W pogoni za straconą energią. Magazyny jednym z rozwiązań redysponowania nierynkowego

© PhotoGranary

- Problem redysponowania nierynkowego jest stosunkowo nowy – kwestie związane z cenami ujemnymi, wyłączaniem źródeł czy nadpodażą mocy w systemie pojawiają się na polskim rynku od niespełna 1,5 roku. Dotychczas prowadziliśmy dyskusję o tym, czy mocy zabraknie – otwierając rozmowę podczas panelu dyskusyjnego „Redysponowanie – stracona energia polskiej gospodarki” w ramach Kongresu PV 2024 28 maja br. stwierdził prowadzący, wiceprezes Fundacji RE-Source Poland Hub Szymon Kowalski. Debata, w której udział wzięli Michał Janiszewski z firmy Better Energy Poland, prof. Piotr Kacejko z Politechniki Lubelskiej, Andrzej Kaźmierski z Departamentu Gospodarki Niskoemisyjnej w Ministerstwie Rozwoju i Technologii (MRiT), Paweł Konieczny z R.Power Development, radczyni prawna dr Magdalena Porzeżyńska oraz radca prawny mec. Michał Sznycer, rozpoczęła się od ustalenia kwestii definicyjnych; punktem wyjścia było przy tym uznanie wyłączania odnawialnych źródeł energii za stratę jaką w efekcie ponosi cała gospodarka. – Nie ma nic gorszego niż wyrzucanie użytecznych rzeczy. Mamy dobrą, dostępną energię, a zwyczajnie wyrzucamy ją w błoto – stwierdził Kowalski, prosząc mec. Michała Sznycera o przedstawienie usystematyzowanego ujęcia problemu.

Czytaj też: Nawet 100 GW mocy zainstalowanych fotowoltaiki? Głosy o drodze do neutralności klimatycznej

Nadmiar energii zagrożeniem dla systemu

Jak odpowiedział prelegent, redysponowanie nierynkowe to wykonanie polecenia operatora systemu przesyłowego (Polskich Sieci Energetycznych), wydanego za pośrednictwem operatora systemu dystrybucyjnego, które wiąże się z zapewnieniem bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego w zakresie jego zbilansowania. – Krajowy System Elektroenergetyczny powinien być prawidłowo zbilansowany – tymczasem w poszczególnych godzinach doby energii odnawialnej ze źródeł słonecznych i wiatrowych jest po prostu za dużo, przez co system stwarza zagrożenie dla pracy swojej oraz systemów sąsiadujących. Ze względu na minima techniczne, nie da się wówczas wyłączyć źródeł konwencjonalnych, operator wydaje więc polecenia ograniczenia wytwarzania dla źródeł odnawialnych o określonych mocach – tłumaczył mec. Sznycer. Prelegent zaznaczył, że w nowoczesnych systemach elektroenergetycznych opartych na OZE taka sytuacja sama w sobie nie jest niczym dziwnym; o nadpodaży produktu, którym jest energia, świadczą za to np. ceny ujemne, które w tym roku wystąpiły na rynku po raz pierwszy. – System ma swoje ograniczenia i podlega regulacjom, które są opisane w instrukcjach ruchu i normach prawnych. Musimy się do tego przyzwyczaić i nauczyć się tym zarządzać - ocenił Sznycer. Zgodnie z regulacjami, redysponowaniu mogą podlegać właśnie źródła odnawialne, a operator „wycina” nadwyżki, które uznaje za zagrażające dla pracy systemu.

