Tylko co szósta inwestycja z pozytywną decyzją. Co hamuje rozwój OZE w Polsce?

• W ub.r. w Polsce pozytywną decyzję o podłączeniu do sieci dostała tylko co szósta inwestycja w OZE
• Zdaniem firm dystrybucyjnych koszty przyłączenia niektórych OZE byłyby zbyt wysokie
• W kwietniu dwukrotnie ograniczano pracę polskich farm wiatrowych
• PSE: tej energii nikt nie chciał kupić, na rynku było jej za dużo
• Tylko w czerwcu PSE wydały zgodę na przyłączenia instalacji fotowoltaicznych o mocy ponad 460 MW

W 2022 roku łączna moc odnawialnych źródeł energii, którym odmówiono przyłączenia do sieci, była niemal sześć razy większa niż tych, którym wydano warunki przyłączenia - wynika z danych Instytutu Energetyki Odnawialnej. Zdaniem ekspertów rozwój OZE w Polsce ogranicza brak wystarczających mocy przyłączeniowych w sieci energetycznej. Według ekspertów bez inwestycji w sieć elektroenergetyczną i inteligentne rozwiązania do sterowania mocą czeka nas wzrost cen energii i zmniejszanie się bezpieczeństwa energetycznego kraju.

- 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.

Według IEO łączna moc przyłączeniowa, która do 2028 roku będzie dostępna dla inwestorów, spadła aż o 41 proc. 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.

- To nie jest tak, że dystrybutorzy chcą utrudniać rozwój OZE, wręcz przeciwnie, ale nie zawsze mogą wydać zgodę. Coraz częściej zdarza się bowiem, że inwestor zamierza postawić farmę wiatrową lub panele fotowoltaiczne w przysłowiowym szczerym polu, daleko od istniejących sieci - teoretycznie dałoby się ją podłączyć, ale koszt tego byłby nieracjonalny, te wiatraki czy panele nigdy nie wyprodukują takiej energii, by jej podłączenie się zwróciło. Inwestorzy zapominają o tym w swoich kalkulacjach, bo za podłączenie do sieci, przesył i dystrybucję energii płaci inna firma, która potem uwzględnia je w rachunkach dla ostatecznego odbiorcy. Zawsze wykonujemy ekspertyzę - jeżeli wynika z niej, że nie ma ekonomicznych ani technicznych warunków przyłączenia, wnioskodawca otrzymuje odmowę - wyjaśnia w rozmowie z Interia Biznes pracownik firmy dystrybucyjnej, który zastrzegł sobie anonimowość.

Ekspert przypomina, że firmy dystrybucyjne udostępniają chętnym inwestorom plany rozbudowy sieci i wskazują, gdzie warto postawić OZE - niestety, inwestorzy z tych danych często nie korzystają.

- Bywa i tak, że ktoś dostaje zgodę na podłączenie OZE, ale z rozmaitych powodów zwleka z inwestycją. Na danej działce nic się nie dzieje, więc o możliwość budowy na niej ubiegają się inni przedsiębiorcy - musimy im odmawiać, bo pierwsza decyzja wciąż jest ważna i nie możemy wydać drugiej na to samo miejsce - przekonuje rozmówca Interii Biznes z firmy dystrybucyjnej.

Według autorów raportu IEO gdy sieć jest przeciążona, coraz częściej limitowana jest też praca już działających farm fotowoltaicznych i turbin wiatrowych. 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.

Inaczej pokazuje to w rozmowie z Interia Biznes Maciej Wapiński, rzecznik Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

- 23 i 30 kwietnia konieczne było ograniczenie generacji OZE ze względów bilansowych - nie było odbiorców, którzy chcieli zużyć tę energię. Rozwój sieci, choć oczywiście konieczny, nie jest rozwiązaniem problemu okresowych nadwyżek generacji, które zdarzają się w każdym systemie z dużym udziałem OZE. Redukcje OZE są ostatnim środkiem wykorzystywanym przez operatora systemu przesyłowego do zapewnienia jego bezpiecznej pracy - wyjaśnia rzecznik PSE.

Eksperci IEO podkreślają, że 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.

Instytut Energetyki Odnawialnej szacuje, że odpowiednie inwestycje w sieć umożliwiłyby efektywne wykorzystanie czystej energii elektrycznej i redukcję emisji CO2. Na poziomie europejskim już w latach 2025-2030 mogłoby to być nawet o 14 megaton CO2 mniej rocznie, co odpowiada całej emisji na Litwie w 2021 r. Biorąc pod uwagę długi czas realizacji projektów związanych z siecią przesyłową - w Europie to średnio dziewięć lat - plany już dziś powinny uwzględniać prognozy przyszłych potrzeb systemu.

Jeżeli powstaną wszystkie instalacje, dla których wydano warunki przyłączenia, w 2030 r. połowa produkowanej w Polsce energii elektrycznej będzie pochodzić z OZE. Cały czas inwestorzy zgłaszają nowe wnioski o przyłączenie - tylko w czerwcu tego roku PSE wydały warunki przyłączenia dla instalacji fotowoltaicznych o mocy ponad 460 MW. By było to możliwe, PSE realizują największy w swojej historii program inwestycyjny, który zakłada m.in. budowę ponad 5 tys. km linii najwyższych napięć. Sugestie, że system nie jest dostosowany do potrzeb, a plany rozwojowe nie są wiązane z wnioskami o wydanie warunków przyłączenia nie są zatem uzasadnione - mówi nam rzecznik Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

Wojciech Szeląg