z głównych przyczyn jest wzrost liczby pomp ciepła w naszych domach.
Atak zimy daje się we znaki krajowej energetyce. Operator naszego systemu elektroenergetycznego, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, podał, że po wtorkowym piku zapotrzebowania na moc są możliwe kolejne rekordy. Sieć działa jednak bez większych problemów, przede wszystkim dzięki świeżo wyremontowanym blokom węglowym.
We wtorek, 9 stycznia o godz. 10.45 odnotowano najwyższe w historii zapotrzebowanie na moc w Polsce. Według wstępnych danych PSE wyniosło ono 28,4 tys. MW. „System pracował stabilnie, a operator systemu przesyłowego dysponował wystarczającą rezerwą mocy, co wynikało m.in. z dostępności krajowych jednostek wytwórczych” – podaje operator w odpowiedzi na pytania DGP. Poprzedni rekord padł 12 lutego 2021 r. i był aż o 800 MW niższy. PSE prognozowały, że kolejny rekord może paść już w środę, co się jednak nie stało. „Zapotrzebowanie okresowo przekraczało poziom 28 GW i zbliżało się do rekordowego poziomu” – podaje spółka.
Jak tłumaczy Wojciech Żelisko z Fundacji Instrat, podstawową przyczyną wzrostu zużycia prądu są niskie temperatury. – Im niższe, tym większe zapotrzebowanie. W godzinach, kiedy temperatura utrzymywała się powyżej zera, zapotrzebowanie mieściło się w typowych granicach 20–24 GW, natomiast w okresie większych mrozów, jak w ostatnich dniach, rosło do 27–28 GW – mówi ekspert. I dodaje, że zużywamy więcej energii na cele grzewcze, np. ogrzewanie elektryczne w większych przedsiębiorstwach. – Dodatkowa przyczyna to zwiększone zapotrzebowanie własne samych elektrowni. Swój udział mają także pompy ciepła w gospodarstwach domowych – uzupełnia Żelisko. „Przy niskich temperaturach efektywność pomp ciepła spada i następuje zwiększenie zużycia energii elektrycznej” – zwracają też uwagę PSE. Według Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej tylko do końca października 2023 r. w ramach programu „Czyste powietrze” złożono ponad 196 tys. wniosków o dofinansowanie pomp ciepła.
PSE zapewniają przy tym, że system pracował stabilnie, ponieważ „operator dysponował wystarczającą rezerwą mocy, co wynikało m.in. z dostępności krajowych jednostek wytwórczych”. Według przedstawicieli branży naszą sytuację poprawiało to, że w 2023 r. zakończyły się remonty dużych bloków węglowych, przede wszystkim w Elektrowni Kozienice, należącej do Grupy Enea, Elektrowni Opole (PGE GiEK) oraz Elektrowni Jaworzno (Tauron). – Kiedy temperatury mocno spadają, a zapotrzebowanie rośnie, elektrownie konwencjonalne, czyli przede wszystkim węglowe, ale także gazowe, które mogą bardziej elastycznie zmieniać swoją moc, są potrzebne w systemie – tłumaczy Wojciech Żelisko. Jak podkreśla, w takich sytuacjach nierzadko włączane są też starsze bloki węglowe o niższej sprawności i wyższych kosztach wytwarzania energii elektrycznej, przez co w takich momentach rosną też ceny prądu na rynku energii, gdzie kupują go duże podmioty z branż energochłonnych.
Swoją rolę w pokryciu zapotrzebowania na moc odegrały też źródła odnawialne, mimo mało sprzyjających warunków pogodowych, czyli niskiego nasłonecznienia i wietrzności. – 9 stycznia, między godz. 10 a 11, w momencie największego zapotrzebowania na energię, instalacje fotowoltaiczne i farmy wiatrowe odpowiadały kolejno za 10 oraz 5 proc. chwilowej produkcji energii elektrycznej – mówi analityk Instrat. Nie obyło się też bez importu. Według wstępnych danych PSE w środę sprowadzaliśmy energię elektryczną z Czech, ze Słowacji, Szwecji i z Ukrainy, jednak najwięcej mocy (1217 MW) braliśmy z Niemiec. Jedynym krajem, do którego Polska eksportowała prąd, była Litwa (213 MW). Nie była przy tym potrzebna międzysystemowa pomoc operatorska, z której operatorzy systemów korzystają w sytuacjach awaryjnych, by uniknąć przerw w dostawach energii. ©℗
