Czas na słoneczne elektrownie

Padające co roku latem rekordy zapotrzebowania na moc szarpią nerwy energetykom. Spaliby spokojniej, gdyby mieli więcej paneli fotowoltaicznych.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) od kilku sezonów gimnastykują się, by w okresie wakacyjnych upałów nie dopuścić do administracyjnych ograniczeń poboru, z jakimi mieliśmy do czynienia w sierpniu 2015 r. (słynny 20. stopień zasilania). Od tamtego czasu wiele już zrobiono, by zapobiec problemom, np. inaczej ustalając plan remontów elektrowni czy uruchamiając zmieniony program redukcji poboru prądu na żądanie operatora (z płatnością nie tylko za ograniczenie, ale także za gotowość do wyłączenia).

Zabrakło jednego elementu, niezależnego od woli PSE: zwiększenia mocy fotowoltaicznych w systemie, które zaspokoiłyby wzmożony popyt na prąd, kiedy go w czasie letnich upałów potrzeba najbardziej (energię pochłania wtedy klimatyzacja). Choć akurat operator rekomendował to w raporcie podsumowującym tamten kryzys Ministerstwu Gospodarki (dziś ono już nie istnieje, a energetyką zajmuje się resort energii).

– Tak samo jak wiatraki ratują system zimą, tak fotowoltaika rozwinięta u nas na szerszą skalę pomogłaby zbilansować potrzeby latem – uważa Michał Ćwil, ekspert rynku odnawialnych źródeł energii (OZE).

Jak radzą sobie inni

Taką samą odpowiedź nasuwa lektura raportu „Summer Outlook 2017″ autorstwa ENTSO-E (europejskie zrzeszenie operatorów systemów przesyłowych), o którym pisaliśmy w połowie czerwca. Polska jest tam wymieniona jako jedyny kraj w UE, który w te wakacje w godzinach porannego szczytu może mieć problem z zaspokojeniem krajowych potrzeb w razie niekorzystnego scenariusza pogodowego (newralgiczny okres to druga połowa lipca, a pora – godz. 13–14). To dlatego, że moce z paneli słonecznych są w naszym systemie niemal niezauważalne. Wymieniony oprócz nas jako zagrożony niedoborem rezerw region północnych Włoch będzie miał braki w godzinach wieczornych, ok. 19. Fotowoltaika nie pracuje wtedy efektywnie, a wysokie temperatury wymuszają wzmożoną pracę prądożernej klimatyzacji.

W naszej szerokości geograficznej takich problemów nie zanotowano. Kiedy napływa „żar tropików”, Niemców ratuje zainstalowanych tam ok. 40 GW mocy paneli słonecznych (u nas taką moc ma cały system energetyczny). Za południową granicą mają: 2,1 GW w Czechach i 545 MW na Słowacji.

– Wprowadzony w Czechach program taryf gwarantowanych dla takich instalacji okazał się bardzo drogi, ale obecnie mają one istotny udział w zabezpieczeniu systemu przed niedoborami – zauważa dr Jan Rączka z Regulatory Assistance Project (RAP), współpracującego z think tankiem Forum Energii.

Z kolei kraje bałtyckie są połączone liniami energetycznymi zarówno ze Skandynawią i Polską (przez LitPol Link), jak i z Rosją oraz Białorusią, które mają energetykę atomową. Sama Skandynawia też ma nadwyżki – nie tylko z rozbudowanych zielonych elektrowni (głównie wodnych i wiatrowych), lecz także z bloków jądrowych.

Ale opieranie się wyłącznie na niezawodności generatorów jądrowych też jest błędem. Bo podobnie jak dominujące w polskim systemie bloki węglowe są chłodzone ogromnymi ilościami wody, której z reguły brakuje w czasie długo utrzymujących się upałów. We Francji upały i przedłużająca się susza potrafią „wyłączyć” nawet kilka gigawatów.

