W dwie kwietniowe niedziele: 23.04 i 30.04.2023 PSE poleciły redukcję generacji ze źródeł fotowoltaicznych przyłączonych do sieci przesyłowej, 110 kV i średniego napięcia (instalacje prosumenckie pracowały bez przeszkód). System elektroenergetyczny stracił w ten sposób 29 GWh praktycznie darmowej energii. Te kilkugodzinne wyłączenia OZE mogły nas kosztować nawet 16,5 miliona złotych, wydatkowanych na paliwo i uprawnienia do emisji CO2 w elektrowniach konwencjonalnych.
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. Jak temu zaradzić?
Tryb ogłoszenia ograniczeń
23 kwietnia o 9:08 PSE ogłosiły zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, powołując się na art. 3 pkt 16d) ustawy – Prawo energetyczne. Zawiera on definicję zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, jednakże przesłanki do jego wprowadzenia, wśród których nie ma nadmiernej generacji, są zawarte w innym przepisie.
30 kwietnia redukcja generacji z OZE nastąpiła już bez ogłaszania stanu zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej – o godzinie 11:00 poinformowano jedynie, że w godzinach 11-16 wystąpi nadwyżka podaży ponad zapotrzebowanie, w związku z czym PSE wydają polecenia zaniżenia generacji.
Odstawianie jednostek wytwórczych w stanach nadpodaży mocy będzie się w przyszłości powtarzać, dlatego procedura ograniczania produkcji musi zostać odpowiednio uregulowana i jednakowo stosowana. Odstawienia wymagają planowania, zwiększenia transparentności i opracowania strategii działania – ocenia w swoim raporcie Forum Energii.
Dlaczego doszło do tej sytuacji?
W obie niedziele kwietnia (23.04 i 30.04) na niskie zapotrzebowanie na energię elektryczną, typowe dla dni wolnych od pracy, nałożyły się bardzo dobre warunki dla OZE. Podobna sytuacja miała już miejsce 31 grudnia 2022 r., kiedy ograniczeniu uległa produkcja z farm wiatrowych.
W kwietniu znaczącą rolę odegrała temperatura – była na tyle wysoka, że system nie odczuwał dodatkowego obciążenia ze strony elektrycznego ogrzewania (np. pomp ciepła), ale była na tyle niska, że nie było potrzeby uruchamiania klimatyzacji. Również dla pracy paneli fotowoltaicznych temperatura była idealna – gdyby była wyższa, spadłaby ich sprawność, a zatem i produkcja.
W obu przypadkach prognozy PSE wskazywały już dzień wcześniej, że udział OZE w produkcji energii elektrycznej będzie bardzo wysoki. Łączna moc fotowoltaiki i źródeł wiatrowych wczesnym popołudniem była szacowana na 10,2 GW 23.04, a tydzień później – na niemal 11,5 GW. Zapotrzebowanie na energię elektryczną wynosiło w tych godzinach 13,5-15,5 GW, co oznacza, że turbiny wiatrowe i fotowoltaika mogły pokryć nawet 70-85 procent zużycia energii elektrycznej – podaje Forum Energii.
Niska cena energii
W rzeczywistości, poprzez awaryjny eksport energii do sąsiednich systemów w wielkości przekraczającej 1,7 GW (23.04) i 2,1 GW (30.04) ponad standardową wymianę transgraniczną, a także przez ograniczenie generacji z farm fotowoltaicznych (sięgające ok. 3 GW w dn. 23.04 i niemal 5 GW w dn. 30.04), udział OZE w produkcji w południe 23.04 spadł do 55 procent, a 30.04 do ok. 45 procent. Są to wciąż bardzo wysokie wartości jak na polskie warunki. W odniesieniu do krajowego zużycia, OZE pokrywało w południe 23 kwietnia 64 procent zapotrzebowania, a 30 kwietnia – 51 procent.
Jednocześnie, 23.04 elektrownie konwencjonalne w południe pracowały z mocą ok. 7,5 GW, a eksport netto energii elektrycznej wynosił 3,1 GW. Tydzień później sytuacja była analogiczna – w południe jednostki konwencjonalne pracowały z mocą ok. 7,5 GW, natomiast eksport netto energii elektrycznej wynosił ok. 2,1 GW.
W obie niedziele, w okresie największego nasłonecznienia cena energii elektrycznej na rynku spot spadła do nienotowanych od dawna poziomów – ok. 100 zł/MWh 23.04 oraz ok. 85 zł/MWh 30.04. To ok. 500 zł/MWh mniej niż w godzinach porannych i wieczornych, gdy fotowoltaika nie wytwarzała energii elektrycznej – wynika z szacunków.
Marnotrawstwo energii
Dlaczego zatem zdecydowano się ograniczyć pracę tanich i bezemisyjnych OZE? Dlaczego nie obniżono mocy jednostek konwencjonalnych, oszczędzając na paliwie, redukując emisje i jeszcze bardziej ograniczając koszt energii? I ile zostało zmarnowanej energii ze źródeł odnawialnych? Na te pytania odpowiadamy w dalszej części artykułu.
23 kwietnia przepadło ok. 9 GWh energii ze źródeł fotowoltaicznych. 30 kwietnia było to już ok. 20 GWh. Szacunek ten bazuje na porównaniu prognozy generacji źródeł fotowoltaicznych z faktycznie zarejestrowaną ilością energii elektrycznej wprowadzonej do sieci – wynika z analizy.
Samo ograniczenie pracy farm fotowoltaicznych łącznie o ok. 29 GWh to koszt, który można szacować na 16,6 mln zł – jest to koszt paliwa i uprawnień do emisji CO2, jakie musiały ponieść (proporcjonalnie do udziału w miksie) pracujące wówczas elektrownie konwencjonalne, spalając w tym czasie ok. 7 tys. ton węgla kamiennego, ok. 6,3 tys. ton węgla brunatnego oraz ok. 590 tys. Nm3 gazu ziemnego. Niespalenie tej ilości paliw spowodowałoby ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o ok. 22 tys. ton CO2. Jest to równoważne z rocznym ogrzewaniem ok. 3500 domów jednorodzinnych.
Elastyczność – królowa sieci
Zdaniem ekspertów przyczyna marnowania taniej energii elektrycznej z OZE na rzecz drogiej i emisyjnej z jednostek konwencjonalnych 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 – wynika z raportu.
***
W godzinach ograniczenia przez PSE produkcji ze źródeł odnawialnych, w systemie pracowało 25-30 bloków – jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD) – z łączną mocą ok. 6 GW oraz współczynnikami wykorzystania mocy na poziomie 35-70 procent.