Kiedy zajdzie słońce, ucichnie wiatr, to co wtedy? Tania energia z farm wiatrowych i fotowoltaiki obniżają koszty prądu, ale same nie gwarantują jego stabilnych dostaw. Polskiej energetyce grozi niebezpieczny paradoks. Coraz więcej budujemy OZE, ale zapominamy o inwestycjach w elastyczność systemu. Bez nich grożą nam blackouty i spadki mocy. Transformacja energetyczna nie będzie wtedy już tylko ekologicznym sukcesem, ale poważnym wyzwaniem technicznym i finansowym.
- Teza. Luka elastyczności staje się główną barierą inwestycyjną polskiej energetyki i blokuje efektywne wykorzystanie zielonej energii.
- Dowód. Brak zielonych systemów bilansujących zmusza operatorów do sięgania po niezawodne, ale też najdroższe metody zabezpieczania systemu, czyli energetykę konwencjonalną.
- Efekt. W polskim systemie energetycznym coraz większą rolę pełnić będą bloki gazowe, które będą pełnić rolę bilansujących źródeł mocy do czasu pełnego wdrożenia energii jądrowej do KSE.
OZE i wyzwanie stabilności sieci. Spis treści
Na transformacje energetyczną Polska do 2040 r. powinna przeznaczyć 3,5 biliona złotych. Taki jest koszt przejścia z modelu centralnej energetyki na model rozproszony. Jak wskazują analitycy BGK w swoim najnowszym raporcie, pieniądze wcale nie będą największym problemem systemu.
Energia ze słońca i wiatru, dziś, jest bezkonkurencyjna cenowo. Jednak jej natura wprowadza do systemu energetycznego element nieprzewidywalności. Kluczowym wyzwaniem nie jest samo zbudowanie systemu energetycznego opartego na OZE, lecz takie zaprojektowanie otoczenia technologicznego, które pozwoli tę tanią energię bezpiecznie odebrać i przechować.
Rozwój OZE niesie za sobą systemowe konsekwencje
Odnawialne źródła energii są obecnie najtańszym sposobem na produkcję prądu. Są wydajne i bezpieczne, dodatkowo nie wymagają zakupu paliwa ani opłacania uprawnień do emisji CO2. Wprowadzenie dużych mocy z wiatru i słońca do systemu ma pozwolić na obniżenie cen prądu na giełdzie energii i tym samym rachunków za prąd wszystkich Polaków.
Zgodnie z opublikowanym w Krajowym Planie na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK) scenariusz WEM („with existing measures”; tłum. z istniejącymi środkami)., do 2040 r. OZE ma produkować w Polsce 163 TWh energii elektrycznej. Jest to scenariusz oparty na założeniach, że proces rozwoju OZE i równoległej dekarbonizacji będzie przebiegał tak jak dotychczas, bez gwałtownych zmian strukturalnych.
W bardziej optymistycznym scenariuszu, zakładającym realizację przez Polskę celów unijnego pakietu „Fit for 55”, OZE odgrywałoby jeszcze większą rolę w przyszłym miksie energetycznym.
Niska cena energii z OZE ma jednak swoją specyfikę – jest ona dostępna tylko wtedy, gdy pozwalają na to warunki pogodowe. Oznacza to, że system otrzymuje bardzo tanią energię falami i nie zawsze wtedy, kiedy jej najbardziej potrzebuje. Ta specyfika, przy obecnej infrastrukturze, prowadzi do okresowych nadwyżek, których sieć nie potrafi zagospodarować. Problem nie leży więc w samej technologii wytwórczej, lecz w braku narzędzi, które pozwoliłyby tę tanią moc „przesunąć” na godziny, w których nie świeci słońce, lub nie wieje wiatr.
Takich rozwiązań jednak w naszym systemie energetycznym brakuje. Dodatkowo równoległe wygaszanie kolejnych bloków energetyki konwencjonalnych oprowadzi do niebezpiecznego zjawiska. Brak stabilnych źródeł zeroemisyjnych w bieżącym miksie, takich jak atom czy biogazownie, sprawia, że system jest skrajnie wrażliwy na każdą zmianę frontu atmosferycznego. To właśnie to niedopasowanie taniej podaży do stałego popytu prowadzi bezpośrednio do powstawania luki elastyczności.
Kiedy OZE nie nadąża za zapotrzebowaniem
Luka elastyczności to techniczna wyrwa w systemie elektroenergetycznym, która ujawnia się wtedy, gdy tanie źródła odnawialne przestają produkować energię z powodu braku słońca lub wiatru. W tradycyjnym modelu to elektrownie konwencjonalne dostosowywały swoją pracę do zapotrzebowania odbiorców.
W systemie energetycznym opartym na OZE sytuacja się odwraca. Teraz to sieć musi nauczyć się zarządzać zmienną podażą energii. Gdy produkcja zielonej energii gwałtownie spada, system potrzebuje natychmiastowego zastępstwa, aby uniknąć awarii i przerw w dostawach prądu.
