W 2022 roku łączna moc projektów fotowoltaicznych, którym odmówiono przyłączenia do sieci, była niemal sześć razy większa niż tych, którym wydano warunki przyłączenia – wynika z raportu IEO „Rynek fotowoltaiki w Polsce 2023”. Gdy sieć jest przeciążona, coraz częściej limitowana jest też praca już działających farm fotowoltaicznych. Rozwój OZE staje się coraz bardziej ograniczony z powodu braku wystarczających mocy przyłączeniowych w sieci energetycznej. Ekspert z firmy Eaton wskazuje, że bez inwestycji w sieć elektroenergetyczną i inteligentne rozwiązania do sterowania mocą czeka nas wzrost cen energii i zmniejszanie się bezpieczeństwa energetycznego kraju.
Niewydolność sieci elektroenergetycznych powodem odmów przyłączania OZE
Łączna moc przyłączeniowa, która do 2028 roku będzie dostępna dla inwestorów, spadła aż o 41% w porównaniu z planami operatorów systemu dystrybucyjnego i systemu przesyłowego z pierwszego kwartału 2022 r. Tylko w ubiegłym roku odmówiono przyłączenia do sieci ponad 30 tys. instalacji fotowoltaicznych, niemal 8 tys. magazynów energii oraz prawie 6 tys. farm wiatrowych.
– 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. Wyzwania te są obecne od lat, a w dobie kryzysu energetycznego jeszcze narastają. Bez szybkich działań i dostosowania sieci do potrzeb, nie będzie możliwe skuteczne przeprowadzenie w Polsce transformacji energetycznej i uniezależnienie się od paliw kopalnych. Ceny energii mogą więc jeszcze rosnąć, w związku m.in. z opłatami za emisję CO2 – podkreśla Mariusz Hudyga, product manager w firmie Eaton.
Działające OZE też są ograniczane
Ze względu na zbyt małą przepustowość sieci w momentach zwiększonej produkcji energii, np. ze słońca, operatorzy ograniczają pracę farm fotowoltaicznych. Ma to na celu zmniejszenie obciążenia sieci i uniknięcie problemów technicznych związanych ze wzrostem napięcia. Do takich sytuacji dochodzi także w Polsce: 23 i 30 kwietnia tego roku ograniczono łącznie nawet 4,5 GW mocy z fotowoltaiki, gdyż produkcja mocy przekraczała zapotrzebowanie, a operator nie miał możliwości zagospodarowania nadwyżek. W takiej sytuacji łatwiej jest „odłączyć” OZE, ponieważ elektrowni konwencjonalnych nie można szybko ponownie uruchomić, gdy spadnie produkcja mocy z wiatru czy słońca.
– 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 – wskazuje ekspert Eaton.
Czy infrastruktura może nadążyć za OZE?
Zapotrzebowanie na energię oraz jej produkcja zmieniają się bardzo szybko i w sposób nieprzewidywalny. Dlatego kluczowe jest automatyczne sterowanie przepływem mocy oraz reagowanie w czasie rzeczywistym. Aby zapewniać stabilność sieci, sektor energetyczny powinien korzystać z rozwiązań bazujących na sztucznej inteligencji, które w czasie rzeczywistym zbierają dane z czujników, śledzą szczytowe obciążenia sieci i mierzą zapotrzebowanie na energię. Na tej podstawie możliwe jest tworzenie symulacji systemu energetycznego, prognoz jego obciążenia i scenariuszy reagowania. 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. Biorąc pod uwagę długi czas realizacji projektów związanych z siecią przesyłową – w Europie to średnio dziewięć lat – plany powinny uwzględniać prognozy przyszłych potrzeb systemu.
Źródła:
- Analiza think thanku Ember
- Raport IEO „Rynek fotowoltaiki w Polsce 2023”