Odłączenia fotowoltaiki to nowa normalność. Czy coś można z tym zrobić?

Już w niedzielę 3 marca – a więc w czasie trwania astronomicznej zimy – operator Krajowej Sieci Elektroenergetycznej musiał odgórnie redukować generację z odnawialnych źródeł energii ze względu na nadpodaż produkcji. Redukcja była największa między godz. 12 a 13 – wyniosła 815 MW. Tak jak marzec się zaczął, tak i się skończył - 26 marca nadmiar energii elektrycznej z paneli słonecznych sprawił, że operator musiał „ciąć” generację. Redukowano ją w godz. 11-12 (o 1201 MW), 12-13 (1877 MW) oraz 13-14 (1711) MW.

Takie sytuacje będą zdarzać się coraz częściej – i należy na nie patrzeć jako na immanentną cechę systemu, w którym istotną rolę odgrywa takie źródło energii, jak fotowoltaika. Panele słoneczne mają bardzo specyficzną charakterystykę pracy, która daje się we znaki w miesiącach o istotnym nasłonecznieniu. Kiedy do tego dojdzie zmniejszony pobór mocy w systemie (wynikający np. z weekendu), wtedy zaczynają nawarstwiać się problemy. Co więcej, trudności piętrzy też specyfika rynku fotowoltaicznego w Polsce – instalacje PV pracujące u polskich prosumentów (których jest już ok. 1,4 mln) często okazywały się przewymiarowane; na problem ten zwróciła uwagę już Anna Moskwa, czyli minister energii poprzedniego rządu.

Co można zrobić w takich sytuacjach? Odłączenia to krok ostateczny, wcześniej operator może podjąć inne działania, jak np. awaryjny eksport nadwyżek do sąsiadów (uprzednio operator szuka rozwiązania, czyli planuje rynkowy eksport) czy uruchomienie usług DSR (Demand Side Response, polegający na zwiększeniu albo zmniejszeniu poboru przez określone podmioty). Ale to nie wszystko.

Pewnym sposobem jest budowa takich technologii elastyczności sieci jak magazyny szczytowo-pompowe. Umożliwiałyby one „przechowanie” w systemie nadwyżki produkcyjnej przy jednoczesnej możliwości „oddania jej” w porach obniżonej generacji z OZE. Proces ten może być napędzony poprzez specustawę dotyczącą takich instalacji, która weszła w życie w 2023 roku. Jednakże projekty te mają pewne problemy – np. środowiskowe. Inną odpowiedzią może być przemysł wodorowy.

Patrząc czysto technicznie, opcja przetwarzania nadwyżki generacyjnej OZE na wodór i późniejsze wykorzystanie tego surowca to doskonała recepta – produkuje się bowiem nośnik energii po praktycznie zerowych kosztach. Jednakże trudności zaczynają się później: pojawia się bowiem pytanie, co z tym wodorem zrobić. Paradoksalnie, ze względu na istotne straty przy zmianie formy energii, trudno z niego generować energię elektryczną. Można go natomiast wykorzystać w transporcie, który jednak na wodór przestawia się bardzo wolno. Inną kwestią jest natomiast, że elektrolizery nie mogą pracować wyłącznie w godzinach nadpodaży energii z OZE. Urządzenia te wymagałyby zatem dodatkowych instalacji mocowych, pokrywających ich zapotrzebowanie na co dzień.

Bardzo ciekawymi refleksjami na temat możliwości zmiany tej sytuacji podzielił się na portalu X (dawniej: Twitter) Kamil Balcerzyk, specjalista z branży fotowoltaicznej. Zwrócił on m. in. uwagę na geograficzne usytuowanie instalacji fotowoltaicznych, które wpłynąć może na specyfikę ich pracy. „Ze względu na charakter produkcji konstrukcje E-W \[czyli rozlokowane na osi Wschód-Zachód – przyp. JW.\] są o niebo lepsze dla sieci PSE. Mają zdecydowanie niższy peak produkcji (70%) przy takiej samej mocy farmy. W dodatku produkują energię elektryczną dłużej. Wada? Taka orientacja redukuje ogólną produkcję z Panela/Wp o >15%. Ale kogo to obchodzi? Ceny paneli spadają na łeb na szyję. Nowe panele kosztują około 0.11€/W. To o 80% mniej, niż kiedy ja zaczynałem pracować! Zakładałeś PV w 2020? Panele są teraz tańsze o 50% mimo 30% inflacji!” – napisał.

Balcerzyk zwrócił też uwagę na konieczność optymalizacji przyłącza. Działania takie powinny być prowadzone dwutorowo: chodzi o redukowanie mocy przyłącza względem mocy instalacji fotowoltaicznej, a także o uzupełnianie mocowe inną technologią na tym samym przyłączu.

„W Polsce powinniśmy optymalizować przyłącze. Nie panel, nie teren (choć przy okazji też będziemy), a przyłącze. Przykład? Otóż inwestor dostaje zezwolenie na przyłączenie do sieci o mocy powiedzmy 1MW. Stawia na konstrukcję E-W, o mocy PV 1,7MWp. Szczytowa produkcja z tego to koło 70% mocy. Do tego stawia się INV o mocy 80% szczytowej produkcji. (1.25DCtoAC) 1,7MWp0,7\0,8=0.952MWp. Dzięki tej prostej zmianie możemy podłączyć 70% więcej mocy z paneli, wykorzystując to samo przyłącze i tę samą działkę! W zamian dostajemy więcej wytworzonej energii (około 45%) oraz bardziej korzystną krzywą produkcji tak ważną dla PSE!” Rozwiązaniem ma też być dostawianie innych technologii – np. wiatraków czy magazynów. „Takie projekty już są w całej EU. Najczęściej polegają na dostawieniu PV do już istniejącej instalacji LEW – Lądowych Elektrowni Wiatrowych. (…). Ale idzemy dalej! Ceny baterii tanieją z miesiąca na miesiąc. CATL wypuści już w tym roku baterie LFP (bez kobaltu i niklu, wytrzymujące około 2500 pełnych cyklów) po 56$ za kW (…). Co, jeśli wykorzystamy takie baterie do naszego systemu, i będziemy codziennie przesuwać produkcję z 12:00 do 20:00? Otóż nie tylko dłużej będziemy jechać na prądzie z OZE, ale także lepiej wykorzystamy przyłącze. Z maksymalną mocą, stabilniej będziemy zasilać sieć. Coś, co jest kluczowe dla PSE” – wskazuje Balcerzyk.

– Odłączanie mocy w fotowoltaice staje się coraz powszechniejsze, a jednocześnie wprowadza wiele wyzwań dla operatorów sieci elektroenergetycznej. Wśród omawianych na rynku rozwiązań są pomysły warte dyskusji, ale warto również podkreślić, że nie istnieje uniwersalne rozwiązanie, które całkowicie wyeliminuje ten problem. Konieczne jest podejście elastyczne, uwzględniające zarówno innowacje technologiczne, jak i strategie regulacyjne. Kluczową kwestią jest zrozumienie, że rozwój infrastruktury energetycznej powinien być oparty na zrównoważonym podejściu, uwzględniającym efektywność, niezawodność i zrównoważony rozwój. Warto kontynuować poszukiwania innowacyjnych rozwiązań, które mogą przyczynić się do lepszej integracji odnawialnych źródeł energii w systemie elektroenergetycznym, zminimalizować problem nadpodaży energii i zapewnić stabilność dostaw – dodaje Łukasz Musiałkiewicz, prezes Zarządu Enefit w Polsce.

Materiał sponsorowany