OZE to przyszłość polskiej energetyki, ale…

W kwietniu udział OZE w produkcji energii elektrycznej w Polsce wyniósł 26,8%, a w niektórych godzinach sięgał on aż 50%. Ten sukces doprowadził nie tylko do obniżenia emisyjności naszej energetyki, ale także do ogłoszenia komunikatów Polskich Sieci Elektroenergetycznych o zagrożeniu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, które będą pojawiać się coraz częściej. Te utrudnienia pokazują, jak ważne jest mądre i transparentne planowanie długotrwałego i ambitnego rozwoju OZE.

PSE 23 kwietnia ogłosiły zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Krajowy operator sieci przesyłowej nie był w stanie odebrać części energii z zamontowanych na domach instalacji fotowoltaicznych ze względu na nadwyżkę energetyczną w systemie wobec jej zapotrzebowania.

Była piękna, słoneczna niedziela, jak w każdy dzień wolny z niższym popytem na prąd. Nagłówki wielu ogólnopolskich portali alarmowały o zbyt dużej ilości prądu ze słońca. To nowa normalność, do której powinniśmy się aktywnie przygotowywać, ale nie musimy się zbyt obawiać.

Nadmiar OZE to wyzwanie

Dlaczego operator krajowy postanowił kilka tygodniu temu zmarnować 2,2 GW czystej energii ze słońca? W sytuacji dużej produkcji z OZE (dzień słoneczny i wietrzny) oraz niskiego zapotrzebowania na energię (np. w święta i weekendy) operator stara się zmniejszyć produkcję z jednostek konwencjonalnych, węglowych i gazowych, z których energia elektryczna w ujęciu jednostkowym jest po prostu na rynku droższa.

1/x. Niedziela 23 kwietnia 2023 r. ma szansę przejść do historii jako pierwszy w Polsce dzień fotowoltaicznej "klęski urodzaju". Co mówią dane, dlaczego konieczna była redukcja generacji PV i jak zbilansowane zostały podaż i popyt w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE)? pic.twitter.com/Fxi2R0LyET

— Jagiellonski Research (@IJ_Research) April 24, 2023

Powyższe ograniczenia mają limity ze względu na inercję systemu oraz konieczny czas wygaszania i włączania jednostek węglowych. Co więcej, minimalna moc musi być wytwarzana w konwencjonalnych źródłach dla zapewnienia stabilności systemu, które pozwalają utrzymać m.in. odpowiednią częstotliwość prądu, co jest kluczowe dla zapobieganiu awarii. Ponadto elektrociepłownie i jednostki przemysłowe mają w tej układance pierwszeństwo w kolejce do oddania do sieci wytworzonego prądu.

Jest to wyzwanie wpisane w systemy z dużym udziałem OZE, ale nierozwiniętym jeszcze sektorem wielkoskalowego magazynowania energii. Wieczorny wzrost zapotrzebowania na energię jest silne skorelowany z utratą produkcji prądu z energii słonecznej, która wieczorem i w nocy spada do zera.

W samym kwietniu zapotrzebowanie na moc w Polsce wahało się od ponad 12 GW do 24 GW, co pokazuje dużą skalę wyzwania. Pamiętajmy, że odgórne redukowanie produkcji OZE wiąże się z kosztami, np. rekompensat za nieodebranie energii przez krajowego operatora.

Niestety nie udało się całej nadwyżki energii wyeksportować za granicę, gdzie warunki dla OZE również były korzystne. Cena na polskim rynku energii, gdy w całej Europie świeci słońce, jest stosunkowo droga ze względu na wciąż duży udział droższych jednostek konwencjonalnych.

Jak zagospodarować nadwyżki?

Problem z bilansowaniem systemu elektroenergetycznego jest powodem, dla którego dalsze inwestycje w budowanie elektrowni gazowych (mimo tak wysokich cen gazu w ostatnich 2 latach) jest dalej w agendzie polskiej energetyki. „Gazówki” są bardziej elastyczne od działających w Polsce elektrowni węglowych, dzięki czemu mogą szybciej reagować na zmiany w produkcji OZE.

Sytuację w Polsce utrudnia również wiekowość obecnych bloków węglowych, które często pochodzą z lat 90., co odbija się na ich niskiej elastyczności i obawach o ich awaryjność. Stąd pojawił się pomysł realizacji programu Bloki 200+. Na naszych łamach tak pisał o tym Daniel Radomski:

„Narodowe Centrum Badań i Rozwoju opracowało kilka technologii niskokosztowych modernizacji typowych dla polskiej energetyki bloków klasy 200 MW. Główną ideą jest przedłużenie ich funkcjonowania oraz zwiększenie elastyczności pracy, aby bloki mogły efektywnie pełnić funkcję regulacyjną w systemie zdominowanym przez OZE”.

Taka inwestycja ograniczyłaby potrzebę drogiego importu gazu ziemnego do Polski i zwiększania skali inwestycji w elektrownie gazowe. Media przypominają także o potrzebie inwestycji w magazyny energii, które w mniejszej skali (w domach z instalacją fotowoltaiczną lub w stacjach transformatorowych) są rozwiązaniem poprawiającym sytuację i wartymi promocji, choć nadal dość drogim.

Na dużą skalę nadal nie dysponujemy opłacalnymi kosztowo rozwiązaniami bateryjnymi. Jedyną efektywną opcją jest nadal budowanie elektrowni szczytowo-pompowych, które na większą skalę są w stanie magazynować energię. Gdy pojawia się nadwyżka, wpompowują wodę do wyżej położonego zbiornika, a gdy energii brakuje, spuszczają wodę i produkują prąd (największa polska jednostka znajduje się w Żarnowcu – 0,716 GW).

