Będzie coraz więcej wyłączeń fotowoltaiki i farm wiatrowych

Nie da się rozwiązać problemu nadwyżek energii z Odnawialnych Źródeł Energii bez tzw. łączenia sektorów energii elektrycznej i ciepła. Konieczne jest także uświadomienie, że wobec niesterowalnej zmienności podaży energii z OZE niezbędne jest  wdrożenie narzędzi sterowania zmiennością popytem, np. w formie taryf dynamicznych – tak o kwietniowych ograniczeniach produkcji energii z wiatru i słońca – mówi Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej.

Michał Niewiadomski: Wiosna objawiła się redukcjami zapotrzebowania na moc, którą przeprowadziły Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Latem nie jest lepiej. W ostatnich tygodniach co kilka dni mamy do czynienia z redukcjami głównie mocy fotowoltaicznych, ale również widzimy ograniczenia w produkcji energii z wiatru. To będzie stały element naszego krajobrazu energetycznego? 

Grzegorz Wiśniewski: Dynamiczny wzrost ilości pogodozależnych odnawialnych źródeł energii wyprzedził niezbędną modernizację systemu elektroenergetycznego. W pierwszym kwartale br. moce zainstalowane w fotowoltaice przekroczyły 18 GW, a w moce wiatrowe 10 GW.

Faktycznie obserwowane jest zwiększanie ograniczania mocy i generacji OZE – tzw. curtailment – przez polecenia dyspozytorskie PSE realizowane na poziomie OSP i OSD. W 2023 roku nie zostało odebrane przez sieć 0,2% generacji z pogodozależnych OZE, ale w pierwszym kwartale br. było to już 0,7%.

Wydaje się, że z uwagi na coraz większy udział energii z OZE w systemie elektroenergetycznym będziemy mieli do czynienia z coraz większą liczbą wyłączeń nierynkowych OZE.

W okresie wiosenno-letnim w szczególności będzie ograniczana moc źródeł słonecznych natomiast w okresach jesienno-zimowych ograniczania w większym zakresie będą dotyczyły farm wiatrowych. Curtailmentów farm wiatrowych będzie znacznie mniej z uwagi na mniejszą zmienność sezonową oraz lepszą korelację generacji wiatrowej ze szczytami zapotrzebowania na energię w okresie jesienno-zimowym.

M.N.: W tym roku zanotowano ujemne ceny energii, podobnie jak miało to miejsce w roku ubiegłym. Za chwile możemy spodziewać się kolejnych takich sytuacji?

 W tym roku ujemne ceny się pojawiły wcześniej, niż można byłoby się spodziewać, nawet przy zakładanym wcześniej  szybkim wzroście mocy farm wiatrowych i PV.   Miało to miejsce już 14-go kwietnia kiedy cena energii (patrząc na indeks RCE PSE) od godz. 11 do 17 była poniżej zera. Mieliśmy też wtedy do czynienia z kolejnymi curtailmentami PV oraz farm wiatrowych.

Przy rozwijającej się szybko mocy OZE, wraz z większą penetrującą generacją z tych źródeł w bilans energetyczny, zjawisko pojawiania się cen ujemnych będzie równie częste co curtailmenty. Można powiedzieć, że oba te – do tej pory niecodzienne – stany działają przeciw sobie, tzn. albo jedno, albo drugie, a zazwyczaj ceny są znakiem ostrzegawczym przed fizycznym ograniczaniem i pozwalają rynkowi na reakcję.

Nietypowym zjawiskiem jest to, że w Polsce częściej i szybciej pojawia się curtailment niż ujemne ceny, a za granicą jest zazwyczaj inaczej. Np.,  13-kwietnia z uwagi na aurę w całej Europie były ceny ujemne nawet do minus 55 Euro/MWh, a jedynie w Polsce były dodatnie – plus 16 Eur/MWh.

