Prąd będzie drogi. Tysiące instalacji fotowoltaicznych i wiatrowych nie zostało podłączonych do polskiej sieci
Chociaż Polskie Sieci Elektroenergetyczne przekonują, że redukcja mocy pod koniec kwietnia niezbędna była nie ze względu na możliwości techniczne naszej sieci, a wyłącznie przez nadmiar niepotrzebnej nam mocy, to coraz więcej ekspertów wskazuje, że wiek i kondycja instalacji pozostawiają sporo do życzenia. Teraz potwierdza to również raport Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO) Rynek fotowoltaiki w Polsce 2023. Analitycy uważają, że jak tak dalej pójdzie, to będzie to się odbijać m.in. na coraz wyższej cenie energii w Polsce.
Eksperci nie mają złudzeń: redukcję mocy fotowoltaicznych, jaka miała miejsce 23 i 30 kwietnia br., przeprowadzono w związku z kondycją i wiekiem polskich sieci. PSE od początku temu zaprzecza i przekonuje, że tej mocy było wtedy zdecydowanie więcej niż wynosiło zapotrzebowanie i dlatego trzeba było ciąć.
Po prostu nie było chętnych do zagospodarowania tak dużej ilości energii, jak była generowana - twierdzi Maciej Wapiński z PSE.
Jednak raport IEO Rynek fotowoltaiki w Polsce 2023 pokazuje coś zgoła innego. Wniosek z tej lektury nasuwa się jeden: rozwój OZE w Polsce staje się coraz bardziej ograniczony z powodu braku wystarczających mocy przyłączeniowych w sieci energetycznej.
OZE w Polsce coraz bardziej ograniczane przez starą sieć
Jak wskazują autorzy raportu, moc przyłączeniowa, która będzie dostępna dla inwestorów, spadła aż o 41 proc. w porównaniu z planami operatorów systemu dystrybucyjnego i systemu przesyłowego z pierwszego kwartału 2022 r. Z tego względu tylko w ubiegłym roku odmówiono przyłączenia do sieci ponad 30 tys. instalacji fotowoltaicznych, niemal 8 tys. magazynów energii oraz prawie 6 tys. farm wiatrowych. Co więcej: łączna moc projektów fotowoltaicznych, którym odmówiono przyłączenia do sieci, była niemal sześć razy większa niż tych, którym wydano warunki przyłączenia.
Wydolność sieci elektroenergetycznych w Polsce jest coraz mniejsza w stosunku do potencjału rozwijania OZE. System nie jest dostosowany do potrzeb, plany rozwojowe nie są wiązane z wnioskami o wydanie warunków przyłączenia - nie ma cienia wątpliwości Mariusz Hudyga, product manager w firmie Eaton.
Wyłączanie OZE to ostateczność, a nie rutyna
I tak się dzieje coraz częściej: produkcja mocy - na przykład w słoneczne dni - bywa, że przekracza zapotrzebowanie i wtedy operator nie ma żadnej możliwości zagospodarowania tych nadwyżek. I dochodzi do ograniczenia prac farm fotowoltaicznych. Wszak łatwiej i taniej na chwilę wyłączyć OZE niż elektrownię konwencjonalną, której nie można szybko uruchomić ponownie.
Ograniczanie pracy OZE powinno być ostatecznością, a nie rutynowym sposobem na radzenie sobie z niestabilnością sieci. Można tego uniknąć, jednak potrzebne są do tego działania wyprzedzające. Sieć musi być przygotowana na zdalne, automatyczne przełączanie źródeł i kierunków zasilania. Kluczowe jest też zachowanie odpowiednich rezerw mocy lub inwestycje w rozwiązania do magazynowania okresowych nadwyżek energii - analizuje Mariusz Hudyga.
Nic więc dziwnego, że pojawia się coraz więcej głosów wskazujących, że jeżeli nie zajmiemy się modernizacją swojej sieci, to ani nie uniezależnimy się od paliw kopalnych, ani nie przeprowadzimy poważnej transformacji energetycznej.
I jeszcze przez ceny energii dostaniemy po kieszeni
Eksperci przestrzegają, że czekanie w nieskończoność aż nasza sieć elektroenergetyczna sama się zmodernizuje, może okazać się dla nas też bardzo kosztowne.
Ceny energii mogą więc jeszcze rosnąć, w związku m.in. z opłatami za emisję CO2 - zauważa analityk z Eaton.
Co trzeba zrobić? Kluczowe jest automatyczne sterowanie przepływem mocy oraz reagowanie w czasie rzeczywistym. Aby zapewniać stabilność sieci, sektor energetyczny powinien też korzystać z rozwiązań bazujących na sztucznej inteligencji, które w czasie rzeczywistym zbierają dane z czujników, śledzą szczytowe obciążenia sieci i mierzą zapotrzebowanie na energię. Wtedy dopiero możliwe jest tworzenie symulacji systemu, prognoz jego obciążenia i scenariuszy reagowania. W ten sposób operatorzy mogą sprawdzać ryzyko wystąpienia awarii, testować sposoby równoważenia systemu, określić zdolności rezerwowe do magazynowania energii w sieci i planować rozbudowę infrastruktury na bazie prognozowanego wzrostu obciążeń.
Na poziomie europejskim odpowiednie inwestycje w sieć umożliwiłyby efektywne wykorzystanie czystej energii elektrycznej i redukcję emisji CO2. Już w latach 2025–2030 mogłoby to być nawet o 14 megaton CO2 mniej rocznie, co odpowiada emisjom Litwy w całym 2021 r. - szacuje Mariusz Hudyga.
Czytaj też: Jak załatwić sobie tańszy prąd?
