EN
Nierynkowa redukcja generacji OZE przybiera na sile. Już w 2024 roku z powodu nadprodukcji do sieci nie trafiło 920 GWh zielonej energii ze słońca i wiatru. Tyle co roczne zużycie przez 1,2 miliona osób, czyli razem mieszkańców Łodzi i Poznania, czwartego i piątego miasta w Polsce. Branża mówi o utraconej taniej energii dla polskiej gospodarki, ale operator systemu elektroenergetycznego wybiera jego bezpieczeństwo. Inwestorzy, choć mogą ubiegać się o odszkodowania zaczynają rezygnować z projektowania i budowy nowych farm.
W 2025 roku, tylko do końca lutego „przepadło” w ten sposób 93 GWh energii elektrycznej, produkowanej przez OZE, czyli tyle ile zużywa rocznie 46 tysięcy gospodarstw domowych. Choć podliczono tylko dwa miesiące, to i tak w wyniku wymuszonej redukcji mocy do systemu elektroenergetycznego nie dopuszczono o 10,7 procent zielonej energii więcej niż w całym 2023 roku, kiedy problem się uwidocznił.
Od trzech lat cięcia tylko narastają
Pierwsze większe redysponowania nierynkowego OZE miały miejsce w 2022 roku, jednak wielkość i częstotliwość poleconej redukcji generacji farm fotowoltaicznych i lądowych wiatrowych istotnie wzrosła w 2024 roku. W ten sposób do systemu nie trafiło 920 GWh energii, w tym 749 GWh, którą mogły wytworzyć instalacje solarne i 171 GWh turbiny wiatrowe.
– Wymuszona nierynkowa redukcja generacji OZE jest stosowana przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne, operatora krajowego systemu przesyłowego elektroenergetycznego dla zapewnienia jego bezpiecznej pracy w warunkach nadwyżki generacji energii ponad zapotrzebowanie. Jest to środek zaradczy wykorzystywany przez PSE, tylko gdy inne działania okażą się niewystarczające. Bez takiej redukcji mogłoby dojść do wzrostu częstotliwości i napięć powyżej poziomów dopuszczalnych, co spowodowałoby zadziałanie automatyki zabezpieczeniowej i niekontrolowane wyłączenia elementów systemu – wyjaśnia Marek Wapiński, rzecznik prasowy PSE.
Takie blackouty nie miałyby charakteru lokalnego, a nawet regionalny. Awarie skutkującej przerwami w dostawach energii elektrycznej mogłyby rozlać się także poza Polskę. Właściciele instalacji, które zostały zredukowane, mogą złożyć do PSE wniosek o rekompensatę. Wynika to z przepisów Unii Europejskiej.
Dysproporcja w fotowoltaice
W 2024 roku, według danych Agencji Rynku Energii, OZE dostarczyły do systemu 49,8 TWh energii, tym 7,9 TWh prosumenci. Wymuszona redyspozycja mocy dotyczy w głównej mierze OZE przyłączonych do sieci o napięciu poniżej 110 kV, a więc nie elektrowni zawodowych, o dużych mocach, ale też nie prosumentów (im też operatorzy systemów dystrybucyjnych często blokują dostęp do sieci w pikach produkcyjnych, ale nie na polecenie PSE).
Jeśli odejmiemy te dwie grupy producentów energii, to okazuje się, że farmy wiatrowe, których dotyczyć może ten problem wyprodukowały 19,5 TWh energii, a małe i średnie elektrownie fotowoltaiczne 4,9 TWh. Oznacza to, że występuje istotna dysproporcja w traktowaniu tych źródeł, bo bez redukcji generacja tego segmentu fotowoltaiki byłaby większa o 15,2 procent, a w przypadku farm wiatrowych o niespełna 0,9 procent.
Najwięcej redukcji będzie wiosną?
W tym roku nie było aż takich dysproporcji. W pierwszych dwóch miesiącach redukcja generacji dla fotowoltaiki wyniosła 48 GWh, a dla farm wiatrowych 45 GWh. Nie ma jednak powodu do radości. Rok temu w tym samym okresie wymuszona redukcja dla farm solarnych według danych PSE, wyniosła 0 GWh. Polecenia o konieczności odłączenia instalacji zaczęły pojawiać się w marcu (30 GWh), potem w kolejnych trzech wiosennych miesiącach, do końca czerwca nie dopuszczono do systemu łącznie 606 GWh energii ze słońca, czyli 81 procent. Chwile grozy są więc jeszcze przed branżą.
Redukcje (jak ujemne ceny energii oraz coraz wyższe koszty bilansowania) są, zdaniem ekspertów efektem wzrostu mocy zainstalowanych OZE, przy stabilnym popycie na energię. Operator, dbając o bezpieczeństwo krajowego systemu odcina pogodozależne źródła, mimo, że co do zasady powinny mieć pierwszeństwo w dostawach energii.
Problem wiosną tego roku może się pogłębić, bo tylko w drugim półroczu przybyło 1,1 GW nowych mocy w małych i średnich instalacjach fotowoltaicznych. Choć też warto pamiętać, że w II półroczu 2024 roku, po głębokich cięciach generacji w okresie kwiecień-czerwiec redukcje nie były znaczące. Niestety początek 2025 roku nie jest obiecujący.
Będą cięcia inwestycji?
Blisko 750 GWh energii ze słońca, której nie dopuszczono systemu odpowiada rocznej generacji instalacji o mocy 700 MW. W przypadku konkurencji z branży onshore wind, której obcięto 170 GWh, to tyle produkuje średnio farma o mocy 71,3 MW. Szacunkowa wartość nakładów na takie elektrownie wynosi odpowiednio co najmniej 2,1 miliarda i 0,6 miliarda złotych. Czy można już powiedzieć, że były to zbędne inwestycje biorąc pod uwagę dzisiejszy poziom techniczny naszego systemu elektroenergetycznego?
Według Michała Sztablera, analityka Noble Securities, narastający problem z nierynkowym rozdysponowaniem mocy, zwłaszcza dla właścicieli farm fotowoltaicznych, zaczyna mieć wpływ na ich decyzje inwestycyjne dotyczące realizacji kolejnych projektów.
– Widać, że giełdowy deweloper Photon Energy prawdopodobnie zrezygnował z części projektów fotowoltaicznych na wczesnym etapie, np. rezerwacji gruntów, czy wniosku o przyłącze, bo ich portfel się nie powiększa. Nie mając pewności, czy znajdzie na nie nabywcę, spółka rezygnuje z ich realizacji – mówi ekspert.
Także duże firmy, jak PGE Polska Grupa Energetyczna, zdaniem Michała Sztablera, dokonują przeglądu projektów, głównie fotowoltaicznych, pod kątem ich rentowności.
– Według wcześniejszych zapowiedzi spółki, w poprzednim roku miało być zrealizowanych szereg projektów farm małej i średniej wielkości. Nie widać ich jednak w zestawieniach operacyjnych aktywów, choć budowa takich farm nie zajmuje dużo czasu, więc prawdopodobnie prace przy nich zostały wstrzymane – wyjaśnia.
Jego zdaniem, obecnie firmy szukają możliwości lepszego wykorzystania przyznanej mocy przyłącza, rozwijając instalacje obejmujące magazyny energii, czy turbiny wiatrowe.
Tomasz Brzeziński
