Elektrowniom wiatrowym brakuje wiatru, a w wodne bije niski poziom rzek. Słoneczne z kolei były za drogie, by je rozbudowywać. Polsce brakuje kompleksowej strategii rozwoju pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych.

Kiedy Polskie Sieci Elektroenergetyczne na początku tygodnia ograniczyły dostawy prądu największym odbiorcom przemysłowym, wydawało się, że równolegle wzrośnie wykorzystanie odnawialnych źródeł energii (OZE). Największymi mocami spośród nich dysponują elektrownie wiatrowe. Nie miały one jednak okazji dowieść swojej przydatności. Z 4,1 tys. MW mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych ostatnio produkowały one mniej niż 10 proc. Bywało, że w wybranych godzinach było to niewiele ponad 100 MW.

– Niski poziom i wysokie temperatury wód w rzekach powodują zmniejszenie sprawności systemów chłodzenia w elektrowniach konwencjonalnych, co skutkuje zmniejszeniem produkcji energii. Niekorzystna sytuacja dotyka również OZE. Niskie stany wody i brak wiatru powodują, że choć na terenie działania Enea Operator mają one łączną moc ok. 1000 MW, ich obecna efektywność wynosi zaledwie 2–5 proc. – wskazuje Sławomir Krenczyk z Enei. W Tauronie Ekoenergii, który prowadzi farmy wiatrowe i elektrownie wodne, z powodu suszy część elektrowni nie pracuje w ogóle, a część tylko z minimalną mocą. – Od 1 do 11 sierpnia poziom chwilowej mocy w elektrowniach wodnych i na farmach wiatrowych wyniósł ok. 90 MW, co jest tylko nieznacznym uzupełnieniem energii ze źródeł konwencjonalnych – informuje Marcin Przybylski, kierownik działu inwestycji i rozwoju w spółce.

Reklama

Boso przez Wisłę

Jak podaje RMF FM, w niektórych miejscach można już przejść Wisłę z jednego brzegu na drugi, brodząc w wodzie. Przy obecnej aurze najlepiej sprawdziłyby się elektrownie produkujące energię z promieni słonecznych. Tu dysponujemy jednak mocami najmniejszymi ze wszystkich OZE (patrz infografika). Tomasz Chmal, specjalista ds. energetyki, wskazuje, że to efekt dotychczasowej polityki, która wspierała rozwój OZE najtańszych w budowie i instalacji, czyli m.in. współspalania biomasy oraz elektrowni wiatrowych. – Elektrownie solarne, które teraz bardzo by się przydały, należały do jednych z najdroższych – wskazuje Chmal.

Żeby ograniczyć groźbę blackoutu w związku z upałem, Polska mogłaby oczywiście hojniej subsydiować produkcję energii z paneli fotowoltaicznych (te są silnie promowane w Niemczech). Ale to źródło energii także niesie ze sobą pewne zagrożenia. – Panele fotowoltaiczne nie mają wystarczającej niezawodności pracy, bo produkują energię tylko w dni słoneczne. Mamy tu do czynienia z dylematem dotyczącym proporcji w miksie energetycznym miedzy energetyką zawodową a źródłami przydomowymi. W mojej ocenie zawsze jest potrzebny miks, bez uciekania w jakąkolwiek skrajność – wskazuje dyrektor ds. energetyki w PwC Dorota Dębińska-Pokorska.

Specjaliści podkreślają, że żyjemy w klimacie, który wymaga kompleksowego, przemyślanego i długofalowego podejścia do strategii rozwoju energetycznego kraju. Dlatego najważniejsze jest stworzenie systemu, który zapewni Polsce niezbędne w takich sytuacjach rezerwy mocy. – Z polskiego systemu energetycznego w najbliższych latach trzeba będzie wycofać przestarzałe konwencjonalne bloki energetyczne, odpowiadające za produkcję kilku tysięcy megawatów energii, czyli pokrywających istotną część krajowego zapotrzebowania na prąd. Powinniśmy je płynnie zastępować nowymi źródłami energii, zarówno konwencjonalnymi, jak i odnawialnymi. A tego w polskim podejściu brakuje – ocenia Tomasz Chmal.

Nasz rozmówca zaznacza przy tym, że wszystkie rozwiązania poprawiające wydajność systemu powinny być wprowadzane z myślą o korzyściach dla polskiej gospodarki. Nie ma bowiem przeszkód, aby zbudować np. nowoczesną, wysokosprawną elektrownię węglową, ale pytanie, jaki będzie miała ona sens bez rozwiązania problemu polskiego górnictwa. – Zwiększanie importu węgla czy gotowej energii z zagranicy byłoby nieracjonalne – dodaje.

Tymczasem sytuacja z dostawami prądu zaczyna wracać do normy. Polskie Sieci Elektroenergetyczne wczoraj wczesnym popołudniem wprowadziły 11. stopień zasilania. To oznacza, że najwięksi przemysłowi odbiorcy prądu mogą pobierać moc do wysokości umownej, czyli zakontraktowanej w umowie z dystrybutorem. Firmy, które od poniedziałku musiały ograniczać zużycie prądu, a co za tym idzie produkcję, dopiero zabiorą się za podliczanie strat. – W związku z ograniczeniem dostaw prądu utraciliśmy część produkcji, a więc ponieśliśmy straty finansowe. Właśnie trwa ich wyliczanie. Skupiamy się na przystosowaniu do aktualnej sytuacji, która – jeśli chodzi o zmiany w dostawach – jest bardzo dynamiczna – mówi rzecznik ArcelorMittal Poland Sylwia Winiarek. Najwcześniej pod koniec sierpnia skutki ograniczenia dostaw prądu podliczy też Impexmetal, producent wyrobów z metali kolorowych.