Na polecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) – dla bilansowania popytu i podaży mocy – wiatraki wyłączano kilka razy. Takie redukcje mogą dotknąć też farm PV. Pilną potrzebą staje się zwiększenie elastyczności systemu, zwłaszcza że koszty wyłączeń ponoszą odbiorcy.

• Wyłączanie wiatraków z przyczyn bilansowych odbywa się na polecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych i zdarzyło się to dotychczas 6 razy. To konieczne, gdy podaż energii przekracza popyt odbiorców i nie są dostępne  alternatywy dla wyłączeń.
• – Obecnie redukcja OZE dotyczy w praktyce tylko farm wiatrowych, ale w przyszłości może też dotyczyć PV – mówi Konrad Purchała, dyrektor Departamentu Zarządzania Systemem Polskich Sieci Elektroenergetycznych.
• Są rozwiązania poprawiające możliwości integracji OZE z systemem energetycznym. To m.in. rozwój rynku usług systemowych promujących rynkową redukcję produkcji energii.

 Polski system elektroenergetyczny już długo funkcjonuje z ryzykiem występowania niedoborów nadwyżki mocy ponad zapotrzebowanie, potrzebnej do bezpiecznej pracy tego systemu. W efekcie nad gospodarką unosi się widmo obaw, czy któregoś dnia nie dojdzie do ograniczeń dostaw energii dla odbiorców z powodu braku mocy.

Dostępne dane wskazują, że do tego ryzyka doszło nowe wyzwanie systemowe, związane nie z brakiem mocy, lecz z możliwością wykorzystania okresowych nadwyżek energii z OZE w sytuacji jej nadpodaży.

Zdarzyło się już kilka razy, że – aby zapewnić bilansowanie systemu elektroenergetycznego – na polecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych wiatraki wyłączano.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne są operatorem przesyłowego systemu elektroenergetycznego. Do ich obowiązków należy m.in. bilansowanie systemu, polegające na równoważeniu zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami energii.

Teraz redukcja OZE dotyczy w praktyce tylko wiatraków, ale w przyszłości może też objąć PV

1 stycznia 2023 roku produkcja energii elektrycznej z OZE była tak duża, a popyt na moc – tak mały, że aby zapewnić zbilansowanie systemu, w pewnym momencie konieczne było wyłączenie nawet około 3 GW farm wiatrowych – przy jednoczesnym eksporcie operatorskim na poziomie 2 GW.

– Wyzwaniem pozostaje znalezienie możliwości wykorzystania okresowych nadwyżek energii z OZE w sytuacji jej nadpodaży – tak, aby nie było konieczności jej redukowania z powodów bilansowych. Dotychczas taka redukcja zdarzyła się jedynie 6 razy – pierwszy raz w Wielkanoc 2021 roku – mówi Konrad Purchała, dyrektor Departamentu Zarządzania Systemem Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE).

Wskazuje również, że w Polsce nie jest to jeszcze aż tak duży problem, jak na przykład w Niemczech, gdzie skala redukcji przekracza 5 TWh rocznie, ale – jak mówi  -„skala wyzwań rośnie także w naszym kraju”.

Wielkość poleconej przez PSE redukcji pracy wiatraków 31 grudnia 2022 roku wyniosła 1200 MWh, a 1 stycznia 2023 roku – 23 400 MWh.

– Obecnie redukcja OZE dotyczy w praktyce tylko farm wiatrowych, ale w przyszłości może też dotyczyć PV. Pod bieżącą kontrolą mamy farmy wiatrowe o mocy około 6,5 GW. W razie konieczności redukujemy pracę wszystkich farm – proporcjonalnie. W zależności od punktu przyłączenia instalacji tę redukcję realizujemy sami lub za pośrednictwem OSD – mówi Konrad Purchała.

Redukcja generacji wiatrowej z przyczyn bilansowych odbywa się na polecenie PSE. To konieczne, gdy podaż energii przekracza popyt odbiorców i nie są dostępne żadne alternatywy.

– Przy nadpodaży energii w pierwszej kolejności sięgamy po narzędzia takie jak „zaniżanie” produkcji lub wyłączenie elektrowni systemowych (JWCD – jednostka wytwórcza centralnie dysponowana), „zaniżenie” pracy elektrociepłowni i źródeł przemysłowych (nJWCD – jednostka wytwórcza niedysponowana centralnie) oraz eksport awaryjny. Działania te pociągają za sobą oczywiście określone koszty, które obciążają taryfę PSE, a więc wszystkich krajowych odbiorców energii elektrycznej – mówi Konrad Purchała.

Koszty redukcji pracy wiatraków ostatecznie obciążają odbiorców energii

Redukcja produkcji źródeł konwencjonalnych ma jednak granice, wyznaczane – jak wyjaśnia Konrad Purchała – przez minimalną liczbę bloków konwencjonalnych w elektrowniach systemowych, które są niezbędne dla zapewnienia technicznej stabilności systemu. To minimum jest pochodną wymagań koniecznych dla dotrzymania parametrów technicznych KSE (m.in. regulacji napięcia i częstotliwości) oraz minimów technicznych elektrowni.