Ile mocy ze słońca

Nie ma prostej odpowiedzi, ile mocy solarnych powinniśmy zbudować. Zwłaszcza że przedstawiciele PSE nie chcą się na ten temat wypowiadać. Ministerstwo Energii nie ma też na razie planu w tym zakresie. Preferencje dla fotowoltaiki jednak już widać. W grudniu 2016 r. zorganizowano aukcję dla takich mocy. Podobna odbyła się 29 czerwca 2017 r. Jak wynika z naszych informacji, o wsparcie dla ok. 300 MW w czwartek mogły rywalizować projekty fotowoltaiczne o łącznej mocy nawet 500 MW. Przy czym w tym koszyku mogły startować teoretycznie także małe wiatraki i elektrownie wodne.

Zdaniem Ćwila polski system jest przygotowany na przyłączenie co najmniej 5 GW mocy ze słońca. – Nawet jeśli wszystkie projekty elektrowni słonecznych, które wygrały wsparcie w aukcjach w 2016 i 2017, zostaną zrealizowane, to i tak moc rzędu 500–600 MW (łącznie z już działającymi elektrowniami słonecznymi, których może być ok. 200 MW) byłaby niezauważalna z punktu widzenia bilansowania mocy – twierdzi Ćwil.

– Konieczne byłoby zainstalowanie przynajmniej 3 GW, żeby ściąć zapotrzebowanie wynikające tylko ze wzmożonej pracy klimatyzatorów latem, na co potrzeba ponad 2 GW – argumentuje Rączka. Byłaby to też sytuacja korzystna z punktu widzenia konieczności zwiększenia udziału OZE w naszym miksie energetycznym. A jesteśmy zobowiązani, by w 2020 r. OZE pokrywała 15 proc. zużycia energii.

Scenariusz w razie kłopotów

Problemy z zasilaniem w Polsce mogą wrócić, jeśli nastąpi splot niekorzystnych okoliczności – uważa prof. Konrad Świrski z Politechniki Warszawskiej. Podkreśla, że w najgorszym razie grozi nam powrót ograniczeń (stopni zasilania), a nie blackout. Jesteśmy w innej sytuacji niż w sierpniu 2015 r., kiedy fala upałów i niski poziom wód doprowadziły do kłopotów z bilansowaniem mocy, a awaria najnowszego bloku w Bełchatowie (PGE) wyłączyła ok. 850 MW. Od tamtego czasu sporo się zmieniło: rozbudowano moce przesyłowe dla prądu, uruchamiając linię na Litwę i transformator na granicy z Niemcami, który pozwala na import 200–300 MW.

Uruchomiono program odpłatnych dobrowolnych redukcji mocy na wezwanie operatora. – Jest to dużo tańsze niż niepoliczalne z punktu widzenia strat dla gospodarki ograniczenia administracyjne, a także mniej kosztowne niż budowa bloku energetycznego, który pracowałby przez kilka godzin w roku – uważa Jan Rączka z RAP. Nie bez znaczenia jest też to, że przybyło mocy, np. z elektrociepłowni Orlenu czy gorzowskiej PGE, a warunki atmosferyczne zimą i wiosną pomogły odbudować zasoby wodne.

Opinia

Michał Borg, starszy trader w firmie Fiten

Mimo zwiększonej mocy dostarczanej przez elektrownie wiatrowe (ponad 1700 MW o godz. 13) w czwartek operator systemu musiał mieć problemy z bilansowaniem mocy. Świadczą o tym wysokie ceny na rynku dnia bieżącego (widać tam ceny ofert po każdej zakończonej godzinie), przekraczające nawet 1 tys. zł za MWh. One nie muszą się potwierdzić w ostatecznych raportach PSE, niemniej patrząc na stosunkowo wysoki poziom rezerwy mocy (o godz. 13 około 1600 MW), należałoby się spodziewać niższych cen. W piątek sytuacja powinna być bardziej stabilna, bo widać spadek zapotrzebowania na energię, a produkcja energii z wiatru ma być bardzo duża – według prognoz PSE w czasie piątkowego szczytu porannego 3,8–2,9 GWh. W czwartek o tej samej porze sięgnęła ok. 2 GWh.