Tym trudniej zrozumieć marcowe protesty Zielonych, na której czele stała Klaudia Jachira, przeciwko powstaniu elektrowni o mocy 0,75 GW w Młotach w województwie dolnośląskim. Projekt jest realizowany przez PGE przy udziale Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

Innymi planowanymi inwestycjami, które mają zostać ukończone do końca obecnej dekady (niestety budowa ESP jest poważną inwestycją, a jej realizacja nie odpowie na problemy „tu i teraz”), są ESP Tolkmicko (1,04 GW; Orlen) i ESP Rożnów II (0,7 GW; Tauron). W dotrzymaniu terminów i promocji realizacji ESP ma pomóc specustawa, która procedowana jest aktualnie w senackich komisjach.

Nadwyżki, jeżeli byłyby regularne i wystarczająco duże (to raczej długoterminowy scenariusz dla słonecznych państw Europy Południowej), w przyszłości mogłyby być również wykorzystane do produkcji „zielonego wodoru”, który aktywnie promuje UE. O tej kwestii pisałem 2 lata temu.

Innym, bardziej realnym w polskim krajobrazie rozwiązaniem wykorzystywanym w Europie Zachodniej, jaki pomogłoby radzić sobie w podobnych sytuacjach, są dynamiczne taryfy zachęcające do wykorzystywania energii elektrycznej w godzinach z największymi nadwyżkami.

W ten sposób obywatele albo taniej, albo nawet za darmo mogliby ładować swoje auto elektryczne czy włączać pranie w godzinach z nadwyżkami OZE (np. Skandynawia). Do ich wprowadzenia konieczne są liczniki z możliwością zdalnego odczytu, które sukcesywnie wdraża się w Polsce. Proces wymiany będzie niestety długotrwały (więcej o tym rozwiązaniu pisał Aleksander Tretyn na portalu Biznes Alert).

Bardzo ważnym elementem elastyczności systemu energetycznego są sieci. Według szacunków Urzędu Regulacji Energetyki do 2030 r. na dostosowanie sieci do OZE trzeba będzie zainwestować 130 mld zł.

W kwietniu Rada Ministrów przyjęła nowelizację Ustawy o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych, która ma pomóc w przyspieszeniu rozbudowania sieci elektroenergetycznych dzięki szybkiej ścieżce inwestycyjnej.

Dzięki temu mikroinstalacje OZE mają mieć większe możliwości wprowadzania energii do sieci. Nowelizacja ma przyspieszyć decyzję dotyczącą przejęć gruntów pod sieci. Według Urzędu Regulacji Energetyki w 2022 r. zostało wydane 7 tys. odmów wydania warunków przyłączenia na łączną moc ok. 51 GW.

Kolejnym ciekawym postulatem Forum Energii, aby ograniczyć liczbę odmów przyłączeń, jest propozycja aukcji przyłączeniowej z niedawnego raportu Przyspieszyć rozwój OZE Usprawnienia w lokalizacji i przyłączaniu do sieci nowych inwestycji OZE, odwrócenia dotychczasowych procedur inwestycji w OZE poprzez (w pierwszej kolejności) branie pod uwagę warunków przyłączeniowych (czy jest możliwe podłączenie OZE do sieci) i dopiero później ubiegania się o wymagania lokalizacyjne w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego lub poprzez warunki zabudowy.

To pozwoliłoby na zwiększenie przewidywalności dla sektora prywatnego w planowaniu rozwoju OZE. Już na samym początku inwestor dowiadywałby się o możliwości (lub jej braku) podłączenia jego inwestycji do sieci.

Efekt uboczny pozytywnych zmian

Te utrudnienia nie mogą nam jednak przysłonić szerszego, jak najbardziej pozytywnego obrazu. W Polsce OZE się rozwija. W Odnawialnych Źródłach Energii moc wynosi 13 GW dla fotowoltaiki i 9,5 GW dla farm wiatrowych. Dotychczasowe rekordy generacji wyniosły odpowiednio 8,4 GW i 7,9 GW.

Według miesięcznika Forum Energii w kwietniu 2023 r. udział OZE w produkcji energii elektrycznej wyniósł 26,8% (o 4 p.p. więcej niż rok temu; 12% farmy wiatrowe, 10% fotowoltaika), a w niektórych godzinach sięgał aż 50%. Przełożyło się to na o 20% mniejsze miesięczne emisje CO₂ w Polsce niż w rok wcześniej.

Niestety w tak zmiennym systemie, w którym ważną funkcję pełni tania i czysta energia z OZE, trzeba się przygotować na pewne straty. Nieodebrana moc w dany dzień to nie koniec świata, a jedynie epizod, który wraz z procesem obniżaniem emisyjności naszej energetyki będzie zdarzać się coraz częściej. Nie bez powodu atom nie pojawił się w tym tekście – jest to inwestycja, której poważne znaczenie zaobserwujemy najwcześniej w połowie przyszłej dekady. Także ona będzie musiała współistnieć w systemie z OZE.

Należy więc mądrze i transparentnie planować długotrwały rozwój OZE w Polsce. Jego tempo będzie ustalane nie poprzez przerzucanie się procentami udziału fotowoltaiki w krajowym miksie energetycznym na twitterowych kontach aktywistów i polityków obu stron politycznej sceny, a poprzez rzetelne analizy różnych interesariuszy i dokumenty strategiczne uwzględniające techniczne ograniczenia oraz unijne ambicje. Spójność i przewidywalność polityki energetycznej jest kluczowa dla budowania przyjaznego otoczenia i zaufania do prywatnych inwestycji w Polsce, i to nie tylko w obszarze energetyki, ale także w całej gospodarce.