W dwie kwietniowe niedziele PSE poleciły zmniejszenie generacji prądu z paneli fotowoltaicznych. W ten sposób straciliśmy 29 GWh praktycznie darmowej energii, a w przeliczeniu na konkretne pieniądze – nawet 16,5 mln zł. Co zmienić, by do takich sytuacji nie dopuszczać?
Według prognoz w niedziele 23 i 30 kwietnia turbiny wiatrowe i fotowoltaika mogły pokryć nawet 70-85% zużycia energii elektrycznej.
Ale nasz system nie jest na to gotowy, dlatego Polskie Sieci Elektroenergetyczne poleciły na kilka godzin wyłączyć generację prądu z paneli fotowoltaicznych przyłączonych do sieci przesyłowej, 110 kV i średniego napięcia. W efekcie wiatr i słońce dały w dwa kolejne niedzielne południa dostarczyły „tylko” 64% i 51% krajowego zużycia energii. Choć instalacje prosumenckie działały bez przeszkód, można więc mówić o dużym problemie.
Jak wylicza Forum Energii, utracone w ten sposób 29 GWh praktycznie darmowej energii oznacza bowiem 16,5 mln zł stracone w pieniądzach, które trzeba było wydać na paliwo i uprawnienia do emisji CO2 w elektrowniach konwencjonalnych. Co więcej, niespalenie paliw (węgla kamiennego i brunatnego oraz gazu ziemnego) spowodowałoby ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o ok. 22 tys. ton CO2. Jest to równoważne z rocznym ogrzewaniem ok. 3500 domów jednorodzinnych.
„W związku z dynamicznym rozwojem OZE w Polsce, jeżeli nie zostaną podjęte działania w kierunku zwiększenia elastyczności krajowego systemu energetycznego – marnotrawstwo taniej i czystej energii będzie zdarzać się coraz częściej” – przestrzega Forum Energii. I wskazuje, jak temu zaradzić.
Elastyczność – królowa nowoczesnych sieci
W obie niedziele w okresie największego nasłonecznienia cena energii elektrycznej na rynku spadła do nienotowanych od dawna poziomów wynoszących ok. 100 zł/MWh (23 kwietnia) oraz ok. 85 zł/MWh (30 kwietnia). To ok. 500 zł/MWh mniej niż w godzinach porannych i wieczornych, gdy fotowoltaika nie wytwarzała energii elektrycznej.
Dlaczego zatem zdecydowano się ograniczyć pracę tanich i bezemisyjnych źródeł energii?
Przyczyna marnowania leży w braku elastyczności przestarzałego systemu elektroenergetycznego w Polsce. Dynamiczny rozwój OZE, niezbędny m.in. ze względu na rosnące potrzeby KSE oraz rosnącą awaryjność starych bloków konwencjonalnych, zmienia warunki pracy systemu. Specyfika pracy źródeł OZE (głównie wiatru i słońca) jest znana od lat. Jednostki te mają bardzo niskie koszty pracy, zerowe koszty zakupu uprawnień do emisji CO2, nie potrzebują ani gazu, ani węgla, przez co pozwalają zmniejszać uzależnienie od importu paliw kopalnych.
„Praca źródeł OZE może być planowana wraz z rozpoznaniem warunków pogodowych. Nie działają one jednak na wezwanie operatora systemu. Przy obecnym stanie rozwoju techniki, do zbilansowania systemu elektroenergetycznego niezbędne są sterowalne jednostki konwencjonalne. Jak pokazują doświadczenia z opisywanych weekendów, w coraz większym stopniu muszą one dostosowywać swoją pracę do zmiennych OZE – muszą być elastyczne. W dzisiejszych warunkach tej elastyczności jest w systemie zbyt mało” – wyjaśnia Marcin Dusiło, ekspert Forum Energii.
Tymczasem w godzinach ograniczenia przez PSE produkcji ze źródeł odnawialnych, w systemie pracowało 25-30 bloków z łączną mocą ok. 6 GW oraz współczynnikami wykorzystania mocy na poziomie 35-70%. „PSE, pomimo znajomości prognoz nadpodaży energii elektrycznej już w dniu poprzedzającym, nie zdecydowały się na głębsze ograniczenie pracy bloków konwencjonalnych, lecz wstrzymały generację części paneli fotowoltaicznych” – zauważa Forum Energii.
Jak zwiększać elastyczność systemu?
Poprawa elastyczności KSE jest nie tylko kluczowym warunkiem zachowania stabilności pracy systemu. Pozwoli również ograniczać marnowaną energię elektryczną. To bardzo istotne ze względu na obowiązek rozsądnego gospodarowania energią, a także dążenie do zmniejszania emisji gazów cieplarnianych czy dbałość o jak najniższe rachunki za energię elektryczną.
Rząd niedawno przyjął także legislację umożliwiającą w przyszłości przechodzenie na taryfy dynamiczne, agregowanie odbiorców końcowych oraz uregulowanie możliwości zakupu magazynów energii przez operatorów. Zdaniem Forum Energii wiele działań, jakie należy podjąć, nie zostało jednak w ogóle rozpoczętych, a rządowe ustawy muszą jeszcze przejść przez proces legislacyjny.
Celem powinien być m.in. rozwój rynku usług systemowych na kształt obecnego rynku mocy. W praktyce operator definiowałby potrzeby, a następnie jednostki wytwórcze konkurowałyby między sobą o ich odpłatne zaspokojenie.
