rozwiń ›

Wraz z wiosną wróciły zarządzane z większą częstotliwością i na znaczącą skalę redukcje OZE i związane z tym problemy operatorów systemów energetycznych. W Polsce tylko w siedmiodniowym okresie do świątecznego poniedziałku włącznie, według danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych, operator musiał zredukować produkcję z wiatru i, przede wszystkim, słońca łącznie o ok. 77,5 gigawatogodziny – aż 9,3 proc. energii z tych źródeł fizycznie wprowadzonej w tym czasie do sieci. Pod względem wolumenu to więcej niż w całym roku 2023 i odpowiednik ponad 10 proc. redukcji z roku 2024 (między 2023 a 2024 r. skala zjawiska zwiększyła się dziesięciokrotnie).

Ograniczeniem odbiór energii, nie sieci

Mniej niż 0,1 promila tego wolumenu związana była z ograniczeniami sieciowymi. Pozostałe 99,999 proc. wynikało z przyczyn bilansowych, czyli, inaczej mówiąc, z faktu, że na możliwą do wyprodukowania energię nie było chętnych.

– Pokazuje to, jak potrzebne są inwestycje w różne narzędzia zwiększające elastyczność, w tym przede wszystkim odpowiednie reagowanie odbiorców na ceny, funkcjonowanie bateryjnych magazynów energii, elektryfikacja ciepłownictwa uwzględniająca magazyny ciepła czy zwiększenie elastyczności źródeł wytwórczych – podkreśla Maciej Wapiński, rzecznik prasowy PSE.

Problem ojczyzny Energiewende i europejskiej stolicy atomu

Skala zjawiska, jakim jest redukcja OZE, była dotąd w Polsce o rząd wielkości niższa niż w Niemczech, gdzie sieci są uznawane za kluczową barierę dla pełniejszego wykorzystania potencjału źródeł odnawialnych. W zeszłym roku za Odrą ograniczono produkcję o 9 374 GWh, czyli prawie 9,4 terawatogodziny (rok wcześniej niewygenerowanej z wiatru i słońca energii było jeszcze więcej, ok. 10,5 TWh). Polski rekord, ustanowiony w 2024 r., to na razie 713 GWh (0,7 TWh). Ale jest już w zasadzie pewne, że zostanie w tym roku pobity.

Problemy z nadmiarem energii w szczytach produkcji źródeł odnawialnych mają nie tylko Niemcy czy Polska – kraje, w których OZE przybywa szybko, a towarzyszy temu stopniowe wygaszanie stabilnych mocy wytwórczych zasilanych paliwami kopalnymi – ale i Francja z jej gigantycznymi zasobami w energetyce jądrowej i szerokim gronem odbiorców w krajach sąsiednich. Pod koniec zeszłego tygodnia francuski operator RTE skierował do wytwórców komunikat o „skrajnie napiętej sytuacji” w systemie związanej z nadmiarem energii wpychanej do sieci. I napomniał uczestników rynku w sprawie przedstawiania wiarygodnych prognoz produkcji oraz trzymania się swoich zobowiązań, także tych związanych z dostosowywaniem generacji prądu do zapotrzebowania po stronie odbiorców. Problemy z bilansowaniem systemu – dodano – oznaczają konieczność stosowania nadzwyczajnych środków pozarynkowych, co wiąże się z wysokimi kosztami.

Według francuskiego tygodnika „La Tribune” operator nie używał tak mocnych słów od czasu apogeum kryzysu z 2022 r., kiedy to na problemy wywołane przez ograniczenie dostaw rosyjskiego gazu i rekordowe ceny tego surowca na europejskich rynkach, nałożyły się masowe postoje francuskich reaktorów (w szczytowym momencie z eksploatacji wyłączona była niemal połowa atomowej „floty”) związane z korozją wykrytą w ich orurowaniu. Od początku marca RTE kilkanaście razy sięgało po instrument „nierynkowego redysponowania”, czyli przymusowych redukcji. W związku z coraz większą niestabilnością francuski regulator (CRE) przymierza się do reformy rynku, która wzmocniłaby zachęty do konsumpcji w okresach szczytowej produkcji OZE. Z drugiej strony w grę wchodzi obciążanie kosztami tych wytwórców, którzy nie przestrzegają reguł i nie dostosowują się do sytuacji rynkowej. Podobne do sąsiada ostrzeżenia wystosował w zeszłym tygodniu belgijski operator Elia. – W 2024 r. musieliśmy być ostrożni w sezonie letnim. W tym roku, w związku z rozbudową fotowoltaiki, czujność jest konieczna już wiosną – akcentował dyrektor spółki ds. obsługi klientów James Matthys-Donnadieu.

Redukcje na słonecznym Południu

Wzrost wymuszonych wyłączeń źródeł wiatrowych i słonecznych notuje się choćby w Grecji. W samym tylko marcu odnotowane w tym kraju redukcje sięgnęły 200 GWh, a w skali roku prognozuje się, że wolumen „utraconej” energii może przekroczyć 1,7 TWh (niemal 7 proc. krajowej generacji OZE).

W Hiszpanii w zeszłym roku, podobnie jak w Polsce, skala zjawiska była zbliżona do 2 proc. generacji. Według najbardziej konserwatywnych przewidywań sięgnie 5 proc. za 2-3 lata, inne prognozy sugerują, że już w przyszłym roku należy się spodziewać redukcji wytwarzania źródeł zależnych od pogody nawet o 7 proc. Ośrodek Circe z Saragossy przekonuje w związku z tym, że inwestorzy muszą uwzględniać ten czynnik w swoich planach biznesowych i oferuje nawet specjalne narzędzie pozwalające wyliczyć wpływ spodziewanych redukcji na rentowność projektów OZE.

