Dobrze funkcjonujące rynki i systemy, z odpowiednimi połączeniami elektroenergetycznymi, są najlepszą gwarancją bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Jednak nawet najlepsze zabezpieczenia mogą okazać się niewystarczające w obliczu kryzysu wywołanego klęskami żywiołowymi, w tym ekstremalnymi warunkami pogodowymi.
Prognozowany wzrost częstości występowania ekstremalnych warunków pogodowych [1] niesie ze sobą zagrożenia zarówno w obszarze dostarczania energii elektrycznej do odbiorców, jak również wzrostu cen energii. Przykładem może być ekstremalnie ciepły 2019 r. – średnia roczna temperatura na obszarze Polski wyniosła 10,2°C i była wyższa o 2,4°C od normy wieloletniej 1971-2000 [2]. Tak wysokie temperatury niewątpliwie wpływają na wzrost poboru energii elektrycznej, w wyniku m.in. powszechnego używania klimatyzatorów i wiatraków. Według analiz Forum Energii [3] systematycznie rośnie dobowa różnica pomiędzy dolinowym a szczytowym zapotrzebowaniem na moc, w szczególności w okresie letnim, w którym średnia zmienność zapotrzebowania w ciągu dnia zwiększyła się z 5,3 GW w 2007 r. do 6,9 GW w 2017 roku. W prognozach pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc do 2030 r. przewiduje się pogłębienie tych dysproporcji.
Wpływ pogody na szeroko rozumianą energetykę dobrze obrazuje sytuacja, która miała miejsce w Norwegii w 2018 r. oraz w Polsce w 2015 roku. Szacuje się, że w Norwegii ubytki wody związane z jej parowaniem przyniosły stratę rzędu 36 TWh potencjalnej produkcji prądu w stosunku do normalnej sytuacji hydrologicznej. Jest to wartość odpowiadająca trzymiesięcznemu zużyciu energii w tym skandynawskim kraju [4], który jest największym „akumulatorem prądu” w Europie. Innym skutkiem panującej w Norwegii suszy (i związanego z tym niskiego poziomu rezerw wody w hydroelektrowniach) jest prognozowany wzrost cen prądu. Z kolei w Polsce w sierpniu 2015 r., utrzymujące się wysokie temperatury powietrza przyczyniły się do dużego zapotrzebowania na moc. Efektem tego było przede wszystkim zwiększone wykorzystanie urządzeń klimatyzacyjnych. Wysokie temperatury doprowadziły do pogorszenia warunków hydrologicznych, a niski poziom wód w rzekach i zbiornikach wywołał problemy z chłodzeniem cieplnych bloków konwencjonalnych. Część elektrowni pracowała ze zmniejszoną mocą lub została całkowicie wyłączona.
Energetyka cieplna pracuje stabilnie i bezawaryjnie tylko wtedy, gdy ma zapewniony dostęp do zasobów wody w odpowiedniej ilości i jakości.
W Polsce do chłodzenia instalacji elektrowni wykorzystuje się około 7 km3 wody rocznie (220 m3/s) [5]. Jest to czternastokrotna równowartość ilości wody zmagazynowanej w największym naszym zbiorniku retencyjnym przy zaporze w Solinie. Energetyka pobiera dziesięć razy więcej wody niż pozostałe działy przemysłu, co stanowi 60% całego zużycia wody w gospodarce Polski [6].
Polskie elektrownie cieplne są tak wodochłonne ponieważ wykorzystuje się w nich głównie otwarty system chłodzenia z jednorazowym przepływem (once-through flow cooling system).
Tylko niektóre obiekty wyposażono w systemy zamknięte, oparte na chłodniach kominowych lun wieżach chłodniczych.
