Wraz ze wzrostem produkcji energie z OZE coraz większym wyzwaniem jakie widać w całej Europie i Polsce jest elastyczność sieci, a co za tym idzie możliwość przyjmowania prądu wytwarzanego przez wiatraki oraz solary.
U nas do ograniczenia produkcji OZE pierwszy raz doszło w grudniu 2022 roku. Polskie Sieci Elektroenergetyczne ogłosiły wówczas konieczność zbilansowania systemy ze względu na niskie zapotrzebowanie mocy – konieczna było wyłączenie elektrowni wiatrowych o mocy sięgającej 800 MW. To tzw. curtailment, czyli wymuszone ograniczenie produkcji energii elektrycznej przez operatora, który na koniec 2022 roku wyniósł w sumie 8 GWh. Od stycznia problem ten szybko zaczął jednak narastać i w sumie w 2023 roku do sieci nie trafiło już 74 GWh energii wyprodukowanej na farmach wiatrowych (Forum Energii).
Jeszcze większe problemy mają jednak szybko rozwijające się farmy fotowoltaiczne, gdzie już do połowy maja 2024 roku curtailment sięgnął 350 GWh czyli dziewięć razy więcej niż rok wcześniej. Polskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki (PSF) oszacowało, że cały rok może zamknąć się na poziomie 1 TWh. Odnotowana w ubiegłym roku skala redukcji przekraczała tylko nieco ponad 2 proc. możliwości OZE, ale curtailment dotyczył przede wszystkim większych farm o mocy powyżej 5 MW, a w przypadku tej grupy mowa już o 15 proc. ubytku w produkcji. Paradoksalnie PSE odmawia przyjęcia prądu z czystych źródeł nawet gdy odbiera go z elektrowni węglowych. Dzieje się tak bo rozpalanie pieców i rozpędzanie turbin zawsze zajmuje kilka godzien. Całkowite ich wyłączenie spowodowałoby, że po zmroku mogłoby zabraknąć prądu, bo elektrownie nie zdążyłyby z rozruchem. To ich zaleta: są bardziej stabilnym i kontrolowanym źródłem energii.
Do tego typu restrykcji i liczb my się dopiero przyzwyczajamy. W pozostałych krajach Europy ćwiczą to jednak już od dłuższego czasu. W Niemczech z powodu braku odpowiedniej infrastruktury przesyłowej z północy na południe kraju w 2023 roku roku aż 22 proc. energii z morskich farm wiatrowych nie trafiło do sieci. Wzrost mocy OZE sprawia, że okresy szczytu produkcyjnego trwają coraz dłużej, a co za tym idzie nadpodaż coraz mocniej uderza w ceny prądu, które bywają nawet ujemne. To wg. BloombergNEF zagrażają inwestycjom w energetykę wiatrową w państwach nordyckich, zwłaszcza w Szwecji, gdzie wiatraki odpowiadają za jedną czwartą dostaw prądu.
Z jednej strony rząd cztery lata temu zamknął system wsparcia dla OZE prowadzony w dużej skali, a z drugiej coraz więcej dni z ujemnymi cenami sprawia, że opłacalność projektów z punktu widzenia deweloperów robi się coraz bardziej problematyczna. W ubiegłym roku średnia cena energii w krajach Nordyckich była połowę niższa niż np. w Niemczech (36 euro za MWh na tzw. rynku dnia następnego). To sprawia, że wg. BloombergNEF dotychczasowy przyrost mocy wiatraków na lądzie, który w Szwecji wynosiło około 2 GW rocznie w latach 2030-2035 spadnie pięciokrotnie do zaledwie 400 MW. A to z kolei zagrozi planowi całkowitej dekarbonizacji kraju do 2045 roku.
Inwestorzy w OZE nie mogą obronić się przed niskimi cenami prądu, ale przed samymi wyłączeniami, już tak. Przynajmniej w teorii. Zgodnie z prawem UE za wyłączenia właścicielom farm przysługują bowiem rekompensaty za czas, w którym musieli przymusowo ograniczyć produkcję prądu. Coraz częściej zgłaszane są jednak problemy: inwestorzy skarżą się na brak informacji ze strony PSE o rozpatrzeniu wniosków o rekompensaty. a dostają odmowy od operatorów, którzy zasłaniali się zapisami umowy o przyłączenie. Wymuszają bowiem w nich niekorzystne dla inwestorów klauzule o “braku gwarancji niezawodnych dostaw energii”, które pozbawiają prawa do rekompensat. W minionym roku sprawa zrobiła się na tyle poważna, że interweniować musiało PSE, zapisy umów były weryfikowane jednak tylko jednorazowo, co wskazuje na to, że problem będzie się powtarzał.
/Fot: CARLOSCRUZ ARTEGRAFIA//
Jeszcze nie dodano komentarza!