Problem ten widać także w okresach występowania tzw. ujemnych cen energii. Dochodzi do nich wtedy, gdy energii z OZE jest tak dużo, że operator musi dopłacać za jej odbiór lub ograniczać pracę farm wiatrowych i fotowoltaicznych, aby nie przeciążyć sieci. Ujemne ceny są sygnałem ostrzegawczym. Pokazują, że system osiągnął granice swojej wydolności i bez magazynowania nie jest w stanie bezpiecznie przyjąć zielonej energii. W efekcie instalacje OZE tracą na rentowności, ponieważ coraz częściej są administracyjnie ograniczane lub czasowo odłączane od sieci, by zapobiec jej przeciążeniu.
Luka elastyczności nie jest więc argumentem przeciwko transformacji energetycznej, lecz wyzwaniem planistycznym. Aby w pełni wykorzystać potencjał najtańszej energii, potrzebny jest „bufor”, który wygładzi wahania produkcji. Brak takich rozwiązań zmusza operatora do sięgania po najbardziej niezawodne, ale też najdroższe metody zabezpieczania systemu. Oznacza to utrzymywanie elektrowni konwencjonalnych w stałej gotowości, by mogły natychmiast zastąpić energię z OZE, gdy jej produkcja nagle spada.
Rola jednostek sterowalnych jako rezerwy
Zapewnienie ciągłości dostaw energii wymaga dziś utrzymywania w stałej gotowości bloków gazowych i węglowych. Pełnią one funkcję zabezpieczenia dla tanich, lecz niestabilnych źródeł odnawialnych. W polskich warunkach klimatycznych regularnie występuje zjawisko tzw. dunkelflaute, czyli okresów bez wiatru i słońca, kiedy produkcja z OZE spada do minimum.
W takich momentach to właśnie jednostki sterowalne przejmują odpowiedzialność za zasilanie kraju i zapewniają ciągłość pracy gospodarki. Nieprzypadkowo paliwem wybieranym dla nowych rezerw stał się gaz ziemny, co potwierdzają ostatnie inwestycje w tę technologię.
Elektrownie gazowe są szczególnie cenne z punktu widzenia systemu, ponieważ mogą uruchamiać się znacznie szybciej niż bloki węglowe. Dzięki temu pozwalają sprawnie uzupełniać nagłe niedobory mocy, gdy warunki pogodowe uniemożliwiają pracę farm wiatrowych i instalacji fotowoltaicznych. Jednocześnie zmienia się ich rola. Z jednostek pracujących w sposób ciągły stają się źródłami interwencyjnymi, które przez większość czasu pozostają w gotowości. To zasadniczo zmienia ich model kosztowy i sposób finansowania.
Utrzymywanie takich rezerw jest technicznie niezbędne, ale ekonomicznie obciąża cały system. Koszty personelu, infrastruktury i paliwa trzeba ponosić niezależnie od tego, czy elektrownia faktycznie produkuje energię. Ten mechanizm zabezpieczający pozostaje jedynym skutecznym sposobem uniknięcia blackoutów do czasu uruchomienia elektrowni jądrowych i rozwoju wielkoskalowych magazynów energii. Jest to jednak kosztowna polisa ubezpieczeniowa, która już dziś wpływa na ceny prądu i w kolejnych latach będzie coraz wyraźniej odczuwalna.
Opłata mocowa i środki zaradcze
Rosnąca opłata mocowa jest bezpośrednim skutkiem braku elastyczności systemu energetycznego. Koszty te stają się stałym elementem wydatków operacyjnych i wpływają na rentowność firm. Aby zmniejszyć ten ciężar, przedsiębiorstwa powinny aktywnie zarządzać swoim zużyciem energii. Przesuwając najbardziej energochłonne procesy na godziny poza szczytem, realnie obniżają podstawę naliczania opłat i chronią swoją marżę przed skutkami ograniczeń w produkcji energii przez OZE.
Kluczowym rozwiązaniem na poziomie systemowym jest inwestowanie w elastyczność. Chodzi o technologie, które pozwalają magazynować nadwyżki energii, inteligentnie sterować siecią oraz integrować ją z innymi źródłami ciepła, jak w systemach Power-to-Heat. Takie podejście pozwala, by energia w Polsce była nie tylko tania w produkcji, ale też tania w odbiorze. Firmy mogą dodatkowo chronić się poprzez własne magazyny energii, które pozwalają korzystać z taniego prądu w momentach, gdy stawki rynkowe i opłaty sieciowe są najwyższe.
Tani prąd z OZE nie powinien być problemem dla sieci, lecz jej atutem. Oznacza to odejście od prostego stawiania kolejnych paneli fotowoltaicznych i budowanie zintegrowanych systemów energetycznych. Firmy, które inwestują w technologie sterowania popytem (DSR), zyskuje nie tylko odporność na wysokie rachunki, ale też możliwość dodatkowego przychodu, oferując operatorowi gotowość do ograniczania poboru energii. Dopiero wtedy, gdy nauczymy się magazynować nadwyżki zielonej energii i aktywnie zarządzać odbiorem, transformacja energetyczna przyniesie realną ulgę dla portfeli odbiorców i budżetów firm.
Ignacy Zieliński, dziennikarz Biznes Enter
Część odnośników to linki afiliacyjne lub linki do ofert naszych partnerów. Po kliknięciu możesz zapoznać się z ceną i dostępnością wybranego przez nas produktu – nie ponosisz żadnych kosztów, a jednocześnie wspierasz niezależność zespołu redakcyjnego.
Zdjęcie główne: Andreas Gucklhorn / unsplash.com