El calor reduce la generación con carbón y obliga a PSE a activar de nuevo el mercado de capacidad
El operador polaco PSE volvió a activar las obligaciones del mercado de capacidad después de que el calor y las restricciones de refrigeración redujeran la producción de varias centrales de carbón. El 6 de agosto, la reserva disponible podía caer hasta 597 MW.
La reserva cae por debajo del requisito de seguridad
El operador de la red de transporte de Polonia, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, o PSE, volvió a activar el mercado de capacidad el 6 de agosto de 2026 ante las limitaciones que las altas temperaturas impusieron a varias centrales de carbón. Energia.rp.pl informó de que entre las 17:00 y las 22:00 no estaría disponible la reserva de generación exigida por la normativa. Durante el periodo más ajustado, de 17:00 a 19:00, PSE preveía que la reserva descendiera a entre 932 MW y 597 MW.
El mínimo quedó por debajo de 600 MW, frente a casi 660 MW durante la activación anterior del 4 de agosto. PSE utiliza 1.000 MW, aproximadamente la potencia de una gran central de carbón, como referencia operativa para adoptar medidas correctoras. El margen de capacidad disponible por encima de la demanda también era considerablemente inferior al 9% requerido para operar el sistema eléctrico con seguridad.
La activación no implicaba un apagón inminente. Los generadores sujetos a contratos de capacidad debían poner a disposición del operador la potencia comprometida o inyectarla en la red, según el tipo de instalación. Los consumidores contratados debían reducir su demanda. PSE indicó que el mecanismo no causaría problemas a los hogares, aunque los consumidores lo financian mediante el cargo por capacidad incluido en la factura eléctrica.
Los límites de refrigeración reducen la producción de grandes centrales
La presión inmediata procedía principalmente de las unidades de carbón de Enea en Kozienice y Połaniec, junto con pérdidas de capacidad en la central de Turów, propiedad de PGE. Energia.rp.pl señaló que 10 de las 11 unidades de Kozienice registraban pérdidas de potencia por emergencia. B11, la mayor unidad de carbón de Polonia, con más de 1.000 MW, ya estaba sometida a una revisión programada previamente desde comienzos de julio hasta septiembre.
En Połaniec, siete de las nueve unidades sufrían pérdidas elevadas, superiores a 200 MW. También se notificaron problemas en Turów, mientras que una unidad de la central EC Żerań de Orlen permanecía fuera de servicio. El aumento de las unidades afectadas y la ampliación de la activación a cuatro horas mostraron un deterioro frente al 4 de agosto, cuando el mecanismo se aplicó durante dos horas.
La elevada temperatura del agua de refrigeración fue identificada como la causa probable de las reducciones. Las centrales devuelven el agua utilizada a los ríos y la temperatura máxima permitida para el vertido es de 35 grados Celsius. Los operadores deben reducir la generación si mantener la actividad puede superar ese límite. Enea Wytwarzanie afirmó que estaba observando fluctuaciones periódicas de los caudales y niveles de agua reducidos durante episodios de altas temperaturas y ausencia prolongada de lluvias. En Kozienice, la disponibilidad de agua del río Vístula afecta directamente a la estabilidad de los procesos de la planta y a la seguridad del sistema eléctrico polaco.
La quinta activación pone a prueba el mecanismo de respaldo
Fue la tercera activación del mercado de capacidad en 2026, después de las del 30 de junio y el 4 de agosto, y la quinta desde la puesta en marcha del mecanismo. También fue la segunda en una misma semana. Polonia aprobó su Ley del Mercado de Capacidad a finales de 2017 para remunerar a generadores y consumidores participantes por mantenerse disponibles cuando la reserva del sistema resulte insuficiente.
PSE puede proteger normalmente la reserva mediante cambios en los calendarios de mantenimiento, órdenes de aumentar la generación, funcionamiento de centrales por encima de su potencia ordinaria o el uso de instalaciones de bombeo. Según Energia.rp.pl, las importaciones de emergencia no estaban disponibles porque los sistemas vecinos afrontaban condiciones similares. El mercado de capacidad quedó así como el principal instrumento para recuperar el margen requerido mientras el calor seguía limitando la generación térmica.