PSE szukają nowych narzędzi oddziaływania na OZE

Z podobnymi problemami zmaga się także polski operator. – Jakość bilansowania poboru i wytwarzania realizowana przez uczestników rynku nadal jest niezadowalająca. Zbyt często zdarzają się sytuacje, w których uczestnicy rynku nieprawidłowo planują pracę swoich źródeł oraz zapotrzebowanie swoich klientów. Uczestnicy rynku powinni znacznie lepiej planować swoje potrzeby energetyczne oraz unikać nieplanowego wprowadzania energii do systemu lub jej nieplanowego zużywania – przyznaje Maciej Wapiński. – Obecne zachęty do bilansowania są niewystarczające, aby zmotywować uczestników rynku do odpowiedzialnego planowania swoich potrzeb energetycznych. PSE rozważają wprowadzenie kolejnych zmian na rynku bilansującym, które będą premiować uczestników odpowiednio planujących swoją pozycję – dodaje.

Dalsze zwiększanie się skali redukcji OZE – które to zjawisko, z uwagi na obowiązek rekompensowania wytwórcom utraconych przychodów prędzej czy później przynieść może trudne do udźwignięcia koszty dla operatorów lub zagrozić rentowności kolejnych inwestycji w źródła słoneczne i wiatrowe – przewidują jednak eksperci unijnego Wspólnego Centrum Badawczego (JRC). Nawet w scenariuszu „ekstremalnej rozbudowy” infrastruktury sieciowej prognozują oni, że do 2030 r. w europejskim systemie energetycznym ograniczenia obejmą co najmniej 100 TWh rocznie, a dekadę później – dwa razy tyle. Połowa z tego wolumenu wynikać będzie z uwarunkowań rynkowych (rozbieżności między zapotrzebowaniem a zdolnościami produkcyjnymi), a połowa z ograniczeń sieci.

Zielony optymizm czy nadzieje ściętej głowy?

Zwolennicy dalszego rozwoju energetyki wiatrowej i słonecznej liczą, że wahania produkcji i, w konsekwencji, cen rynkowych, jakie wiążą się z rosnącymi wciąż mocami zależnymi od pogody, uda się złagodzić dzięki rozwojowi energochłonnych technologii, które pozwolą na częściowe choćby zagospodarowanie nadwyżek. Taką rolę pełnić miałby przede wszystkim pozyskiwany przez elektrolizę wody zielony wodór czy produkowane z jego wykorzystaniem sposób związki chemiczne, np. amoniak. Inni liczą, że na pełniejsze wykorzystanie ogromnych dostaw energii z OZE pozwoli rozwój baterii i akumulatorów. Na razie każda z tych ścieżek zmaga się jednak z wyzwaniami.

Magazyny bateryjne pozwalają na częściowe zagospodarowanie nadwyżek, ale – ze względu na ograniczoną pojemność – stabilizują system tylko w perspektywie godzin, nie rozwiązując problemu wahań sezonowych. Przypadek niemiecki wskazuje zresztą, że nawet ponad dwukrotne zwiększenie dostępnych mocy takich instalacji nie gwarantuje zahamowania redukcji – zwłaszcza gdy równolegle nadal rozbudowuje się również moce odnawialne. Produkcja zielonego wodoru pozostaje wciąż mało konkurencyjna cenowo, a w perspektywie czasu może być skazana na rywalizację o dostawy czystej energii z elektryfikującymi się sektorami: transportem, budynkami czy przemysłem ciężkim.

Problemowi wykorzystania nadwyżek energii z OZE do produkcji „zielonego amoniaku” przyjrzała się z kolei w opublikowanym w zeszłym tygodniu w „Nature Chemical Engineering” artykule dwójka badaczy z uniwersytetu Cambridge. Wynika z niego, że efektywna kosztowo produkcja amoniaku z wykorzystaniem zielonej energii również wymagać będzie ograniczania produkcji nadmiarowej energii. „W wielu lokalizacjach optymalne będzie wykorzystanie mniej niż 50 proc. energii” – czytamy.

Na horyzoncie widmo blackoutów

Rewersem tego samego problemu, jakim jest niestabilność systemów energetycznych z wysokim udziałem OZE, jest ryzyko wysokich cen i deficytów zasilania w okresach, kiedy nie świeci i nie wieje. Według aktualnych prognoz PSE już pod koniec bieżącej dekady trzeba będzie liczyć się z występowaniem zakłóceń w dostawach energii na skalę 200 i więcej godzin rocznie, a w kolejnych latach skala zjawiska sięgnąć ma 1000 godzin. Zgodnie z rozporządzeniem ministra energii z 2018 r. pożądanym z punktu widzenia bezpieczeństwa standardem jest wskaźnik deficytów mocy na poziomie nie więcej niż 3 godzin rocznie.

Operator szacuje, że wypełnienie tego kryterium wymagałoby w przyszłym roku dodatkowych źródeł sterowalnych, niezależnych od pogody, o mocy rzędu 4,2 gigawatów, a w kolejnych latach będzie dalej rosnąć. W 2030 r. rozmiar luki mocowej zwiększy się do 4,8 GW, w 2035 r. może sięgnąć 11,6 GW, a w roku 2040 – 18 GW. Jak zaznaczono w planie PSE, ten niewesoły obraz może w dalszym ciągu nie doceniać skali problemu, np. jeżeli tempo transformacji będzie wyższe niż założył operator, przy niekorzystnych warunkach klimatycznych lub szybszym wzroście zapotrzebowania na energię elektryczną.©℗