Grożą nam kary finansowe

Tymczasem, jak oceniła dr Magdalena Porzeżyńska, zapisy polskiego prawa na temat redysponowania, obecne w zeszłorocznej nowelizacji ustawy Prawo energetyczne, są niezgodne z prawem unijnym. Za sprawą ustawodawcy doszło do niejakiego legislacyjnego „grzechu pierworodnego”, którym, opowiadała prelegentka, była próba transpozycji do polskiego porządku prawnego unijnego rozporządzenia z 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej. – Transpozycja unijnych rozporządzeń jest niedopuszczalna; trzeba stosować je wprost bez konieczności dodatkowego wdrażania. Nie tylko jednak dokonaliśmy tego wdrożenia, ale postanowienia nowelizacji wprost naruszają szereg unijnych zasad takich jak zasada niedyskryminacji, proporcjonalności czy efektywności – wyjaśniała Porzeżyńska. Niezgodność z prawem unijnym dotyczy nie tylko treści przepisów, ale również ich stosowania – może tym być np. większa częstotliwość korzystania z redysponowania wobec źródeł fotowoltaicznych niż wiatrowych. Stwierdzenie niezgodności przez Komisję Europejską może doprowadzić do wszczęcia procedury naruszeniowej, a w konsekwencji – wysokich kar finansowych – ostrzegała prawniczka. Jak dodał Michał Sznycer, modyfikacje zapisów umownych w umowach przyłączeniowych z wytwórcami OZE nie gwarantują bezpiecznego odbioru energii elektrycznej przez sieć, a na mocy nowelizacji w nowych umowach stały się obowiązkowe. – To niedozwolona praktyka – ocenił mecenas.

Ryzyko energetycznej zapaści

- Całe Prawo energetyczne jest głęboko archaiczne i niedostosowane do rzeczywistości – zdiagnozował Andrzej Kaźmierski. Obecne w ustawie „nawarstwienia” mają wynikać z lobbingu różnych grup, podczas gdy w interesie Polski są większe ilości energii ze źródeł odnawialnych. – Nie da się jednak przelać z butelki półlitrowej do litrowej – zauważył przedstawiciel MRiT, wskazując na ograniczenia systemu. Zmniejszeniu liczby wyłączeń może pomóc m.in. lokalny odbiór energii i tworzenie lokalnych obszarów bilansowania. – Warto premiować lokalne wykorzystanie energii i magazynowanie, linie bezpośrednie, cable pooling, autoprodukcję, umowy PPA, czy społeczności energetyczne; to przykładowe działania – wymieniał Kaźmierski. W ocenie dyrektora Departamentu Gospodarki Niskoemisyjnej w resorcie rozwoju i technologii narastanie problemu grozi energetyczną zapaścią oraz „gigantycznym” zmniejszeniem przyszłych inwestycji w OZE.

„Nie wszystko się przeskoczy”

Znaczenie pojęcia „redysponowanie” ewoluowało wraz ewolucją systemu elektroenergetycznego; opowiadał o tym prof. Piotr Kacejko. W przeszłości dotyczyło takich zjawisk zachodzących w ramach energetyki konwencjonalnej, jak państwowa czy krajowa dyspozycja mocy. Moce zainstalowane w fotowoltaice w ocenie profesora z definicji będą przewyższać zapotrzebowanie na energię, nadwyżki więc muszą „przepadać” dopóki nie nauczymy się ich magazynować. – Przy rozwoju sektora do 45 GW i zapotrzebowaniu rocznym na energię, które urośnie do 200 TWh bez naprawdę intensywnego magazynowania rzędu 150 MWh, nadwyżka będzie wychodzić na poziomie nawet 30% - wskazywał prof. Kacejko. Redukcja generacji może przebiegać łagodniej niż obecnie, zmniejszając ją zamiast wyłączania do zera. Redysponowanie ma obecnie dotyczyć przede wszystkim średnich instalacji; duże obiekty, mówił prelegent, „pełnią inną funkcję regulacyjną w systemie”. – Transparentność powinna obejmować również strukturę wyłączeń; to ile terawatogodzin nie zostało wyprodukowane i z jakich źródeł – podpowiadał profesor. Jak dodał, „pewnych rzeczy się nie przeskoczy” i nadprodukcja energii jako naturalne zjawisko będzie występować zawsze.