Polscy odbiorcy energii nie korzystają tak jak europejscy na okresowo niskich cenach energii. Zamiast tego pojawiają się ww. ograniczania  wprowadzane przez dyspozycję mocy, których koszty z czasem trafiają do taryf przesyłowych, na które energię, za co płacą odbiorcy. Przyczyny tego zjawiska w Polsce wymagałyby szerzej analizy.  

M.N.: Czy zmierzamy w kierunku rekompensat dla wytwórców za redukcje, czy tego tematu nie ma? 

Formalnie zmierzamy – instytucja rekompensat za redukcje zarządzane przez PSE S.A. jest opisana w przepisach prawa. W  praktyce jednak decyzje o odłączeniu lub ograniczeniu źródła, w oparciu o dyspozycje PSE lub niezależnie, są realizowane przez spółki dystrybucyjne (OSD) należące w Polsce do koncernów energetycznych. W tym drugim przypadku czasem działa automatyka w oparciu o pomiar napięcia na transformatorze, a czasami decyduje OSD. Nie jest znana skala tych „spontanicznych”, lokalnych ograniczeń, ale w tych przypadkach szanse na rekompensaty są znikome.    

Temat rekompensat jako konsekwencja redukcji zarządzanych przez PSE nie jeszcze widoczny na rachunkach za prąd, ani nie ma swojej nazwy, tak jak tzw. parapodatki typu opłata kogeneracyjna, opłata mocowa. Rekompensaty zaczną być widoczne najpierw w tzw. „opłacie jakościowej” i niestety może to być sposobem na zohydzenie rozwoju OZE w odbiorze społecznym, pozycjonując  inwestorów w OZE – nawiązując do propagandy socjalistycznej – jako np. „pasożytów na zdrowej tkance normalnych odbiorców” itp.

Z pewnością energetyka paliw kopalnych znajdzie sposób, tak jak np. w „kampanii żarówkowej”, aby np. razem z fakturą powiadomić odbiorców energii, że są zmuszani do finansowania inwestycji niepracujących (niepotrzebnych?) w imię np. zielonej czy lewackiej propagandy. A wtedy rekompensaty zostaną ograniczone lub wyeliminowane z prawa, co może zaskoczyć wytwórców energii z OZE, inwestorów banki itd. i ostatecznie wpłynąć na podwyższenie cen energii ze zgoła innych powodów.

Należy zatem dążyć do „ograniczania ograniczeń” generacji OZE. 

M.N.: Powszechnie uważa się, że głównym narzędziem, które może w tym pomóc, są magazyny energii, czy to faktycznie proste i łatwo dostępne rozwiązanie? Magazyny nie należą do tanich, a i technologie mamy na różnym etapie rozwoju.

Prosta i łatwa jest kontynuacja  scenariusza „business as usual”, czyli podgrzewanie  Ziemi i przyspieszanie  tzw. wielkiego umierania, co niestety już obserwujemy, ale nie zawsze potrafimy wskazać przyczyny. Konieczna jest zatem najpierw szersza zmiana zachowań odbiorców, ale też regulatorów, operatorów sieci i wytwórców energii, a w ślad za tym idą rozwiązania techniczne.

Magazyny energii są jednym rozwiązań, ale nie jedynym, a ich wybór, dobór do skali wyzwań i kosztów problemu musi być racjonalny ekonomicznie. Skupianie  uwagi na magazynach energii, w szczególności  odwracalnych (bateryjnych) jest próbą uproszczenia, które może prowadzić do ślepego zaułka, mogącego uzasadnić dalszy brak działań z uwagi na koszty. Wobec skali rozwoju fotowoltaiki- w 2023 roku Polska  była na 8. miejscu na świecie i na 3. w UE pod względem przyrostu mocy PV – trzeba przesunąć nie tylko odbiór południowej generacji PV na godziny popołudniowe (tu się sprawdzają magazyny bateryjne), ale także na wieczorne (tu najlepsze są  domowe bufory ciepłej wody), a z pewnością na okres jesienno-zimowy, kiedy bezkonkurencyjne są sezonowe magazyny ciepła w ciepłownictwie systemowym.

