Z tego artykułu dowiesz się:
- W jaki sposób letnie upały bezpośrednio wpływają na stabilność krajowego systemu elektroenergetycznego.
- Na czym polega mechanizm rynku mocy i dlaczego jest on kluczowy dla bezpieczeństwa energetycznego.
- Które kluczowe elektrownie muszą ograniczać produkcję energii i z jakich technicznych powodów.
- Jakie strategiczne wyzwania dla sektora energetycznego ujawniają ekstremalne zjawiska pogodowe.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne ogłosiły okresy przywołania na rynku mocy we wtorek, 4 sierpnia 2026 r. między godz. 17 a 19. Operator sięga po to narzędzie, by nie zabrakło nam mocy do produkcji energii. Z danych PSE wynika, że kilka bloków węglowych musiało ograniczyć prace i dostarczyć mniej mocy do systemu.
Rynek mocy w Polsce. Na czym polega okres przywołania?
To już drugie w tym roku (pierwsze miało miejsce 30 czerwca), a czwarte w ogóle ogłoszenie okresów przywołania na rynku mocy. Sytuacja ta oznacza, że wszystkie podmioty, które są objęte obowiązkami mocowymi wynikającymi z zawartych umów, muszą we wskazanym okresie dostarczyć odpowiednią moc do systemu. – Wytwórcy muszą ją przedstawić do dyspozycji operatora albo wprowadzić do sieci (w zależności od typu jednostki wytwórczej), a odbiorcy objęci umowami mocowymi muszą zredukować swoje zapotrzebowanie – informują PSE.
Czytaj więcej
Polskie Sieci Elektroenergetyczne ogłosiły okresy przywołania na rynku mocy we wtorek, 30 czerwca 2026 r. Operator sięga po to narzędzie, by nie za...
Ustawa o rynku mocy została uchwalona pod koniec 2017 r. Ogłoszenie okresów przywołania na rynku mocy wynika z faktu, iż dostępna dla operatora nadwyżka mocy wytwórczych (ponad zapotrzebowanie odbiorców) była istotnie niższa niż wymagane dla bezpieczeństwa pracy systemu 9 proc.
Praca systemu elektroenergetycznego jest planowana w taki sposób, by operator zawsze dysponował odpowiednią rezerwą mocy. Jest ona niezbędna, by możliwe było zaspokojenie zapotrzebowania, gdy np. dojdzie do awarii jednostek wytwórczych, generacja ze źródeł odnawialnych będzie mniejsza od planowanej lub zapotrzebowanie będzie większe od prognozowanego. Jeżeli odpowiednia rezerwa nie jest zachowana, konieczne jest wykorzystanie różnych narzędzi, którymi dysponuje operator. Są to m.in. zmiany grafiku remontów, polecenie zwiększenia generacji, praca elektrowni w przeciążeniu czy wykorzystanie elektrowni szczytowo-pompowych.
Czytaj więcej
Problemy energetyczne na Węgrzech i innych sąsiadów wywołane upałami, nie wpływają na bezpieczeństwo funkcjonowania polskiego systemu elektroenerge...
– Okresu przywołania na rynku mocy nie należy mylić ze stopniami zasilania – to dwa osobne mechanizmy. Stopnie zasilania, czyli ograniczenia w poborze i dostarczaniu energii elektrycznej, są „środkiem ostatniej szansy” – podkreśla operator.
Uczestnicy rynku mocy otrzymują wynagrodzenie za pozostawanie w gotowości i realizację swoich obowiązków mocowych, gdy operator tego zażąda. Każdy z nas płaci za to w rachunku za energię pod postacią tzw. opłaty mocowej. Co ważne, okres przywołania na rynku mocy nie ma wpływu na odbiorców indywidualnych i nie pociąga za sobą żadnych utrudnień dla odbiorców energii elektrycznej.
Ekstremalna pogoda to wyzwanie, lecz system – jak zapewniają PSE – pozostaje przygotowany. Ekstremalne mrozy w styczniu oraz upały w czerwcu i lipcu wystawiły system na próbę. Operator wskazuje, że główne wyzwanie dotyczy nie tyle infrastruktury (przesyłowej i dystrybucyjnej), ile bieżącego równoważenia produkcji energii z zapotrzebowaniem odbiorców. – Gdy rośnie popyt, np. przez masowe użycie klimatyzacji, Polskie Sieci Elektroenergetyczne uruchamiają dodatkowe mechanizmy. Kluczowy jest rynek mocy, finansowany z opłaty mocowej na rachunkach odbiorców. Utrzymuje on w gotowości dodatkowe jednostki wytwórcze do uruchomienia, gdy standardowa produkcja — zwłaszcza z OZE — nie wystarcza do pokrycia zapotrzebowania – mówił w TVN24 BiŚ Konrad Purchała wiceprezes PSE. jak wyjaśniał, rynek mocy ogłasza się przy spadku rezerwy mocy, a nie z powodu bezpośredniego ryzyka blackoutu. Rezerwa zabezpiecza system przed nieprzewidzianymi zdarzeniami, jak awaria bloku czy nagły, nieprognozowany wzrost zapotrzebowania. Równowaga między produkcją a zużyciem musi być utrzymana w każdej sekundzie – mówił Purchała.
