Redukcje mocy OZE mogą być częstsze, potrzebne są nowe narzędzia

OZE
© Stanisław Błachowicz

Słoneczna i wietrzna niedziela 23 kwietnia br. przyniosła duże problemy polskiemu systemowi elektroenergetycznemu. W tym dniu nastąpiła nadwyżka produkcji energii elektrycznej w instalacjach OZE, których łączna moc obecnie wynosi ponad 23 GW (w tym fotowoltaika - 13 GW, wiatraki - 9,5 GW).  Przy sprzyjających warunkach pogodowych i niskim zapotrzebowaniu na energię pojawia się problem z zagospodarowaniem wyprodukowanej energii.

- W celu równoważenia podaży i popytu na energię elektryczną została zaniżona produkcja energii elektrycznej w elektrowniach. Ze względu na skalę nadpodaży polecono też redukcję generacji źródeł fotowoltaicznych przyłączonych do sieci przesyłowej, 110 kV i średniego napięcia w wysokości ok. 2,2 GW. W zbilansowaniu systemu pomogła współpraca międzyoperatorska, w ramach której uzgodniono awaryjny eksport energii do sąsiednich systemów w wielkości sięgającej 1,7 GW – poinformowały PSE w niedzielnym komunikacie.

Aby dokonać redukcji, PSE musiały wcześniej ogłosić zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w godz. 11-17. Sam system procował stabilnie i nie odnotowano zakłóceń. Takich sytuacji może być więcej w tym roku.

Duże ryzyka systemowe

Kamil Moskwik, członek zarządu Instytutu Jagiellońskiego, w komentarzu dla Teraz-Środowisko.pl ocenia, że jeżeli wystąpią podobne okoliczności tj. wysoka generacja OZE, niskie zapotrzebowanie, konieczność prowadzenia określonej liczby bloków cieplnych na minimum technicznym, niskie względem potrzeb pojemności krajowych magazynów energii, to podobne sytuacje w KSE mogą się powtórzyć, przede wszystkim w weekendy.

- Nasze wstępne szacunki wskazują na ok. 25 dni w okresie maj-koniec września br., w których może wystąpić nadpodaż produkcji z PV wymagająca interwencji. Należy również wskazać, że w obecnych warunkach systemu konieczności redukcji generacji mogą podlegać zarówno źródła fotowoltaiczne (wiosna - wczesna jesień), jak i wiatrowe (późna jesień oraz okres zimowy) – wyjaśnia.

Czytaj: CSIRE nadchodzi wielkimi krokami – szansa dla rynku energii i OZE

Moskwik wskazuje, że w dłuższej perspektywie i bez środków zaradczych, zjawiska takie jak w ubiegłą niedzielę mogą powodować ryzyko zagrożenia bezpieczeństwa dostaw (ryzyko niezbilansowania systemu, ryzyko zatorów sieciowych - tzw. network congestion) oraz pogorszenie stanu technicznego bloków cieplnych.

- Z perspektywy wytwórców OZE, redukcja produkcji to przede wszystkim pogorszenie ekonomiki inwestycji z uwagi na utracone przychody ze sprzedaży energii i ryzyko nieuzyskania rekompensat – wskazuje.

Jeżeli celem Polski jest dalszy rozwoju OZE, w ocenie Moskwika konieczne będą inwestycje w infrastrukturę magazynową (np. wirtualne elektrownie agregujące baterie prosumentów), elastyczne moce wytwórcze (gazowe, a w dalszej przyszłości gazowo-wodorowe), elastyczne odbiory (np. elektrolizery) oraz wzrost przepustowości sieci krajowej oraz interkonektorów z zagranicą.

- Decyzje o inwestycjach powinny być poprzedzone rzetelną analizą oraz zintegrowanym modelowaniem systemu, a następnie merytoryczną debatą publiczną zamiast przepychanek politycznych. Z punktu widzenia legislacji i organizacji niezbędne jest stworzenie sprzyjającego środowiska dla inwestorów, a także utworzenie rządowej agencji złożonej z wysokiej klasy ekspertów w zakresie analiz i modelowania rozwoju systemu – wskazuje.

Transformacja to nie tylko OZE. Potrzebna jest elastyczność

Podobnie ocenia Tobiasz Adamczewski, dyrektor programu OZE w Forum Energii. W tym roku takie sytuacje będą się powtarzać, ale będą wyjątkowe, jeśli wystąpi równocześnie duże nasłonecznienie, dzień będzie wietrzny, a do tego temperatury nie będą skłaniały do włączania klimatyzacji. Mowa przede wszystkim o dniach wolnych od pracy (np. weekend lub święta), gdy pobór z przemysłu i usług jest znacznie mniejszy. Ekspert wyjaśnia, że długofalowe skutki będą zależeć od tempa wdrażania zmian, które uelastycznią system.

- Rząd właśnie przyjął ustawę UC 74, która ma m.in. usankcjonować działanie agregatorów, wprowadzić możliwość korzystania z cen dynamicznych oraz nadać ramy inwestowania w magazyny energii przez OSD. Wszystkie trzy elementy mogą przyczynić się do tego, by zwiększyć możliwości i zachęty do pobierania energii w godzinach dużej produkcji z OZE i zmniejszać w momentach, gdy nie świeci słońce i nie wieje wiatr – komentuje dla Teraz-Środowisko.pl

Adamczewski wyjaśnia, że w dalszej perspektywie miks energetyczny Polski będzie musiał się zmieniać w kierunku jednostek elastycznych, szybko reagujących na zmiany w KSE.

- Stare elektrownie węglowe są na tyle nieelastyczne, że wymuszają redukcję pracy tanich OZE, podczas gdy same nadal wytwarzają pomimo wysokich kosztów węgla i emisji. Brak elastyczności w takim systemie to jednocześnie strata energii z OZE, jak i strata pieniędzy dla elektrowni węglowych, których koszt wytwarzania jest wyższy od cen energii – dodaje.

Czytaj: Bariery rozwoju OZE – energetyka upatruje szanse w cable poolingu i magazynach energii

- Musimy spojrzeć też na rolę gazu w elektroenergetyce. W ramach rynku mocy zostało zakontraktowanych sporo jednostek CCGT⁽¹⁾ podczas gdy potrzebujemy mocy elastycznych, OCGT⁽²⁾, których ekonomika lepiej sprawdza się w dynamicznych warunkach. Będzie też potrzeba więcej systemowych magazynów energii, w tym szczytowo-pompowych – dodaje.

W jego ocenie sytuacja z niedzieli pokazuje, jak ważne jest kompleksowe myślenie o elektroenergetyce. Podkreśla, że transformacja energetyczna nie może opierać się tylko na rozwoju OZE. Musi ona iść w parze z elektryfikacją ciepłownictwa, transportu oraz produkcją zielonego wodoru oraz rozwiązań inteligentnych, pozwalających pobierać i oddawać energię zgodnie z prognozami pogody.

Patrycja Rapacka
Redaktor