Forum Energii: Stan zagrożenia marnotrawstwem

W dwie kwietniowe niedziele: 23.04 i 30.04.2023 PSE poleciły redukcję generacji ze źródeł fotowoltaicznych przyłączonych do sieci przesyłowej, 110 kV i średniego napięcia (instalacje prosumenckie pracowały bez przeszkód). System elektroenergetyczny stracił w ten sposób 29 GWh praktycznie darmowej energii. Te kilkugodzinne wyłączenia OZE mogły nas kosztować choćby 16,5 miliona złotych, wydatkowanych na paliwo i uprawnienia do emisji CO2 w elektrowniach konwencjonalnych.

W związku z dynamicznym rozwojem OZE w Polsce, o ile nie zostaną podjęte działania w kierunku zwiększenia elastyczności krajowego systemu energetycznego – marnotrawstwo taniej i czystej energii będzie zdarzać się coraz częściej. Jak temu zaradzić? W tym tekście wskazujemy niezbędne działania.

Tryb ogłoszenia ograniczeń

23 kwietnia o 9:08 PSE ogłosiły[1] zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, powołując się na art. 3 pkt 16d) ustawy – Prawo energetyczne[2]. Zawiera on definicję zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, jednakże przesłanki do jego wprowadzenia, wśród których nie ma nadmiernej generacji, są zawarte w innym przepisie.

30 kwietnia redukcja generacji z OZE nastąpiła już bez ogłaszania stanu zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej – o godzinie 11:00 poinformowano jedynie, iż w godzinach 11-16 wystąpi nadwyżka podaży ponad zapotrzebowanie, w związku z czym PSE wydają polecenia zaniżenia generacji[3].

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.

Dlaczego doszło do tej sytuacji?

W obie niedziele kwietnia (23.04 i 30.04) na niskie zapotrzebowanie na energię elektryczną, typowe dla dni wolnych od pracy, nałożyły się bardzo dobre warunki dla OZE. Podobna sytuacja miała już miejsce 31 grudnia 2022 r., kiedy ograniczeniu uległa produkcja z farm wiatrowych. W kwietniu znaczącą rolę odegrała temperatura – była na tyle wysoka, iż system nie odczuwał dodatkowego obciążenia ze strony elektrycznego ogrzewania (np. pomp ciepła), ale była na tyle niska, iż nie było potrzeby uruchamiania klimatyzacji. Również dla pracy paneli fotowoltaicznych temperatura była idealna – gdyby była wyższa, spadłaby ich sprawność, a zatem i produkcja.

W obu przypadkach prognozy PSE wskazywały już dzień wcześniej, iż udział OZE w produkcji energii elektrycznej będzie bardzo wysoki. Łączna moc fotowoltaiki i źródeł wiatrowych wczesnym popołudniem była szacowana na 10,2 GW 23.04, a tydzień później – na niemal 11,5 GW. Zapotrzebowanie na energię elektryczną wynosiło w tych godzinach 13,5-15,5 GW, co oznacza, iż turbiny wiatrowe i fotowoltaika mogły pokryć choćby 70-85% zużycia energii elektrycznej.

W rzeczywistości, poprzez awaryjny eksport energii do sąsiednich systemów w wielkości przekraczającej 1,7 GW (23.04) i 2,1 GW (30.04) ponad standardową wymianę transgraniczną, a także przez ograniczenie generacji z farm fotowoltaicznych (sięgające ok. 3 GW w dn. 23.04 i niemal 5 GW w dn. 30.04), udział OZE w produkcji w południe 23.04 spadł do 55%, a 30.04 do ok. 45%. Są to wciąż bardzo wysokie wartości jak na polskie warunki. W odniesieniu do krajowego zużycia, OZE pokrywało w południe 23 kwietnia 64% zapotrzebowania, a 30 kwietnia – 51%.

Jednocześnie, 23.04 elektrownie konwencjonalne w południe pracowały z mocą ok. 7,5 GW, a eksport netto energii elektrycznej wynosił 3,1 GW (por. wykresy 1-2). Tydzień później sytuacja była analogiczna – w południe jednostki konwencjonalne pracowały z mocą ok. 7,5 GW, natomiast eksport netto energii elektrycznej wynosił ok. 2,1 GW.