Stanowi to poważny problem środowiskowy pod względem:
- jakościowym – w systemach otwartych woda podlega podgrzaniu, a następnie jest spuszczana do rzek i zbiorników. Tego typu zanieczyszczenie termiczne (thermal pollution) ma wpływ na życie biologiczne w ekosystemach wodnych;
- ilościowym– występujące coraz częściej niskie stany (związane również ze zmianami klimatu) i przepływy naruszające normalny tryb pracy elektrowni bądź elektrociepłowni są niebezpieczne dla urządzeń technologicznych i mogą prowadzić do całkowitego wyłączenia obiektu.
Zasoby hydroenergetyczne Polski są niewielkie w stosunku do zapotrzebowania gospodarki i społeczeństwa na energię elektryczną i cieplną.
Teoretyczny potencjał energetyczny naszych rzek wynosi około 23 TWh, lecz ze względów technicznych może być wykorzystany zaledwie w ok. 50% [7]. Według danych GUS, w latach 2000-2018 w elektrowniach wodny w Polsce wyprodukowano zaledwie 3 TWh energii elektrycznej. Wielkość ta sukcesywnie maleje. Obecnie energetyka wodna dostarcza mniej niż 2% całej wytworzonej energii elektrycznej kraju (w Norwegii jest to 97%, a w Szwecji 38%).
Choć produkcja ta ma niewielkie znaczenie w ogólnym bilansie, to liczy się pod względem jakościowym:
- wytwarzanie energii w elektrowniach wodnych to łatwość manewrowania technologicznego, dogodność w dysponowaniu mocą i duża pewność ruchowa;
- rozmieszczenie elektrowni wodnych w różnych częściach kraju stwarza warunki do wykorzystania wytworzonej energii w pobliskim rejonie bez konieczności jej przesyłu;
- elektrownie wodne mogą być uruchamiane i zatrzymywane w ciągu 1-2 minut, a zmiana mocy następować w ciągu kilku sekund; cechuje je duża elastyczność, co przy pracy interwencyjnej ma podstawowe znaczenie w systemie;
- zużycie energii elektrycznej na potrzeby własne wynosi zaledwie 0,3-0,5% mocy wytworzonej;
- energia elektryczna uzyskiwana w elektrowniach wodnych jest wolna od zmiennych cen paliw surowców energetycznych, a zespoły i elementy ruchowe siłowni cechuje długi okres użytkowania.
Z tego powodu energetyka wodna w określonych warunkach może być alternatywą dla innych technologii produkcji. Jednak w ogólnym rozrachunku, ze względu na ograniczony potencjał, nie przewiduje się znaczącego wzrostu wykorzystania energii wód płynących [8].
[opracowanie własne na podstawie danych GUS]
Od wielu lat dyskutuje się w Polsce o możliwościach rozwoju energetyki jądrowej. Pomijając kwestie ekonomiczne, odpowiednio duże zasoby wodne dla budowy elektrowni jądrowej występują jedynie w środkowym i dolnym biegu największych rzek Polski. Głównie w północnych i wschodnich rejonach kraju. Podkreślić należy fakt, że dla planowanych obiektów zasoby wodne Wisły, nawet w dolnym jej biegu, nie są wystarczające do chłodzenia reaktorów w układzie otwartym. Dlatego należy założyć możliwość zastosowania zamkniętych obiegów chłodzenia [9].
Czy grozi nam blackout?
Zapewnienie warunków rozwoju gospodarczego Polski, w tym infrastruktury wytwórczej, wskazuje na potrzebę rozbudowy mocy wytwórczej energii elektrycznej. Czas funkcjonowania nowych elektrowni wynosi około 40 lat. Dlatego już dziś sektor energetyczny na etapie planowania inwestycji musi przewidywać potrzeby, możliwe rozwiązania technologiczne oraz potencjalne regulacje prawne. W przeciwnym razie będziemy co roku narażeni na ograniczenia w dostawie prądu.
Najpoważniejsze do tej pory zdarzenie wystąpiło 10 sierpnia 2015 roku, kiedy w całym kraju wprowadzono po raz pierwszy od 1989 r. tzw. 20. stopień zasilania [10].
