Redukcja OZE staje się normą. Nowe moce muszą być na to gotowe

Polskie Sieci Elektroenergetyczne przyznają, że wraz ze wzrostem mocy źródeł odnawialnych zarządzanie systemem elektroenergetycznym staje się coraz większym wyzwaniem. Obecnie 43 proc. mocy wytwórczych do produkcji energii elektrycznej w Polsce stanowią odnawialne źródła energii. Przekroczenie bariery 50 proc. może nastąpić jeszcze w tym roku, a za dziesięć lat mogą one wynosić przeszło 70 proc.

Operator systemu przesyłowego podejmuje kroki przygotowujące na tak duży udział OZE. W integracji OZE z systemem mają pomóc rozwiązania rynkowe, ale i nierynkowych nie dać się uniknąć.

Bolączki systemu

Zielona energia, której produkcja zależy od warunków pogodowych, stawia przed PSE nowe wyzwania. Coraz częściej zdarza się, że prądu z wiatraków i paneli fotowoltaicznych (PV) jest tak dużo, że nie ma odbiorców na całą produkowaną energię. Obecnie nie ma możliwości magazynowania nadwyżek na wystarczająco dużą skalę, dlatego PSE muszą sięgać po narzędzia niezbędne do utrzymania stabilnej pracy systemu. Jeżeli uczestnicy rynku w innych krajach nie są zainteresowani kupnem nadwyżek, operator poleca zaniżenie produkcji energii z elektrowni konwencjonalnych. Nie można ich jednak wyłączyć do zera – każdy blok ma tzw. minimum techniczne, czyli minimalną moc, z którą może pracować. Z kolei wyłączenie i ponowne włączenie bloków energetycznych w ciągu kilku godzin nie jest możliwe, ponieważ negatywnie wpływa na ich żywotność i awaryjność. Tymczasem po zachodzie słońca bloki na węgiel i gaz muszą pracować, by zaspokoić rosnące wieczorem zapotrzebowanie. Wielkość ubytków i awarii w elektrowniach utrzymuje się w ostatnich latach na podobnym poziomie. Zauważalna jest jednak szybko rosnąca liczba godzin pracy elektrowni na minimach technicznych, co pokazuje, że muszą się one dostosowywać do wysokości generacji OZE. Jeżeli po zaniżeniu pracy elektrowni konwencjonalnych nadal występuje nadwyżka, operator może awaryjnie wyeksportować energię do innych państw. Nie zawsze jest to możliwe, bo w takich chwilach, przy korzystnych warunkach, sąsiednie kraje również zmagają się z nadmiarem energii.

23,7 %

produkcji energii elektrycznej ogółem w Polsce stanowiły w 2023 r. odnawialne źródła energii

130 mld zł

ma kosztować – zgodnie z danymi URE – rozbudowa do 2030 r. sieci przesyłu i dystrybucji, aby móc podłączyć nowe, planowane instalacje OZE o mocy 50 GW

Jak wygląda rozliczenie przesyłu energii w sytuacji awaryjnego eksportu nadwyżki? Podstawą są ceny z rynku bilansującego, technicznego rynku do rozliczeń za energię, która nie była wcześniej zakontraktowana. W sytuacji nadwyżki produkcji ponad zapotrzebowanie cena jest zwykle niska lub nawet ujemna. Zdarzały się sytuacje, w której PSE musiały dopłacać do eksportu awaryjnego.

Jeżeli eksport nie jest możliwy lub nie wystarczy do usunięcia nadwyżki, jako środek ostatniej szansy stosowane są redukcje generacji OZE. Czasami zdarza się, że eksport awaryjny byłby na tyle drogi, że bardziej racjonalne są redukcje. Finalnie koszt tych działań pokrywają odbiorcy energii, dlatego operator musi brać pod uwagę rachunek ekonomiczny takich działań.

Lista wyłączeń

Tylko w marcu doszło już do czterech redukcji (licząc do okresu Wielkanocy). Zapytaliśmy firmy energetyczne, jak często musiały redukować w ostatnich miesiącach prace własnych wielkoskalowych OZE. W 2023 r. w Polskiej Grupie Energetycznej instalacje PV były redysponowane (nierynkowe ograniczanie generali prądu z OZE) czterokrotnie, a farmy wiatrowe trzykrotnie. W 2024 r. dwa razy redysponowane były wyłącznie instalacje PV należące do PGE Energia Odnawialna. Jeden z największych graczy zagranicznych w Polsce, EDP Renewables, w 2023 r. zmniejszał dostawy energii do sieci ponaddwudziestokrotnie, co odpowiada ponad 3500 GWh. Do spółki EDP Renewables wpłynęły także wnioski o zmniejszenie mocy w 2024 r. Z kolei Grupa Orlen (do której należy Energa) w ubiegłym roku musiała zredukować moc do poziomu określonego przez PSE pięć razy, a w bieżącym dwa razy. Wreszcie Tauron w 2023 r. musiał ograniczać prace OZE czterokrotnie. W 2024 r. moc farm wiatrowych i PV była redukowana na polecenie operatora systemu przesyłowego 10 marca.