W obie niedziele, w okresie największego nasłonecznienia cena energii elektrycznej na rynku spot spadła do nienotowanych od dawna poziomów – ok. 100 zł/MWh 23.04 oraz ok. 85 zł/MWh 30.04. To ok. 500 zł/MWh mniej niż w godzinach porannych i wieczornych, gdy fotowoltaika nie wytwarzała energii elektrycznej (por. wykres 3).

Dlaczego zatem zdecydowano się ograniczyć pracę tanich i bezemisyjnych OZE? Dlaczego nie obniżono mocy jednostek konwencjonalnych, oszczędzając na paliwie, redukując emisje i jeszcze bardziej ograniczając koszt energii? I ile zostało zmarnowanej energii ze źródeł odnawialnych? Na te pytania odpowiadamy w dalszej części artykułu.

Marnotrawstwo

23 kwietnia przepadło ok. 9 GWh energii ze źródeł fotowoltaicznych. 30 kwietnia było to już ok. 20 GWh. Szacunek ten bazuje na porównaniu prognozy generacji źródeł fotowoltaicznych z faktycznie zarejestrowaną ilością energii elektrycznej wprowadzonej do sieci, co pokazujemy na wykresach 4 i 5.

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. Niespalenie tej ilości paliw spowodowałoby ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o ok. 22 tys. ton CO2. Jest to równoważne z rocznym ogrzewaniem ok. 3500 domów jednorodzinnych.

Elastyczność – królowa nowoczesnych sieci

Przyczyna marnowania taniej energii elektrycznej z OZE na rzecz drogiej i emisyjnej z jednostek konwencjonalnych leży w braku elastyczności przestarzałego systemu elektroenergetycznego w Polsce. Dynamiczny rozwój OZE, niezbędny m.in. ze względu na rosnące potrzeby KSE oraz rosnącą awaryjność starych bloków konwencjonalnych – zmienia warunki pracy systemu. Specyfika pracy źródeł OZE (głównie wiatru i słońca) jest znana od lat. Jednostki te mają bardzo niskie koszty pracy, zerowe koszty zakupu uprawnień do emisji CO2, nie potrzebują ani gazu, ani węgla, przez co pozwalają zmniejszać uzależnienie od importu paliw kopalnych.

Praca źródeł OZE może być planowana wraz z rozpoznaniem warunków pogodowych. Nie działają one jednak na wezwanie operatora systemu. Przy obecnym stanie rozwoju techniki, do zbilansowania systemu elektroenergetycznego niezbędne są sterowalne jednostki konwencjonalne. 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.

W godzinach ograniczenia przez PSE produkcji ze źródeł odnawialnych, w systemie pracowało 25-30 bloków – jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD) – z łączną mocą ok. 6 GW oraz współczynnikami wykorzystania mocy na poziomie 35-70%. Na wykresach 6 i 7 widać, iż część JWCD była wyłączona w godzinach południowych, a w godzinach 14-17 były z powrotem włączane do pracy.

PSE, pomimo znajomości prognoz nadpodaży energii elektrycznej już w dniu poprzedzającym, nie zdecydowały się na głębsze ograniczenie pracy bloków konwencjonalnych, ale wstrzymały generację części paneli fotowoltaicznych. Ponadto skorzystały z interwencyjnej pomocy międzyoperatorskiej. Zdecydowały się na to, ponieważ musiały dbać o stabilność systemu, rozumianą jako łączne spełnienie m.in. poniższych warunków:

1. w każdej sekundzie produkcja musi być równa zużyciu – stała częstotliwość napięcia na poziomie 50 Hz,
2. napięcie i parametry sieci (kształt sinusoidy, współczynnik mocy, tj. stosunek mocy biernej do czynnej itp.) muszą być poprawne,
3. w systemie musi być wystarczająco dużo inercji – wirującej masy, która spowalnia reakcję parametrów systemu na nagłe skoki obciążenia (np. nagłe włączenie w przerwie w finale Ligi Mistrzów 1 miliona czajników elektrycznych),
4. odpowiednia ilość rezerwy – nie tylko „w górę” (możliwość szybkiego zwiększenia produkcji), ale i „w dół” (możliwość szybkiego zmniejszenia mocy elektrowni).

Jak zwiększać elastyczność systemu?

