Spis treści
W sobotę odnotowaliśmy w kraju rekordową generację mocy z farm wiatrowych (ponad 8,2 GW). Jednak to niedziela, 8 października 2023 roku, okazała się dniem z największym w historii udziałem OZE w pokryciu zapotrzebowania odbiorców w Polsce, bowiem do wciąż wysokiej generacji turbin wiatrowych (6 GW), dołączyła znaczna produkcja z paneli słonecznych (planowana na blisko 9 GW). A to wszystko przy obniżonym zapotrzebowaniu na moc w niedzielę niehandlową.
OZE pokryłyby 107% zapotrzebowania Polski na moc
W sumie odnawialne źródła energii w Polsce w niedzielę dostarczyłyby do systemu największą ilość mocy w historii, przekraczając łącznie 15 GW, co pokryłoby 107% zapotrzebowania krajowych odbiorców. Jednak na tak dużą ilość mocy nie było wystarczająco chętnych, nawet po ujemnych cenach. W środku dnia popyt odbiorców nieznacznie przekraczał 14 GW.
Tymczasem w systemie zmieścić musiały się jeszcze bloki węglowe i gazowe (ponad 7 GW). Bez względu na sytuację rynkową, muszą one pracować, gdy dostarczają ciepło do mieszkań, procesów przemysłowych czy generują parę, bez której elektrownia całkowicie by stanęła.
Wstępny bilans na niedzielne południe wyglądał więc tak, że planowana produkcja przekraczała 22 GW (7 GW elektrowni konwencjonalnych i 15 GW OZE), wobec zaledwie 14 GW krajowego zapotrzebowania odbiorców. Uczestnicy rynku energii (odbiorcy, producenci i handlowcy), a w ostateczności operator systemu przesyłowego − Polskie Sieci Elektroenergetyczne − musieli poradzić sobie z nadwyżką w wysokości 8 GW. Jak to zrobili?
Zobacz: PSE ogłosiły „zagrożenie bezpieczeństwa” przez nadmiar mocy. Co to oznacza?
Rekord eksportu prądu
Po pierwsze, zadziałał rynek. Ceny na Towarowej Giełdzie Energii spadły praktycznie do zera (0,01 zł/MWh). Dzięki temu Polska stała się tańszym rynkiem od sąsiadów i po raz pierwszy w historii zakontraktowaliśmy ponad 4 GW eksportu handlowego (w większości po cenach znacznie wyższych od zera).
Ujemne ceny prądu przez 5 godzin z rzędu
Jeżeli ktoś nie sprzedał produkowanej energii w kraju lub za granicą, albo zakontraktował więcej niż zużył, nadwyżki energii, na które brakowało chętnych na rynku, przez pięć godzin w niedzielę były rozliczane na Rynku Bilansującym poniżej zera – nawet za minus 50 zł/MWh. To pierwszy tak długi okres ujemnych cen w Polsce, ale w najbliższych latach takich okresów będzie przybywać.
Ujemne ceny z jednej strony motywują odbiorców do zwiększania konsumpcji (na pobieranej w tych godzinach energii mogą zarobić, o ile rozliczają się po takich stawkach). Z drugiej strony skłaniają elektrownie do ograniczenia produkcji prądu.
Elektrownie też zarabiają na ujemnych cenach sprzedaży
Nie oznacza to jednak, że elektrownie wyłącznie tracą na ujemnych cenach. Bloki węglowe i gazowe, które – w przeciwieństwie do wiatraków i fotowoltaiki – mogą zaplanować swoją produkcję na cały rok do przodu, często sprzedają znaczną część generacji w kontraktach terminowych. Jeżeli elektrownia sprzedała swoją produkcje np. po 600 zł za megawatogodzinę na cały rok, a na rynku pojawia się cena ujemna (np. -50 zł), to może on kupić dla swojego klienta energię po cenie ujemnej i ograniczyć własną produkcję. Zamiast np. 50 zł marży na produkcji (po odliczeniu kosztów wytwarzania), może w ten sposób zarobić 650 zł, jednocześnie ograniczając problem nadpodaży mocy.
Magazyny energii przejęły część nadwyżki
Poza rynkową redukcją generacji, w niedzielę widzieliśmy też rynkowy wzrost poboru mocy. Największe w Polsce magazyny energii, w postaci elektrowni wodnych szczytowo-pompowych, „ładowały akumulatory” (pompując wodę z dolnego do górnego zbiornika) z łączną mocą ponad 1 GW. Dzięki temu krajowy pobór energii wzrósł ostatecznie do 15 GW.