Nie ma miejsca na instalacje bez magazynów

Reprezentujący punkt widzenia inwestorów Paweł Konieczny stwierdził, że komunikaty PSE na temat redysponowania nierynkowego są nieweryfikowalne, a wytwórcy nie znają rządzących tym procesem zasad. – Nie możemy sprawdzić, która instalacja kiedy jest redysponowana, czy redysponowanie jest proporcjonalne i czy wszyscy inwestorzy są równo traktowani – wyliczał Konieczny, według którego „najgorzej” traktowane przez operatora są źródła o średnim napięciu, a 10% mocy zainstalowanych w systemie elektroenergetycznym stanowionych przez fotowoltaikę odpowiada za 90% redysponowania. – Kolejna kwestia to rekompensaty. Pierwszą decyzję o rekompensacie otrzymaliśmy po 230 dniach od złożenia wniosku. Na 4000 wniosków łącznie rozpatrzono 76, a jest ich na pewno o wiele więcej – dodał prelegent. Jednym z rozwiązań, które mogą zmniejszyć skalę problemu, ma być obowiązkowe instaloekowanie magazynów energii w ramach programu „Mój Prąd”. Ponadto, jak wymieniał Konieczny, potrzeba zmian w systemie aukcyjnym. – Wydaje się, że nie ma już miejsca na proste instalacje, w których jest sama fotowoltaika bez magazynów – ocenił. Podsumowując, prelegent uznał, że z perspektywy wytwórców „sytuacja jest trudna” i może zaowocować m.in. zwiększoną ostrożnością banków w finansowaniu nowych projektów, przez co cała transformacja wytraci swój impet.

Michał Janiszewski z dysponującej pięcioma obiektami o mocy zainstalowanej 236 MW przyłączonymi do sieci wysokich napięć firmy Better Energy zauważył, że operatorzy wykorzystują regulacyjność tych instalacji. – Mamy możliwość udostępniania mocy biernej dla operatora; głównie w weekendy zdarza się, że steruje on mocą bierną na naszych farmach w celu obniżenia napięcia w sieci 110 kV. Od marca br. to standard w postępowaniu operatorów – opowiadał. Prelegent zgodził się z tezą o możliwych problemach w finansowaniu obiektów przyłączonych do sieci o średnim napięciu. Przewidując trudności, Better Energy planuje realizację projektów hybrydowych; ponownie wskazanym rozwiązaniem okazały się też magazyny energii. Udane przykłady ich pozytywnej roli w stabilizowaniu sieci według Janiszewskiego można odnaleźć m.in. w Kalifornii; inspiracji może dostarczyć też Dania, gdzie elastyczność systemu zapewniają elektrociepłownie.

Czytaj też: Magazynowanie energii a polski rynek (mocy) – szanse i wyzwania

Kalifornia: 6 GWh mocy bateryjnych

Wracając do kwestii związanych z transparentnością i komunikacją, Szymon Kowalski zapytał o możliwość poinformowania planującego przyłączenie do sieci inwestora, jak często dotknie go redysponowanie nierynkowe. Jak przypomniał prof. Kacejko, wspomniane przez mec. Sznycera zapisy o możliwych wyłączeniach funkcjonują od trzech lat. – Słowem kluczem, którego można zawsze użyć jest „bezpieczeństwo systemu” – zauważył. Michał Janiszewski dodał, że poza redysponowaniem zapisy w umowach mówią o możliwych ograniczeniach w przypadku rozbudowy sieci przesyłowej czy dystrybucyjnej. – Nierynkowe redysponowanie nie jest nielegalne; mają z nim do czynienia wszystkie kraje z nieelastycznym systemem elektroenergetycznym i wieloma pogodozależnymi źródłami odnawialnymi – przypomniał Michał Sznycer. Świadczy o tym przypadek Niemiec, gdzie w ubiegłym roku na 80 GW mocy zainstalowanych w fotowoltaice redysponowanie dotyczyło 19 TWh; w Hiszpanii było to ok. 2 TWh rocznie. - Z kolei we Włoszech zagrożeniem dla inwestycji w fotowoltaikę jest redysponowanie nierynkowe energii z wiatru – dodał Sznycer. W wypowiedzi mecenasa wybrzmiały też godne naśladowania wzorce z USA; wymienianej wcześniej przez Michała Janiszewskiego Kalifornii, gdzie operator dysponuje 6 GWh mocy bateryjnych do regulacji szczytowej i Teksasu, który w 2021 r. przeżył dużą awarię systemu elektroenergetycznego, a dziś wprowadza rozwiązania magazynowe i w zakresie elastyczności.

