Elektrownia słoneczna może „udawać” konwencjonalną

Elektrownie słoneczne potrzebują dodatkowej rezerwy (lub zmniejszenia zużycia energii przez odbiorców) w chwilach, gdy nie świeci słońce. Jednak wyniki amerykańskiego eksperymentu dowodzą, że fotowoltaika może też zastąpić elektrownie konwencjonalne potrzebne do bieżącego zarządzania systemem energetycznym.

Znany z ambitnych planów wobec odnawialnych źródeł energii stan Kalifornia stanął przed jedną ze znanych barier rozwoju. Odpowiednio duży udział OZE w systemie przy tradycyjnym podejściu powoduje konieczność utrzymywania odpowiednich rezerw w źródłach konwencjonalnych. W końcu popada się w rodzaj zaklętego kręgu – ambitny cel redukcji emisji powoduje rosnącą penetrację OZE. To pociąga za sobą konieczność wspierania systemu elektrowniami na gaz czy węgiel. Jednak ich obecność stawia pod znakiem zapytania redukcję emisji i kółko się domyka. A przy okazji generuje dodatkowe koszty dla odbiorców, zaś globalne korzyści z ograniczania emisji nie przemawiają do ich portfeli.

Jedna trzecia prądu ze słońca

W przypadku Kalifornii realizacja celów OZE odbywa się za pomocą RPS – Renewable Portofolio Standards. W skrócie, sprzedawcy energii muszą się legitymować odpowiednim RPS, czyli udziałem OZE w oferowanym odbiorcom końcowym towarze. W 2008 r. RPS na rok 2020 r. w wysokości 33 proc. wyznaczył w specjalnym dekrecie ówczesny gubernator – nie kto inny jak Arnold Schwarzenegger.

Zasadnicze cele zostały podtrzymane w stanowej ustawie „X1-2” z 2011 r., która wyznaczyła też cele pośrednie  – 20 proc. na koniec 2013 r. i 25 proc. na koniec 2016. Tak na marginesie, ustawę podpisał nowy-stary gubernator, podstarzały arcyhipis Jerry Brown, obśmiany w 1979 r. przez grupę Dead Kennedys w słynnym utworze „California Uber Alles” za narzucanie wszystkim bycia „cool”. Jak widać Brown się nie zmienił, bo jak tylko ponownie został gubernatorem, poparł wysokie i wiążące cele udziału OZE. A jak wiadomo, OZE są „cool”, zwłaszcza w Kaliforni.

Żeby zrealizować te cele, potrzeba więcej nowych OZE, przy czym w przypadku Kaliforni będzie to przede wszystkim fotowoltaika. Nie dość, że słońca nie brakuje, a miejsca na pustyniach jest dużo, to jeszcze ceny paneli stale spadają. Już dziś w ramach RPS funkcjonują elektrownie PV o mocy 9 GW, a żeby osiągnąć cel na 2020 potrzeba jeszcze 4-5 GW. W kolejnej dekadzie trzeba będzie jeszcze więcej, bo wiążący RPS na 2030 to 30 proc., a w kontekście roku 2050 r. mówi się o likwidacji źródeł emisyjnych w ogóle.

Trzeba też zauważyć, że domowe instalacje PV do RPS się nie wliczają, ale mają za to znaczący wpływ na działanie całego systemu. Kalifornia już dość dawno odczuła charakterystyczny dla sieci o dużej penetracji PV efekt, określany jako „duck curve”, co na polski można spróbować przełożyć jako „krzywa kaczki”. Dla systemu jako całości niepokojący jest spadek obciążenia sieci w środku dnia, a domowe PV jeszcze ten spadek pogłębiają i pogarszają sytuację. W skrajnych przypadkach kalifornijski operator systemu przesyłowego CAISO musiał już po prostu odcinać elektrownie słoneczne, w najbardziej drastycznych przypadkach usuwając z sieci ponad 2 GW (dla porównania cała moc zainstalowanej w Polsce fotowoltaiki to ok. 0,2 GW).

