Farmy PV będą wyłączane tak samo jak wiatraki. I wszyscy za to zapłacimy
Trzeba pilnie zwiększyć elastyczność systemu elektroenergetycznego, fot. PSE
Na polecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych – dla zbilansowania popytu i podaży mocy – wiatraki wyłączano już kilka razy. Takie redukcje mogą dotknąć też farmy fotowoltaiczne. Dlatego trzeba pilnie zwiększyć elastyczność systemu elektroenergetycznego, zwłaszcza że koszty wyłączeń ponoszą odbiorcy – mówi Konrad Purchała z PSE dla portalu wnp.pl.
Zobacz także
Redakcja news W czasie świąt farmy wiatrowe musiały zmniejszyć produkcję prądu
Operator Systemu Przesyłowego polecił ograniczenie generacji farm wiatrowych w dniach 26 i 27 grudnia 2022 r. Powodem było niskie zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną.
Operator Systemu Przesyłowego polecił ograniczenie generacji farm wiatrowych w dniach 26 i 27 grudnia 2022 r. Powodem było niskie zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną.
Redakcja news Coraz więcej odmów przyłączenia do sieci instalacji OZE
Rośnie liczba odmów przyłączenia do sieci instalacji OZE, głównie fotowoltaiki: w okresie 2017-2018 było to 260 odmów, natomiast w sezonie 2021-2022 już prawie 3,5 tys. - poinformowała wiceminister klimatu...
Rośnie liczba odmów przyłączenia do sieci instalacji OZE, głównie fotowoltaiki: w okresie 2017-2018 było to 260 odmów, natomiast w sezonie 2021-2022 już prawie 3,5 tys. - poinformowała wiceminister klimatu i środowiska Anna Łukaszewska-Trzeciakowska.
Redakcja news 120-letnia elektrownia wodna w Gubinie przeszła modernizację
Elektrownia wodna Gubin, jedna z najstarszych działających elektrowni przepływowych w Polsce, przeszła modernizację, która polegała na wymianie trzech turbin. Dzięki temu elektrownia z 1905 roku będzie...
Elektrownia wodna Gubin, jedna z najstarszych działających elektrowni przepływowych w Polsce, przeszła modernizację, która polegała na wymianie trzech turbin. Dzięki temu elektrownia z 1905 roku będzie pracować jeszcze przez co najmniej 40 lat. Jej obecna moc to 1,26 MW, co oznacza o 10 proc. energii elektrycznej więcej niż przed remontem.
Wyłączanie wiatraków z przyczyn bilansowych odbywa się na polecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) i zdarzyło się dotychczas kilka razy. To konieczne, gdy podaż energii przekracza popyt i nie ma 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 w PSE dla portalu wnp.pl.
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.
W aukcjach głównych na lata 2021–2025, jak podał URE, moc zakontraktowana przez nowe jednostki wytwórcze stanowiła ok. 12 proc. całej zakontraktowanej mocy, a w aukcji na rok 2026 to było ok. 30 proc.
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.
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.
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. Wskazuje, że w Polsce nie jest to jeszcze tak duży problem, jak np. w Niemczech, gdzie skala redukcji przekracza 5 TWh rocznie, ale – jak mówi – „skala wyzwań rośnie także w naszym kraju”.
– 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, redukcję realizujemy sami lub za pośrednictwem OSD – mówi Konrad Purchała.
– 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.
Redukcja produkcji źródeł konwencjonalnych ma jednak granice, wyznaczane 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 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 do 2030 roku moc OZE może się podwoić
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 związanych z tym kosztów.
– 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.
Polska chce zostać liderem europejskiej branży wodorowej. Stabilne, ale pojemne ramy prawne, sięgające lokalnego poziomu mechanizmy dystrybucji środków oraz kompleksowość projektów to warunki realizacji tych ambicji
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, np. w ramach programu 200+.
– Istotne jednak jest zapewnienie środków 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.
Zwiększenie elastyczności KSE
Występujące w Polsce nadwyżki energii z OZE, z którymi nie ma co zrobić, nie są zapewne, przynajmniej dla ekspertów, sytuacją, której nie dało się przewidzieć.
Forum Energii już kilka lat temu wskazywało w jednym z raportów, że przy spadających kosztach instalacji OZE 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.
Źródło: wnp.pl
Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!