Obecnie 43 proc. mocy wytwórczych do produkcji energii elektrycznej w Polsce stanowią odnawialne źródła energii. Przekroczenie bariery 50 proc. może nastąpić jeszcze w tym roku, a za dziesięć lat mogą one wynosić przeszło 70 proc.
Operator systemu przesyłowego podejmuje kroki przygotowujące na tak duży udział OZE. W integracji OZE z systemem mają pomóc rozwiązania rynkowe, ale i nierynkowych nie da się uniknąć.
Bolączki systemu
Zielona energia, której produkcja zależy od warunków pogodowych, stawia przed PSE nowe wyzwania. Coraz częściej zdarza się, że prądu z wiatraków i paneli fotowoltaicznych (PV) jest tak dużo, że nie ma odbiorców na całą produkowaną energię. Obecnie nie ma możliwości magazynowania nadwyżek na wystarczająco dużą skalę, dlatego PSE muszą sięgać po narzędzia niezbędne do utrzymania stabilnej pracy systemu. Jeżeli uczestnicy rynku w innych krajach nie są zainteresowani kupnem nadwyżek, operator poleca zaniżenie produkcji energii z elektrowni konwencjonalnych. Nie można ich jednak wyłączyć do zera – każdy blok ma tzw. minimum techniczne, czyli minimalną moc, z którą może pracować. Z kolei wyłączenie i ponowne włączenie bloków energetycznych w ciągu kilku godzin nie jest możliwe, ponieważ negatywnie wpływa na ich żywotność i awaryjność. Tymczasem po zachodzie słońca bloki na węgiel i gaz muszą pracować, by zaspokoić rosnące wieczorem zapotrzebowanie. Wielkość ubytków i awarii w elektrowniach utrzymuje się w ostatnich latach na podobnym poziomie. Zauważalna jest jednak szybko rosnąca liczba godzin pracy elektrowni na minimach technicznych, co pokazuje, że muszą się one dostosowywać do wysokości generacji OZE. Jeżeli po zaniżeniu pracy elektrowni konwencjonalnych nadal występuje nadwyżka, operator może awaryjnie wyeksportować energię do innych państw. Nie zawsze jest to możliwe, bo w takich chwilach, przy korzystnych warunkach, sąsiednie kraje również zmagają się z nadmiarem energii.
Jak wygląda rozliczenie przesyłu energii w sytuacji awaryjnego eksportu nadwyżki? Podstawą są ceny z rynku bilansującego, technicznego rynku do rozliczeń za energię, która nie była wcześniej zakontraktowana. W sytuacji nadwyżki produkcji ponad zapotrzebowanie cena jest zwykle niska lub nawet ujemna. Zdarzały się sytuacje, w której PSE musiały dopłacać do eksportu awaryjnego.
Lista wyłączeń
Tylko w marcu doszło już do czterech redukcji (licząc do okresu Wielkanocy). Zapytaliśmy firmy energetyczne, jak często musiały redukować w ostatnich miesiącach prace własnych wielkoskalowych OZE. W 2023 r. w Polskiej Grupie Energetycznej instalacje PV były redysponowane (nierynkowe ograniczanie Generali prądu z OZE) czterokrotnie, a farmy wiatrowe trzykrotnie. W 2024 r. dwa razy redysponowane były wyłącznie instalacje PV należące do PGE Energia Odnawialna. Jeden z największych graczy zagranicznych w Polsce, EDP Renewables, w 2023 r. zmniejszał dostawy energii do sieci ponaddwudziestokrotnie, co odpowiada ponad 3500 GWh. Do spółki EDP Renewables wpłynęły także wnioski o zmniejszenie mocy w 2024 r. Z kolei Grupa Orlen (do której należy Energa) w ubiegłym roku musiała zredukować moc do poziomu określonego przez PSE pięć razy, a w bieżącym dwa razy. Wreszcie Tauron w 2023 r. musiał ograniczać prace OZE czterokrotnie. W 2024 r. moc farm wiatrowych i PV była redukowana na polecenie operatora systemu przesyłowego 10 marca.