Wraz ze wzrostem mocy źródeł odnawialnych, sytuacje nadpodaży będą się zdarzać i ograniczenia generacji w przyszłości są nieuniknione. Poprawa elastyczności KSE jest jednak nie tylko kluczowym warunkiem zachowania stabilności pracy systemu. Pozwoli również ograniczać marnowaną energię elektryczną, co jest istotne ze względu na obowiązek rozsądnego gospodarowania energią, a także dążenie do zmniejszania emisji gazów cieplarnianych czy dbałość o jak najniższe rachunki za energię elektryczną. W poświęconej temu tematowi analizie Forum Energii z 2019 r.[4] pt. “Elastyczność krajowego systemu elektroenergetycznego | Diagnoza, potencjał, rozwiązania”, wskazywaliśmy na konieczność:

• zwiększenia elastyczności elektrowni węglowych,
• udziału generacji OZE w regulacji krajowego systemu elektroenergetycznego,
• zwiększenia udziału ciepłownictwa w bilansowaniu krajowego systemu elektroenergetycznego,
• 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 (taryfy dynamiczne).

Do powyższych należy też dodać:

• możliwość agregowania użytkowników w celu wykorzystania potencjału szybkiej reakcji dużej grupy odbiorców na sygnały podażowe i popytowe,
• wykorzystanie elektrolizerów do produkcji wodoru w czasie zwiększonej podaży,
• rozwój magazynów energii, w tym szczytowo-pompowych.

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.

Co jeszcze jest do poprawy? Rozwiązania techniczne

1. Rozwój rynku usług systemowych

Na kształt obecnego rynku mocy, operator definiowałby potrzeby, a następnie jednostki wytwórcze konkurowałyby między sobą o ich odpłatne zaspokojenie.

1. elastyczność

Podstawową potrzebą jest elastyczność, cechująca się możliwością szybkiego startu, szybkiego odstawienia, dużym gradientem mocy (możliwością bardzo dynamicznego zwiększenia lub zmniejszenia mocy) oraz niskim minimum technicznym. Tego typu jednostki w obecnych regulacjach są niekonkurencyjne, ponieważ mają wysoki CAPEX (koszt inwestycyjny) w przeliczeniu na MW mocy. Jako, iż rynek mocy premiuje jednostki o najniższych nakładach na MW mocy zainstalowanej, w jego wyniku powstają duże jednostki CCGT, takie jak w Dolnej Odrze (2x700MW) czy najnowszy blok CCGT w Rybniku (800 MW). Ze względu na swoją skalę (ilość stali, która nie może się zbyt gwałtownie rozgrzewać lub studzić, żeby nie pęknąć) nie są one jednostkami odpowiednio elastycznymi.

2. dostarczanie inercji

W miarę spadku ilości elektrowni konwencjonalnych w systemie, zmniejsza się ilość wirującej synchronicznie masy: generatorów i turbin, które stanowią swoiste koło zamachowe, krótkookresowo magazynujące nadwyżki i kompensujące niedobory energii. Spada zatem bezwładność (inercja) systemu. Jest ona kluczowa dla PSE, ponieważ daje czas na reakcję operatora, w razie wystąpienia nagłego zdarzenia, takiego jak awaria któregoś z bloków energetycznych lub jednoczesne włączenie wielu odbiorników (np. czajników elektrycznych w przerwie ważnego meczu). Niewystarczająca inercja systemu utrudnia (a przy jej braku uniemożliwia) utrzymanie częstotliwości na poziomie 50 Hz.

W systemach, w których coraz większy udział stanowią źródła odnawialne, istotne jest zatem powstanie mechanizmu wsparcia dla urządzeń, które tej inercji odpłatnie dostarczą – tzw. kompensatorów synchronicznych. Co istotne w polskich warunkach, kompensator nie musi być projektowaną od nowa maszyną – może nim być np. zmodernizowany turbozespół w jednej z licznych zamykanych elektrowni.

3. OZE – włączone w regulację parametrów sieci

Poza odpowiednim poziomem inercji i elastyczności, na stabilność systemu wpływają również techniczne parametry energii elektrycznej w sieci, takie jak m.in. poziom napięcia, kształt sinusoidy[5], czy współczynnik mocy (tzw. cos φ)[6]. Za ich utrzymywanie w tej chwili odpowiedzialne są jednostki konwencjonalne, jednak w miarę ich ubywania tę rolę będą musieli wypełniać inni uczestnicy rynku. W Wielkiej Brytanii, część komercyjnych instalacji OZE już dziś jest z sukcesem włączona w świadczenie usług systemowych – regulację KSE. Rozwiązanie to będzie musiało być wdrożone i w Polsce, przynajmniej dla największych źródeł OZE[7].