Nie da się rozwiązać problemu nadwyżek energii z OZE bez tzw. łączenia sektorów energii elektrycznej i ciepła. Konieczne jest także uświadomienie, że wobec niesterowalnej zmienności podaży energii z OZE niezbędne jest  wdrożenie narzędzi sterowania zmiennością popytem np. w formie taryf dynamicznych.

Tak więc magazynowanie  energii jest jednym z wielu działań na tym polu. Znacznie tańsze od magazynów bateryjnych jest wdrożenie  mechanizmów DSM, a zdecydowanie najtańsze są sezonowe magazyny ciepła. Zgadzam się z prezesem PSE Grzegorzem Onichimowskim, który niedawno zauważył, że dzięki magazynom ciepła i elektroogrzewnictu możemy uwolnić potencjał elastyczności w systemie energetycznym i że jest paradoksem, iż PSE wyłącza w weekendy OZE, a jednocześnie mieszkańcy biorą prysznic czy też ogrzewają wodę poprzez spalanie węgla i gazu lokalnie lub w ciepłowniach.

Dopiero w dalszej perspektywie eliminacji zużycia i wobec rosnących kosztów wykorzystania paliw transportowych i surowców chemicznych docelowo tańsze  będą nieodwracalne magazyny wodoru.

M.N.: Z podobnym zjawiskiem mierzą się inne kraje, np. Niemcy, w jaki sposób tam taki problem jest rozwiązywany.

Największy udział źródeł pogodozależnych w generacji nie mają wcale Niemcy ale Dania, Irlandia, Hiszpania, a na świecie wysoko w rankingach są np. Urugwaj, Chile. Ale Niemcy szybko zwiększają udziały pogodozależnych OZE, które w ub. roku przekroczyły 43% w generacji energii, a w grudniu było to już ponad 50% – to dwukrotnie więcej niż było w Polsce.

Niemieccy operatorzy radzą sobie dość dobrze zjawiskiem curtailmentu. Wraz ze wzrostem udziałów OZE spadł im odsetek redukcji OZE z niemal 4% w 2017 roku do niewiele ponad 4% w 2023 roku. To efekt inwestycji w sieci i poprawy praktyk operatorskich – tu wchodzi zapewne w grę cała gama działań takich jak poprawa prognoz zapotrzebowania na energię  i generacji OZE, wdrażanie mechanizmów rynku energii, cyfryzacja itd.

Ale są takie kraje, gdzie ograniczenia generacji OZE wynosiły kilkanaście procent, i takich przypadków marnowania czystej i najtańszej energii powinniśmy unikać w Polsce. 

M.N.: Na ile redukcje zapotrzebowania na źródła zależne od pogody wpłyną na ich rozwój w naszym kraju?

Ograniczenia OZE nie sprowadzą na nas natychmiastowej katastrofy  gospodarczej. W perspektywie najbliższych 2-5 lat mogą ponieść ceny energii o maksymalnie 2-5 procent. Ale jeżeli ograniczenia te staną się asumptem do spowolnienia rozwoju OZE, to może otworzyć przestrzeń do zaproponowania alternatywnego  scenariusza polityki energetycznej do 2040 roku, z wysokim udziałem węgla, atomu (duże bloki i HTR) i gazu (kogeneracja i duże bloki gazowe zamiast małych źródeł szczytowych). A wtedy będziemy mieli zdecydowane najwyższe ceny energii w Europie, co  silnie odczuje polska gospodarka, która musi konkurować i cenami i niskim śladem węglowym, a to spowolni rozwój kraju.

Na szczęście mamy jeszcze czas by ograniczenia OZE skutecznie mitygować poprzez budowę nowoczesnego systemu energetycznego, który powinien umożliwiać zwiększanie asymilacji rosnącej ilości energii odnawialnej wraz z wymogami bezpiecznego prowadzenia jego ruchu.

Źródło