– Obecnie systemowe minimum techniczne waha się od około 9 tys. MW w zimie do około 7 tys. MW latem. Poniżej tych wielkości nie możemy zejść i jeśli popyt jest mniejszy niż minimum techniczne i poziom generacji OZE, a nie ma możliwości wyeksportowania nadwyżek energii za granicę, to wtedy zmuszeni jesteśmy redukować pracę farm wiatrowych – mówi Konrad Purchała.

PSE wyjaśniają, że prawnym fundamentem nierynkowej redukcji OZE z powodów bilansowych jest rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Na jego podstawie w przypadku nierynkowej redukcji OZE z powodów bilansowych właścicielom instalacji OZE należą się rekompensaty.

– Przepisy prawa nie określają stawek za redukcję generacji. Podstawą do wyznaczenia rekompensaty za nierynkową redukcję OZE w Polsce jest wolumen zredukowanej energii oraz cena energii z rynku bilansującego. Obecnie koszt redukcji pracy wiatraków to około 600 zł/MWh. Koszty te jako przenoszone w taryfie PSE ostatecznie obciążają krajowych odbiorców energii – mówi Konrad Purchała.

W Polsce wg szacunków PSE do 2030 roku moc OZE może ulec podwojeniu

Z szacunków PSE wynika, że w kolejnych latach generacja OZE będzie rosła i w perspektywie do 2030 roku moc OZE w Polsce może się podwoić, przekraczając 40 GW, co przełoży się na ogromną produkcję energii elektrycznej. Pytanie brzmi, jak w takim scenariuszu uniknąć wyłączania OZE i kosztów tegoż… 

– Dostosowanie otoczenia techniczno-regulacyjnego do warunków pracy OZE będzie dużym wyzwaniem, ale istnieją rozwiązania poprawiające możliwości integracji OZE. To m.in. rozwój rynku usług systemowych, promujących rynkową redukcję produkcji energii i magazynowanie energii, a także zachęty do zmiany zapotrzebowania odbiorców w zależności od aktualnych cen – mówi Konrad Purchała.

Wskazuje, że niezbędne jest także zwiększanie elastyczności systemu energetycznego poprzez budowę nowych elektrowni, przystosowanych do szybkiej zmiany obciążenia czy częstego wyłączania i włączania, a także modernizacja istniejących bloków węglowych – na przykład w ramach programu 200+.

– Istotne jednak jest zapewnienie środków finansowych dla realizacji wspomnianych zadań, w szczególności dla zapewniania niezakłóconej dostępności mocy rezerwujących OZE oraz magazynów pozwalających na przeniesienie nadwyżek energii na inne okresy dnia. Z kolei rozwój technologii wodorowych wymaga rozwiązania wielu wyzwań, jakimi są m.in. komercyjnie dostępne na masową skalę magazynowanie wodoru oraz jego konwersja na energię elektryczną – mówi Konrad Purchała.

Eksperci już dawno wskazywali na konieczność zwiększenia elastyczności KSE

Występujące w Polsce nadwyżki energii z OZE, z którymi nie ma co zrobić, nie są zapewne – przynajmniej dla ekspertów – jakąś sytuacją nadzwyczajną, tzn. taką, której nie dało się przewidzieć. 

Forum Energii już kilka lat temu, a dokładnie w 2019 roku, wskazywało w jednym z raportów, że przy  spadających kosztach instalacji OZE – co de facto oznacza ich rozwój – poprawa elastyczności systemu staje się koniecznością. 

Raport podkreślał, że nie tylko duże elektrownie powinny się dostosowywać do pracy źródeł zmiennych, ale trzeba sięgnąć po nowe rozwiązania. Wskazywano, że do bilansowania systemu należy wykorzystać m.in. magazyny energii, ciepłownictwo i elektromobilność. 

– Kluczowe dla obniżenia kosztów funkcjonowania systemu energetycznego, ograniczenia emisji i poprawy bezpieczeństwa dostaw prądu jest zwiększenie elastyczności systemu energetycznego. Digitalizacja, OZE, magazyny energii, sieci, ciepłownictwo i elektromobilność będą tworzyły system energetyczny przyszłości. Już teraz te technologie dają ogromne możliwości zwiększenia efektywności funkcjonowania systemu energetycznego – przekonywała dr Joanna Maćkowiak-Pandera, prezes Forum Energii. 

Według danych PSE w 2022 r. produkcja z OZE osiągnęła poziom 30 TWh przy 173 TWh zużycia energii w kraju wobec około 22 TWh i 174 TWh zużycia rok wcześniej. Ten dynamiczny wzrost produkcji zielonej energii to w szczególności efekt rozwoju fotowoltaiki – wskazuje Konrad Purchała, dodając, że moc zainstalowana fotowoltaiki wynosi już około 12 GW, a farm wiatrowych około 9,2 GW.