Podstawową potrzebą jest elastyczność. Oznacza to szybką możliwość startu i odstawienia mocy (a w dodatku ich bardzo dynamicznego zwiększenia lub zmniejszenia) oraz niskie minimum techniczne. Tego typu jednostki w obecnych regulacjach nie są jednak konkurencyjne, ponieważ w przeliczeniu na MW mocy kosztują dużo.
W miarę spadku ilości elektrowni konwencjonalnych w systemie, zmniejsza się ilość wirującej synchronicznie masy: generatorów i turbin, które stanowią swoiste koło zamachowe, krótkookresowo magazynujące nadwyżki i kompensujące niedobory energii. Spada zatem bezwładność (inercja) systemu. Jest ona kluczowa dla PSE, ponieważ daje czas na reakcję operatora w razie wystąpienia nagłego zdarzenia. Może to być nie tylko awaria któregoś z bloków energetycznych, ale i np. jednoczesne włączenie wielu odbiorników (choćby czajników elektrycznych w przerwie ważnego meczu). „W systemach, w których coraz większy udział stanowią źródła odnawialne, istotne jest zatem powstanie mechanizmu wsparcia dla urządzeń, które tej inercji odpłatnie dostarczą – tzw. kompensatorów synchronicznych” – tłumaczy Dusiło.
Poza odpowiednim poziomem inercji i elastyczności, na stabilność systemu wpływają również techniczne parametry energii elektrycznej w sieci, takie jak m.in. poziom napięcia i współczynnik mocy. Za ich utrzymywanie obecnie odpowiedzialne są jednostki konwencjonalne, jednak w miarę ich ubywania tę rolę będą musieli wypełniać inni uczestnicy rynku, w tym OZE.
Jak zwiększać elastyczność po stronie popytu
Zmiany są też potrzebne po stronie popytu. Co ważne, niejednokrotnie są to działania tańsze niż inwestycje w elastyczność podaży, które dodatkowo pozwalają na wykorzystanie elektryfikacji różnych obszarów gospodarki.
Oczywistym rozwiązaniem są magazyny energii – nie tylko te wielkoskalowe, ale i mniejsze jednostki magazynujące energię elektryczną na użytek zarówno sieci, jak i prywatnych gospodarstw domowych. „Magazyny energii mogą ponadto stanowić rozmaite funkcje w systemie, od magazynowania sezonowego, przez magazynowanie dobowe, godzinne, po regulację częstotliwości, rozładowywanie ruchu w sieci i ubezpieczenie na konieczność tzw. black startu. Do każdej z tych funkcji optymalna jest inna technologia – nie zawsze są to baterie litowo-jonowe” – wyjaśnia Dusiło.
W przyszłości coraz istotniejsze będzie łączenie sektorów (tzw. sector coupling). Nadwyżki z systemu elektroenergetycznego mogą być już dziś, bez zmian regulacyjnych, zagospodarowane przez ciepłownictwo. W systemach ciepłowniczych z magazynami ciepła jest to jeszcze bardziej opłacalne, ponieważ nie jest potrzebna całkowicie nowa inwestycja, a jedynie modernizacja magazynu poprzez dołożenie „grzałki elektrycznej” (podgrzewu elektrodowego).
Polska jest trzecim największym producentem wodoru w Europie i piątym na świecie, produkując go rocznie ok. 1,3 mln ton. Obecnie jest on w całości pozyskiwany z paliw kopalnych, ale UE stawia na zielony wodór, produkowany z OZE. Opłaca się to także w Polsce – jako że zdecydowaną większość kosztu produkcji wodoru stanowi koszt energii elektrycznej, elektrolizery będą pracować wtedy, gdy energii jest najwięcej i jest ona najtańsza.
Ale elastyczność popytu nie ogranicza się wyłącznie do przemysłu – gospodarstwa domowe również mogą reagować na sygnały płynące z systemu. Rosnące znaczenie w systemie elektroenergetycznym będzie miał zelektryfikowany transport (samochody elektryczne), ogrzewnictwo (pompy ciepła) czy rosnąca liczba klimatyzatorów. I tu pojawiają się tzw. taryfy dynamiczne, które oznaczają, że odbiorca rozlicza się za zużycie w danej godzinie po cenie panującej aktualnie na giełdzie. Gdyby w Polsce takie taryfy funkcjonowały, naładowanie do pełna samochodu elektrycznego 30 kwietnia o godz. 13 byłoby kilkanaście razy tańsze niż o godz. 20.
„Taryfy dynamiczne pozwalają odbiorcy zdecydować, w którym momencie najbardziej opłaca mu się np. ładować samochód elektryczny czy włączyć ogrzewanie. Doświadczenia z Wielkiej Brytanii wskazują, że ustawienie pompy ciepła na pracę poza godzinami szczytu, pozwala zaoszczędzić ok. 30% na rachunkach za energię elektryczną” – zauważa Forum Energii.
W Polsce rząd właśnie przyjął legislację umożliwiającą dostęp do cen dynamicznych odbiorcom końcowym.
Co ważne, Forum Energii apeluje o wprowadzenie zmian, zanim marnowanie taniej energii ze źródeł odnawialnych nie stanie się standardem, do którego wszyscy przywykną. „KSE powinien być przygotowany na przyjmowanie coraz większej ilości taniej i niskoemisyjnej energii elektrycznej” – przekonuje organizacja.