Elastyczność

Mec. Sznycer zaznaczył, że tak naprawdę każde źródło energii posiada pewne ograniczenia i nie jest sprawne w stu procentach, a operatorzy dopiero uczą się tym zarządzać. Rynek energii będzie oferował nowe rozwiązania, takie jak m.in. ceny dynamiczne, a nowe podejście do systemu ma polegać na „szeroko pojętej” elektryfikacji, ładowaniu samochodów elektrycznych czy wykorzystaniu pomp ciepła. – Jako zbiorowość będziemy mogli pomagać systemowi w zużyciu energii – mówił Sznycer, wspominając przy tym, że według Rady Europejskich Regulatorów Energetyki (ang. Council of European Energy Regulators) redysponowanie powinno maksymalnie opierać się o mechanizmy rynkowe. Marnowane dziś nadwyżki może też zagospodarować przemysł energochłonny.

„Absolutnie najważniejszą w tej chwili” i „głęboko fundamentalną” sprawą według Andrzeja Kaźmierskiego jest rynek elastyczności; upomina się o to środowisko energetyki rozproszonej. Kaźmierski zaznaczył przy tym swój sceptycyzm wobec taryf dynamicznych dla indywidualnych odbiorców, uzasadniając to bardzo długim czasem jaki zajmuje zmiana nawyków konsumenckich. Potencjał tkwi za to wg niego w przemyśle. – Gigantyczny potencjał magazynowania energii posiada chłodnictwo. System wspiera również kogeneracja – np. kogeneracja hybrydowa oparta na energii z wiatru i słońca z magazynem ciepła. Elastyczność może działać w obie strony, zwiększając pobór przy nadmiarze i niskich cenach oraz zmniejszać kiedy jej brakuje – nawet kiedy ciepło nie jest potrzebne, produkując je do magazynu – wymieniał dyrektor z MRiT. Jak zauważył Michał Janiszewski, przykłady magazynowania w ciepłownictwie występują m.in. w Gdańsku, gdzie wykorzystuje się kotły elektrodowe. Przedstawiciel Better Energy przywołał znowu przykład duński, gdzie operatorzy zachęcają wytwórców do lokowania źródeł w obszarach z większą liczbą odbiorców, tak żeby system mógł się bilansować lokalnie. - Idą za tym zwiększone opłaty przyłączeniowe na obszarach z dużą generacją i zdecydowanie mniejsze w przypadku obszarów zdominowanych przez odbiory – dodał.

Czytaj też: Sezon na magazyny ciepła? Mogą one rozwiązać bolączki ciepłowni

Rynek potrzebuje unbundlingu

O potencjale systemu aukcyjnego mówił Paweł Konieczny, gdzie magazyny energii staną się koniecznym elementem każdej instalacji. Prof. Kacejko opowiedział się za ubundlingiem, czyli oddzieleniem od siebie podmiotów zajmujących się dystrybucją energii od tych, które ją wytwarzają. – Operatorzy systemu dystrybucyjnego muszą stać się pełnoprawnymi spółkami prawa handlowego (…). Sieci wcale nie są w takim tragicznym stanie, straty są na poziomie 5%, a pieniędzy ciągle nie ma. Co do technologii, sprawa jest prosta – chcemy podnieść zapotrzebowanie do góry (…) W Polsce energia jest wykorzystywana w trzech grupach – energii elektrycznej, cieplnej i paliw transportowych. Gdyby udało się je przetransformować tak żeby ciepło było pobierane z sieci, poprzeczka zapotrzebowania pójdzie w górę, w większym stopniu dostosowując podaż do popytu. Zawsze jednak musimy się liczyć z występowaniem pewnych elementów nadprodukcyjnych – podsumował naukowiec.

Szymon Majewski
Dziennikarz