Kosztowne rezerwy

Z drugiej strony operator musi w gotowości utrzymywać odpowiednie rezerwy systemowe. W Kaliforni skonstruowane jest to tak, że CAISO od elektrowni konwencjonalnych (w praktyce gazowych) kupuje na rynku cztery usługi systemowe – podniesienie i zmniejszenie produkcji na żądanie, rezerwę wirującą i zimną. Zazwyczaj z jednodniowym wyprzedzeniem, choć czasami trzeba je dodatkowo kupować i stosować w czasie rzeczywistym.

Typowy koszt tych działań to 80 tys. dol. dziennie, czyli ok. 30 mln rocznie. Ale kiedy wiosną zeszłego roku CAISO zwiększył swój margines bezpieczeństwa – do najmniej 600 MW w górę lub w dół – koszty natychmiast skoczyły średnio do 400 tys. dolarów dziennie.

Kosztowne usługi systemowe dotyczą w sporej mierze godzin dziennych – „siodła kaczki”, czyli godzin najmniejszej produkcji konwencjonalnej energetyki. Amerykanie stwierdzili, że do świadczenia usług systemowych można zaprząc wtedy źródło, któremu nie brakuje energii, czyli elektrownię słoneczną. W przypadku PV to pomysł bez precedensu, jeśli chodzi o USA to operator stanu Kolorado PSCO stosuje go czasem sterując mocą wiatraków, które w tym regionie potrafią chwilami pokrywać nawet 60 proc. zapotrzebowania odbiorców.

Ofertę podobnych usług od właścicieli farm wiatrowych w Polsce otrzymały już także Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Krajowy operator nie ma jednak na razie większych problemów z zarządzaniem systemem przy obecnej mocy wiatraków, więc nie zamierza tych usług kupować.

Słońce też może być rezerwą

Tymczasem Amerykanie udowodnili właśnie w praktyce, że takie usługi mogą być świadczone także przez fotowoltaikę. CAISO, NREL (National Renewable Energy Laboratory) oraz First Solar – operator nowej 300 MW elektrowni słonecznej przeprowadziły latem 2016 r. serię eksperymentów, których wyniki właśnie opublikowano.  

Eksperymenty w skrócie polegały na tym, że elektrownię First Solar potraktowano jako źródło usług systemowych. Siłownia „chodziła” w ciągu dnia na zmniejszonej mocy i reagowała na sygnały centralnej dyspozycji, wysyłane przez CAISO. Możliwa była zatem regulacja produkcji zarówno w dół jak i w górę. W momencie doświadczeń elektrownia nie była przyłączona do sieci, ale sygnały sterujące były oryginalne.

Pomysł wydaje się dość oczywisty, próbowano go już z wiatrakami, także w Europie. Jednak w przypadku fotowoltaiki była to absolutna nowość, bo możliwość takiego a nie innego działania dała najnowsza architektura sterowania i konwertery, zainstalowane w elektrowni. Odpowiednio zarządzane nowe konwertery potrafią bowiem „udawać” konwencjonalną elektrownię. Efekty – moc bierna, czynna, częstotliwość pracy – są odczuwane przez sieć tak, jakby zamiast paneli pracowała konwencjonalna elektrownia z wirującą maszyną elektryczną. Co więcej, nowy osprzęt jest przydatny także nocą, bo potrafi dostarczać lub kompensować moc bierną, podczas gdy typowe instalacje PV są wtedy po prostu odłączane od sieci.

W ocenie CAISO eksperymenty się udały. Elektrownia, jak po sznurku, podążała za komendami centrali. Potrafiła też pomagać w utrzymaniu właściwej częstotliwości i w regulacji napięcia poprzez zarządzanie mocą bierną. Jedyny problem na razie sprawiały reakcje przy nagłym pojawieniu się chmur. Co akurat w Kalifornii nie jest wielkim problemem, bo przypadki skoków notowano średnio dwa dziennie.

Kalifornijski operator i NREL zapowiadają kontynuację eksperymentów, by w końcu całkowicie zintegrować z siecią nowe możliwości. W połączeniu z planowaną rezerwą mocy rzędu 1,3 GW w magazynach energii ma to w przyszłości drastycznie ograniczyć wykorzystanie wirującej rezerwy, utrzymywanej w elektrowniach gazowych. Być może nie obalono jeszcze kolejnego z dogmatów tradycyjnej energetyki, ale na pewno został nadgryziony. I to nie zębem czasu.