Przyznał on, że trudności z przyjmowaniem energii z fotowoltaiki w ciągu dnia wynikają z okresowej nadprodukcji, na którą brakuje wystarczającego popytu — dlatego w celu utrzymania bilansu produkcja bywa ograniczana. – Aby wykorzystać nadwyżki, należy zachęcać odbiorców do zużycia, gdy energia jest tania. Kluczową rolę odegrają taryfy dynamiczne, które umożliwią np. chłodzenie mieszkań w południe, gdy energia słoneczna jest obfita i tania, co redukuje zużycie wieczorem, w godzinach szczytu. Dotyczy to także elektromobilności i elastycznych procesów przemysłowych – powiedział wiceprezes.
Upały i awarie bloków węglowych zmniejszyły rezerwę mocy
PSE stoi na straży, aby tej bezpiecznej rezerwy mocy do produkcji energii elektrycznej nam nie zabrakło. Rezerwa mocy między godz. 17 a 19 może spaść do 851-656 MW. To mniej niż moc jednej dużej elektrowni węglowej (PSE przyjmuje roboczo tę wartość na 1000 MW). Jeśli tej mocy w rezerwie jest mniej niż wspominane 1000 MW (a tak jest dzisiaj), PSE wprowadza środki zaradcze. Importu awaryjnego nie można przeprowadzić, bo u naszych sąsiadów jest podobna sytuacja jak u nas. Pozostaje więc mechanizm rynku mocy.
Czytaj więcej
Rumunia rozpoczęła import prądu z Ukrainy. A rumuńska armia przygotowuje się do wysadzenia skał nad Dunajem, aby utrzymać pracę jedynego czynnego r...
Dlaczego wielkość rezerwy mocy jest zagrożona? Przede wszystkim przez upały. Największe problemy są w elektrowniach należących do Enei, a więc w kompleksach w Kozienicach i w Połańcu. W Kozienicach na 11 bloków 5 odnotowuje awaryjne ubytki mocy. Dodatkowo od początku lipca do września największy blok węglowy w Polsce B11 o mocy ponad 1000 MW przechodzi planowany wcześniej remont.
Ubytki mocy to najprawdopodobniej efekt zbyt wysokiej temperatury wody, która służy do chłodzenia, a później jest zrzucana z powrotem do rzeki (jej dopuszczalna temperatura to 35 stopni C). Dlatego właściciel musi ograniczyć pracę elektrowni, aby nie przekraczać dopuszczalnej temperatury zrzucanej wody. Podobny problem jest w Połańcu, gdzie na dziewięć bloków 4 mają wysokie ubytki mocy sięgające ponad 200 MW mocy.
– Elektrownia Połaniec na bieżąco monitoruje sytuację hydrologiczną. W związku z utrzymującymi się niskimi stanami wody praca wybranych bloków energetycznych jest dostosowywana do aktualnych warunków eksploatacyjnych. Działania te mają charakter operacyjny i służą zapewnieniu bezpiecznej pracy jednostek oraz ciągłości dostaw energii – informuje nas Justyna Kosowicz, rzecznik prasowy Enea Elektrownia Połaniec.
W przypadku Kozienic, Enea Wytwarzanie informuje nas, że na bieżąco monitoruje sytuację hydrologiczną Wisły. Spółka prowadzi stały nadzór nad parametrami związanymi z poborem i odprowadzaniem wód, a także analizuje warunki hydrologiczne, w tym zjawiska suszy. – Na podstawie bieżących obserwacji parametrów hydrologicznych Enea Wytwarzanie odnotowuje okresowe wahania przepływów oraz obniżone stany wody, szczególnie w okresach wysokich temperatur i długotrwałego braku opadów. Zjawisko to jest szczególnie istotne na obszarze prowadzenia działalności Elektrowni Kozienice, gdzie dostępność wody z Wisły ma bezpośrednie znaczenie dla stabilności procesów technologicznych oraz bezpieczeństwa Krajowego Systemu Energetycznego – tłumaczy spółka, i dodaje, że przypadku wystąpienia warunków wymagających podjęcia dodatkowych działań eksploatacyjnych spółka dysponuje rozwiązaniami organizacyjnymi i technicznymi pozwalającymi dostosować pracę jednostek wytwórczych do aktualnej sytuacji hydrologicznej.
Poza blokami Enei problemy są także w EC Żerań (Orlen, jeden blok nie pracuje) oraz w Pątnowie (ZE PAK), gdzie nie pracuje blok B9. Oba bloki mają nominalną moc niecałych 500 MW.
