Kilkugodzinne wyłączenia odnawialnych źródeł energii w kwietniu mogły nas kosztować nawet 16,5 miliona złotych. To szacowane przez Forum Energii wydatki na paliwo i uprawnienia do emisji CO2 w elektrowniach konwencjonalnych.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne ogłosiły 23 kwietnia „zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej”. Było to konieczne, by móc nakazać wyłączenie niektórych źródeł odnawialnych. Tego dnia wystąpiła nadwyżka mocy elektrycznej w systemie.
Podobnie stało się 30 kwietnia. Tyle, że już bez ogłaszania stanu zagrożenia. Poinformowano jedynie, że w godzinach 11.00-16.00 wystąpi nadwyżka podaży ponad zapotrzebowanie, w związku z czym PSE wydają polecenia zaniżenia generacji.
Zmarnowana zielona energia
W ten sposób 23 kwietnia przepadło ok. 9 GWh energii ze źródeł fotowoltaicznych. 30 kwietnia było to już ok. 20 GWh, szacuje Forum Energii.
– 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 – wylicza autor analizy Marcin Dusiło.
Czytaj także: Możemy wydawać mniej na energię już w 2030. O ile kraje UE wdrożą Zielony Ład
Gdyby ta ilość paliw nie została spalona, moglibyśmy ograniczyć emisję gazów cieplarnianych o ok. 22 tys. ton CO2. To tyle, ile emituje roczne ogrzewanie ok. 3500 domów jednorodzinnych.
W niedzielę 23 kwietnia elektrownie konwencjonalne w południe pracowały z mocą ok. 7,5 GW, a eksport netto energii elektrycznej wynosił 3,1 GW. Tydzień później w południe jednostki konwencjonalne pracowały z mocą ok. 7,5 GW, natomiast eksport netto energii elektrycznej wynosił ok. 2,1 GW.
To nie pierwsza tego typu sytuacja – PSE polecały wyłączać farmy wiatrowe pod koniec grudnia i na początku stycznia. Problem z pewnością będzie się powtarzać.
Przestarzały system energetyczny
– 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 – pisze Marcin Dusiło.
Przyczyna tego stanu rzeczy to brak elastyczności systemu elektroenergetycznego. Polski system jest przestarzały i nie potrafi szybko reagować na zmiany w wytwarzaniu energii z OZE.
– Dynamiczny rozwój OZE, niezbędny m.in. ze względu na rosnące potrzeby KSE oraz rosnącą awaryjność starych bloków konwencjonalnych – zmienia warunki pracy systemu – wskazuje ekspert Forum Energii.
OZE mają bardzo niskie koszty pracy, zerowe koszty zakupu uprawnień do emisji CO2, nie potrzebują ani gazu, ani węgla. Dzięki temu pozwalają zmniejszać uzależnienie od importu paliw kopalnych.
Ich praca może być planowana wraz z rozpoznaniem warunków pogodowych. Nie działają one jednak na wezwanie operatora systemu. Dlatego przy obecnym stanie rozwoju techniki, do zbilansowania systemu elektroenergetycznego niezbędne są sterowalne elektrownie konwencjonalne.
Jakie zmiany są potrzebne?
– 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 – zauważa Marcin Dusiło.
Już we wcześniejszej analizie Forum Energii wskazywało na konieczność:
- zwiększenia elastyczności elektrowni węglowych – by jednostki mogły w krótszym czasie być włączane do pracy po wyłączeniu,
- udziału generacji OZE w regulacji krajowego systemu elektroenergetycznego,
- zwiększenia udziału ciepłownictwa w bilansowaniu systemu,
- uwzględnienia przyszłego potencjału elektromobilności,
- rozwoju usług regulacyjnych na poziomie sieci dystrybucyjnej,
- reformy rynku energii, wprowadzenia rynku lokalizacyjnego (elastyczność cenowa – ceny energii elektrycznej powinny odzwierciedlać realne zapotrzebowanie),
- zwiększenia roli odbiorców energii, choć poprzez taryfy dynamiczne.
Dodatkowo powinna powstać możliwość łączenia się odbiorców w grupy, które mogłyby reagować razem.
Interesuje cię energetyka i ochrona klimatu? Zapisz się na 300Klimat, nasz cotygodniowy newsletter
Istotny jest także rozwój magazynów energii, w tym elektrowni szczytowo-pompowych. A także wykorzystanie elektrolizerów do produkcji wodoru w czasie zwiększonej podaży.
– Z powyższych rekomendacji, jak dotąd postęp odnotowano w zakresie reformy rynku bilansującego czy przyspieszenia budowy elektrowni szczytowo-pompowych. Rząd niedawno przyjął także legislację umożliwiającą w przyszłości przechodzenie na taryfy dynamiczne, agregowanie odbiorców końcowych oraz uregulowanie możliwości zakupu magazynów energii przez operatorów. Wiele zadań jednak nie zostało w ogóle podjętych, a rządowe ustawy muszą jeszcze przejść przez proces legislacyjny – komentuje ekspert.
Oprac. Kamila Wajszczuk