Są rekompensaty

W przypadku nierynkowej redukcji OZE z powodów bilansowych właścicielom instalacji należą się rekompensaty. Przepisy prawa nie określają stawek takiego działania i podstawą do wyznaczenia rekompensaty za nierynkową redukcję OZE są wolumen zredukowanej energii oraz cena energii na rynku bilansującym, która w momencie redukcji zwykle jest bardzo niska. Koszty redukcji generacji są pokrywane w ramach taryfy PSE. Jednak rozliczenie takich rekompensat trwa długo ze względu na konieczność pozyskania szeregu informacji od właścicieli instalacji oraz od operatorów systemów dystrybucyjnych, a nie wszyscy uczestnicy rynku się po nie zgłaszają. Spółki nie zdradzają kwot, bo jak informuje Orlen, stanowią tajemnicę przedsiębiorstwa. PGE podkreśla zaś, że kwestia rekompensat z tytułu redysponowania procedowana jest zgodnie z przepisami, w okresie kiedy PSE wydało polecenia zaniżenia produkcji lub wyłączenia. – W 2023 r. PGE podpisała w tym zakresie odpowiednie porozumienia z PSE – informuje firma. Orlen zaś przekazał, że dokonuje rozliczeń rekompensat zgodnie z przyjętymi zasadami i na podstawie przepisów prawa. Ze spółek, które zapytaliśmy, jeszcze Enea potwierdza, że jej firma Enea Nowa Energia w 2023 r. występowała o rekompensaty za wyłączenie instalacji.

Przemyśleć inwestycje

PSE w planie rozwoju sieci przesyłowych do 2034 r. wskazują wprost nowym inwestorom, aby przemyśleli swoje modele inwestycyjne pod kątem ryzyka redukcji generacji. W tym planie PSE zakłada, że instalacje OZE za dziesięć lat będą mogły wyprodukować od 162 TWh do 189 TWh. Bez zwiększenia elastyczności po stronie odbiorców, tzn. zdolności odbiorców do okresowego zwiększania i zmniejszania swojego poboru, dostosowując się do warunków generacji OZE, zużycie takiej ilości energii nie będzie możliwe. PSE szacuje, że wykorzystamy w zależności od scenariusza 139–157 TWh. Inwestorzy muszą zdać sobie sprawę, że przy takim wysokim udziale OZE w miksie współczynniki wykorzystania mocy będą znacznie niższe, niż wynikałoby to z technicznego potencjału instalacji. Jednym z rozwiązań tego problemu mogą być magazyny energii, elastyczny odbiór energii, w tym przez instalacje mogące dynamicznie zmieniać pobór mocy w zależności od cen na rynku i sytuacji w systemie.

Inwestorzy wydają się być świadomi ostrzeżeń, o których mówi PSE. – PGE ma na uwadze, że wraz ze wzrostem mocy zainstalowanych w PV i wietrze coraz częściej może dochodzić do przymusowego wyłączenia instalacji albo cen ujemnych w danej jednostce czasu (obecnie godzina, w przyszłości – okresy 15-minutowe). Jest to uwzględniane w analizach inwestycyjnych – informuje PGE. Rozwiązaniem tego problemu może być zwiększenie mocy i liczby magazynów energii, które w sytuacji nadpodaży mogłyby zmagazynować część energii z rynku, a te inwestycje mają być prowadzone w spółce. EDP Renewables podkreśla, że inwestując w Polsce, bierze pod uwagę wszystkie zmienne. – Czekamy na rozwój elastyczności systemu, a także inwestycje w magazyny, aby lepiej wykorzystać potencjał OZE w Polsce – podaje firma, nie zdradzając, czy sama weźmie na siebie część tego wysiłku. Podobnie Orlen, który podkreśla, że przy planowaniu procesów inwestycyjnych analizowany jest szereg czynników wpływających na ograniczenie produkcji, w tym m.in. redukcje mocy OZE. Tauron informuje, że magazyny energii mogą pełnić kluczową rolę w zarządzaniu niestabilnością produkcji z OZE. – Przy nowych projektach OZE analizowane są możliwości dodania magazynu energii jako części planowanej inwestycji – dodaje ten koncern.

Także Enea podkreśla, że przy planowaniu inwestycji uwzględnia redukcję mocy związaną z nadpodażą energii ze źródeł OZE w Krajowym Systemie Energetycznym. – Przede wszystkim dla wszystkich naszych inwestycji typu greenfield na etapie planistycznym analizujemy możliwość zabudowy magazynów energii, które w przyszłości będą m.in. odbierały nadwyżki energii w okresie tzw. nadpodaży – podkreśla firma.

Na etapie analizy opłacalności, która poprzedza decyzję inwestycyjną w obszarze OZE, firmy muszą uwzględniać ewentualną redukcję lub wyłączenie instalacji oraz własne dodatkowe instalacje magazynowania i elastyczności.