Interwencyjny eksport
Rynkowy spadek generacji, wzrost popytu i rekordowy eksport, wciąż jednak okazały się niewystarczające do zbilansowania systemu w niedzielę. PSE sięgnęły więc po mechanizmy interwencyjne.
W ramach pomocy międzyoperatorskiej w godzinach największej generacji OZE wyeksportowaliśmy dodatkowe 0,5 GW do Niemiec. Dzięki temu łączny eksport energii sięgnął niemal 5 GW.
Elektrociepłownie ograniczyły generację prądu
Operator wykorzystał także możliwości zaniżenia generacji w elektrociepłowniach, które świadczą dla niego takiego usługi, bo mogą np. zmieniać poziom skojarzenia produkcji (wytwarzać więcej ciepła zamiast prądu) lub mają magazyny ciepła (wielkie termosy nagrzewane, gdy prąd jest tańszy, więc mniej opłaca się go produkować). To pozwoliło zmniejszyć generację konwencjonalną o ok. 0,2 GW.
Interwencyjne ograniczenia produkcji fotowoltaiki
Ostatnim mechanizmem, po jaki PSE musiały sięgnąć, aby zbilansować krajowy system, była administracyjna redukcja produkcji z farm fotowoltaicznych, przyłączonych do sieci dystrybucyjnych. Generacja z PV została w ten sposób ograniczona w godzinach szczytowego nasłonecznienia o ok. 1-2 GW względem prognozowanej – tzw. curtailment czyli „cięcie” produkcji objęło 15% całej prognozowanej produkcji fotowoltaiki tego dnia).
Ostatecznie krajowy system elektroenergetyczny udało się w niedzielę zbilansować na poziomie niespełna 22 GW. Działające OZE pokryły 97% zapotrzebowania na moc odbiorców i 90% krajowego zapotrzebowania z uwzględnieniem magazynów energii, odpowiadając za 64% generacji mocy.
Trudny poniedziałek
Po tej zielonej imprezie, trwającej blisko tydzień, bo wiatr wiał ostatnio mocno i stabilnie, w poniedziałek przyszedł jednak czas zmierzenia się z szarą rzeczywistością. Wiatr przestał wiać (generacja z wiatraków zmniejszyła się nawet o 95%), a generacja z paneli słonecznych spadła o połowę.
W ruch poszły ponownie turbiny elektrowni węglowych i gazowych. W ciągu zaledwie 30 godzin ich generacja wzrosnąć musiała z 6 do 16 GW. W efekcie ceny, z ujemnych jeszcze w niedzielę, wzrosły do ponad 800 zł/MWh w poniedziałek wieczorem. Natomiast Polska, z eksportera moc, stała się importerem.
Większa zmienność cenowa
Rosnący udział pogodowo zależnych źródeł mocy (wiatru i fotowoltaiki), wraz z rosnącym udziałem pogodowo zależnych odbiorników (pomp ciepła), w coraz większym stopniu wahać będą cenami energii na rynku. Przyrost mocy wiatraków i paneli słonecznych obniżać będzie średnie ceny hurtowe energii elektrycznej, ale sprzyjać będzie to też chwilowym bardzo wysokim i bardzo niskim (ujemnym) wycenom.
Zobacz: Rekord goni rekord. Pomp ciepła już nic nie zatrzyma?
Kiedy koszty przekroczą korzyści?
Poza cenami hurtowymi, coraz większego znaczenia nabierać będą jednak koszty systemowe, a więc także koszty takich działań interwencyjnych, jakie widzieliśmy w niedzielę. Do pewnego poziomu korzyści płynące z budowy nowej farmy wiatrowej i słonecznej są większe niż koszty administracyjnego ograniczania ich produkcji np. 100 godzin w roku.
Jednak przy pewnym poziomie nasycenia rynku, koszty systemowe zaczną przekraczać zyski dla społeczeństwa, o ile nie upowszechnią się tanie technologie magazynowe, a popyt na energię nie będzie w większym stopniu skorelowany z generacją dużej ilości taniej energii.
Polskę, przy udziale zaledwie 20-25% energii z farm wiatrowych i PV, wciąż dzieli ogromny dystans do punktu przecięcia krzywych kosztów i korzyści. Wraz z rozwojem i upowszechnianiem technologii (choćby magazynowych), ten punkt przecięcia może się jeszze znacząco przesuwać w kierunku znaczącego (czy wręcz 100-procentowego) udziału źródeł odnawialnych. Zwłaszcza, gdy dokładnie policzymy koszty zewnętrze generowane przez źródła konwencjonalne. Jednak warto mieć świadomość, że taki punkt optimum istnieje i systematycznie analizować gdzie się on znajduje.
Zobacz: Projekty OZE odbijają się od sieci. Odmowy przyłączenia pobiły rekord