2. Elastyczność po stronie popytu

Obecny paradygmat wskazuje, iż to wyłącznie strona podażowa (elektrownie) ma dostosować się do popytu, który jest, jaki jest (nieelastyczny). Jednak także odbiorcy energii powinni mieć narzędzia do reakcji na sygnały pochodzące z sytemu. Wdrażanie rozwiązań po stronie popytowej to działania niejednokrotnie tańsze niż inwestycje w elastyczność podaży, które dodatkowo pozwalają na wykorzystanie elektryfikacji różnych obszarów gospodarki.

1. magazyny energii

Oczywistym rozwiązaniem problemu nadwyżek energii elektrycznej są magazyny energii, zarówno wielkoskalowe, magazynujące energię mechaniczną (jak np. elektrownie szczytowo-pompowe), jak i mniejsze jednostki, magazynujące energię elektryczną pod postacią energii chemicznej – służące zarówno na użytek sieci, jak i prywatnych gospodarstw domowych. Magazyny energii mogą ponadto stanowić rozmaite funkcje w systemie, od magazynowania sezonowego, przez magazynowanie dobowe, godzinne, po regulację częstotliwości, rozładowywanie ruchu w sieci i ubezpieczenie na konieczność tzw. black startu. Do każdej z tych funkcji optymalna jest inna technologia – nie zawsze są to baterie litowo-jonowe.

2. ciepłownictwo

W przyszłości coraz bardziej istotne będzie łączenie sektorów (tzw. sector coupling). Nadwyżki z systemu elektroenergetycznego mogą być już dziś, bez zmian regulacyjnych, zagospodarowane przez ciepłownictwo – poprzez inwestycję w kotły elektryczne (elektrodowe), które w okresach wysokiego udziału OZE mogą nie tylko stanowić dodatkowy kierunek zbytu dla energii z OZE, ale i obniżać koszty ciepła, ponieważ w godzinach z wysokim udziałem OZE, których będzie przybywać, ceny energii elektrycznej na giełdzie są niskie. W systemach ciepłowniczych z magazynami ciepła jest to jeszcze bardziej opłacalne, ponieważ nie jest potrzebna całkowicie nowa inwestycja, a jedynie modernizacja magazynu poprzez dołożenie „grzałki elektrycznej” (podgrzewu elektrodowego).

3. elektrolizery do produkcji wodoru

Polska jest 3. największym producentem wodoru w Europie i 5. na świecie, produkując go rocznie ok. 1,3 mln ton. w tej chwili jest on w całości pozyskiwany z paliw kopalnych (głownie z gazu ziemnego i węgla), jednak zgodnie z legislacją UE, w 2030 r. 35% wykorzystywanego wodoru będzie musiała być zielona – z elektrolizy wody. Jako iż zdecydowaną większość kosztu produkcji wodoru stanowi koszt energii elektrycznej, elektrolizery będą reagowały na nadwyżki energii elektrycznej w systemie, gdy jest ona najtańsza, zwiększając jego produkcję, ponieważ wówczas będzie on najtańszy.

Oczywiście elektrolizery nie będą jedynie zagospodarowywały nadwyżek energii elektrycznej, ponieważ przy tak niskich czasach wykorzystania tej infrastruktury produkcja wodoru nie byłaby opłacalna. Będą jednak, przez swoją wysoką elastyczność technologiczną, dynamicznie reagowały na sytuację w systemie – ze względu na ekonomikę produkcji.

4. taryfy dynamiczne

Rosnące znaczenie w systemie elektroenergetycznym będzie miał zelektryfikowany transport (samochody elektryczne), ogrzewnictwo (pompy ciepła) czy rosnąca liczba klimatyzatorów. Elastyczność popytu nie ogranicza się wyłącznie do przemysłu – gospodarstwa domowe również mogą reagować na sygnały płynące z systemu. Jak widać na wykresie 3, ceny energii elektrycznej, zgodnie z prawem popytu i podaży, są najwyższe, wtedy, gdy jest na nią największe zapotrzebowanie, a najniższe, gdy jest jej najwięcej. Gdyby w Polsce funkcjonowały taryfy dynamiczne, tj. takie, w których odbiorca, o ile chce, może rozliczać się za zużycie (w danej godzinie czy kwadransie) po cenie panującej aktualnie na giełdzie, naładowanie do pełna samochodu elektrycznego kosztowałoby 30.04.2023 o godzinie 20 kilkunastokrotnie więcej, niż o godzinie 13.