Nałożyło się na to kilka przyczyn: fala upałów i związane z nią rekordowe zapotrzebowania na prąd, niski poziom wód w rzekach, remont bloków energetycznych oraz awaria elektrowni w Bełchatowie. W wyniku ograniczeń najbardziej ucierpiały sektory przemysłu (zwłaszcza ciężkiego) oraz usług, a straty gospodarcze oszacowano na 1,5-2 mld zł [11]. Wprowadzone w sierpniu 2015 r. limity w poborze energii dotyczyły dużych przedsiębiorstw, które miały zakontraktowany odbiór mocy powyżej 300 kW. Firmy zostały zmuszone do ograniczenia produkcji w swoich fabrykach.
Zdarzenie to nie było blackoutem. Ale gdyby wskazani odbiorcy nie dostosowali się wówczas do ograniczeń, krajowa sieć nie byłaby w stanie pokryć zapotrzebowania. Doszłoby do wyłączeń awaryjnych obejmujących wszystkich odbiorców z danego terenu, a więc także gospodarstw domowych, szpitali czy transportu publicznego. Jednak teoretycznie i praktycznie blackout jest możliwy. Niebezpieczeństwo pogłębia fakt, że większość naszej infrastruktury do dystrybucji energii jest po prostu stara. W Polsce sieć przesyłowa powstała w latach 60. i 70. ubiegłego wieku i jest ona w znacznej mierze wyeksploatowana. Ocieplanie się klimatu będzie skutkowało częstszym pojawianiem się wysokich temperatur i fal upałów, a tym samym zwiększonym zapotrzebowaniem na energię elektryczną. Dodatkowo w Polsce od kilku lat borykamy się z suszą, a latem stany wód zwykle osiągają minimalne poziomy. Mamy więc do czynienia z dwoma elementami (zwiększonym popytem i niewystarczającą podażą), które prędzej czy później doprowadzą do załamania dostaw prądu.
[1] https://www.ipcc.ch/report/managing-the-risks-of-extreme-events-and-disasters-to-advance-climate-change-adaptation/
[2] Biuletyn Państwowej Służby Hydrologiczno-Meteorologicznej, 2019, 13 (215)
[3] https://www.cire.pl/pliki/1/2019/elastycznosc_kse.pdf
[4] Ceny prądu w Polsce najwyższe w historii, Energetyka Wodna, 2018, 3 (27), s. 10
[5] Majewski W., 2017, Woda w inżynierii środowiska, IMGW, Warszawa, 172 s.
[6] GUS, 2018, Produkcja energii elektrycznej wg źródeł
[7] Tymiński J., 1997, Wykorzystanie odnawialnych źródeł energii w Polsce do 2030 – aspekt energetyczny i ekologiczny, IBMiBR, Warszawa
[8] https://www.gov.pl/web/aktywa-panstwowe/polityka-energetyczna-polski-do-2040-r-zapraszamy-do-konsultacji1
[9] Kiełbasa W., 2009, Lokalizacja elektrowni jądrowych w Polsce, HYDROENERGO
[10] 20. stopień zasilania oznacza, że odbiorca może pobierać moc do wysokości ustalonego minimum niepowodującego zagrożeń i zakłóceń (wyłączając infrastrukturę krytyczną), przy zachowaniu bezpieczeństwa ludzi oraz obiektów technologicznych.
[11] Węglewski M., 2018, Moc nie będzie z nami, Newsweek, 27
Oprac. Magdalena Skonieczna, Tomasz Walczykiewicz | IMGW-PIB/ Zakład Gospodarki wodnej i Systemów Wodnogospodarczych
Zdjęcie główne: Casey Horner | Unsplash
[…] awaria zasilania zwana „blackoutem”[i] zdarza się rzadko, a wydarzenia, które miały miejsce na Pomorzu Zachodnim 15 lat temu […]