Taryfy dynamiczne pozwalają odbiorcy zdecydować, w którym momencie najbardziej opłaca mu się np. ładować samochód elektryczny czy włączyć ogrzewanie. Doświadczenia z Wielkiej Brytanii wskazują, iż ustawienie pompy ciepła na pracę poza godzinami szczytu, pozwala zaoszczędzić ok. 30% na rachunkach za energię elektryczną.

Przy dzisiejszym kształcie rynku energii elektrycznej, system można wesprzeć śledząc komunikaty wydawane przez PSE, jednak jest to działanie wolontariackie. Po wprowadzeniu taryf dynamicznych będzie to opłacalne. W Polsce rząd właśnie przyjął legislację umożliwiającą dostęp do cen dynamicznych odbiorcom końcowym[8].

Podsumowanie

Ostatnie dwa weekendy kwietnia naświetliły problemy polskiej energetyki, o których wiadomo od lat: brak elastyczności systemu prowadzi do marnotrawstwa energii oraz wymusza korzystanie z drogich rozwiązań. Doświadczenia te dobitnie wskazują, iż polski system elektroenergetyczny musi przejść szereg zmian, by marnowanie taniej energii ze źródeł odnawialnych, przy jednoczesnej konieczności produkcji drogiej i emisyjnej energii elektrycznej z paliw kopalnych, nie stało się standardem, do którego wszyscy przywykną. KSE powinien być przygotowany na przyjmowanie coraz większej ilości taniej i niskoemisyjnej energii elektrycznej.

Konieczne jest szybkie wprowadzenie zmian technologicznych, organizacyjnych i regulacyjnych, jako iż dynamicznie przybywa źródeł odnawialnych w systemie (choć w porównaniu do innych państw UE jest ona wciąż niewielka). Utrzymanie obecnego, nieelastycznego stanu KSE nie opłaca się nikomu, ponieważ elektrownie konwencjonalne pracowały ze stratą (cena energii elektrycznej na giełdzie była na tyle niska, iż nie pokrywała kosztów krańcowych produkcji), odbiorcy energii elektrycznej stracili 29 GWh bardzo taniej energii elektrycznej z OZE, a dodatkowo niewykluczone, iż PSE będą musiały wypłacać odszkodowania (lub bronić się przed nimi w sądzie) wytwórcom OZE, których generacja została ograniczona.

Autor: Marcin Dusiło
Data publikacji: 15 maja 2023

[1] Komunikat PSE z 23 kwietnia 2023.

[2] 16d) zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej – stan systemu elektroenergetycznego lub jego części, uniemożliwiający zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej lub równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię;
16b) bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej – nieprzerwaną pracę sieci elektroenergetycznej, a także spełnianie wymagań w zakresie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców, w tym dopuszczalnych przerw w dostawach energii elektrycznej odbiorcom końcowym, w możliwych do przewidzenia warunkach pracy tej sieci;
16c) równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię – zaspokojenie możliwego do przewidzenia, bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną i moc, bez konieczności podejmowania działań mających na celu wprowadzenie ograniczeń w jej dostarczaniu i poborze;

[5] wynikający po części z „zanieczyszczenia” energii elektrycznej wyższymi składowymi harmonicznymi

[6] tj. stosunek pomiędzy mocą czynną (która zapala żarówkę czy podgrzewa wodę w czajniku elektrycznym), a mocą bierną (która generuje pole magnetyczne w kuchenkach indukcyjnych czy w silnikach elektrycznych)

[7] W miarę wzrostu znaczenia energetyki prosumenckiej, istotne może być również stosowanie inwerterów instalacji fotowoltaicznych, które nie tylko dostosowują się do obecnych w sieci warunków, ale potrafią je same tworzyć, poprawiając jej parametry (tzw. grid-forming inverters; w tej chwili stosowane są przede wszystkim tzw. grid-following inverters).

[8] https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/1235700

Forum Energii