Nawigacja mobilna
Wyszukaj
Skontaktuj się
Jesteś tutaj
  1. Strona główna
  2. Straty czystej energii – konsekwencje nierynkowego redysponowania

Straty czystej energii – konsekwencje nierynkowego redysponowania

Jakub Kowalczuk
Główny inżynier ekolog

Straty czystej energii – konsekwencje nierynkowego redysponowania

Czym jest nierynkowe redysponowanie źródeł wytwórczych i kiedy występuje?

Krajowy Stylem Energetyczny (KSE)1 w dużym uproszczeniu, służy do odbierania energii elektrycznej ze źródeł wytwórczych i dostarczania jej do odbiorców końcowych.  Zarządzany jest przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (PSE)2. Podmiot ten w głównej mierze odpowiedzialny jest m.in. za bezpieczeństwo tego systemu, co realizowane jest m.in. poprzez bilansowanie popytu i podaży energii. Nadmierne odchylenie w jedną jak i w drugą stronę stanowi zagrożenie dla bezpieczeństwa sieci.

W sytuacji gdy w danej godzinie dnia produkcja energii w pogodozależnych źródłach wytwórczych OZE (fotowoltaiki i energetyka wiatrowa) oraz innych źródłach wytwórczych przekracza poziom zapotrzebowania na energię, PSE  za pośrednictwem m.in.  Krajowej Dystrybucji Mocy wydaje polecenia ograniczenia produkcji tzw. Jednostkom Wytwórczym Centralnie Dysponowanym (JWCD). Większość z nich to źródła węglowe charakteryzujące się: dużą bezwładnością (wolno obniżają i zwiększają moc, a ich rozruch ze stanu zimnego trwa długo) oraz koniecznością wyłączenia poniżej penego poziomu mocy z powodów bezpieczeństwa technicznego. W związku z czym ich moc nie może być ograniczana do zera, bez uprzedniego zabezpieczenia mocy z innych elastyczniejszych źródeł wytwórczych. Z uwagi na tzw. generację wymuszoną (praca elektrociepłowni dostarczających ciepłą wodę użytkową) źródła węglowe muszą pracować, pomimo dostępności tańszej energii eklektycznej produkowanej w OZE. Kiedy PSE nie udaje się zbilansować systemu, za pośrednictwem Operatorów Systemów Dystrybucyjnych wydawane są polecenia wyłączania źródeł wytwórczych OZE. Takie działanie nazywane jest właśnie „redysponowaniem nierynkowym” (dalej także RN).  Jest ono realizowane stopniowo w zależności od zainstalowanej mocy:

  1. 400 kW i większej,
  2. większej niż 200 kW i mniejszej niż 400 kW,
  3. większej niż 50 kW i mniejszej niż 200 kW,
  4. większej niż 10 kW i mniejszej lub równej 50 kW,
  5. 10 kW i mniejszej.

Pierwszy raz RN miało miejsce w 2023 obejmując 4 dni ograniczeń dla źródeł PV i 1 dzień dla EW. W roku 2024, dni z redysponowaniem było już 61 dla źródeł fotowoltaicznych i 31 dla instalacji wiatrowych. W artykule podane zostaną statystyki dotyczące RN w celu zobrazowania skali tego zjawiska z punktu widzenia źródeł PV, jako najbardziej narażonych na wyłączenia. Dane zostały opracowane na podstawie informacji publikowanych na przez PSE3[i]

Dane PSE

W 2024 pierwszy raz RN zostało zarządzone 3 marca, a po raz ostatni 1 listopada. Wykres nr 1 pokazuje, że kwestia redysponowania materializowała się  w większości w pierwszej połowie roku co wynikało z korzystnych dla fotowoltaiki warunków pogodowych (wysokie nasłonecznienie oraz niskie i umiarkowane temperatury powietrza). Wraz ze wzrostem temperatur wielkość redysponowania spadała, co spowodowane było m.in.:

  • wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną (praca instalacji klimatyzacyjnych – chłodzenie pomieszczeń),
  • pogorszeniem sprawności paneli po przekroczeniu temperatury 25°C (współczynnik temperaturowy mocy),
  • rosnącymi stratami na przesyle (temperatura przewodów i wzrost oporu).

Wykres nr 1. Redysponowanie 2024 rozkład miesięczny wg. mocy redysponowanej

Najwyższą chwilową wartość redysponowania  PSE zaordynowało 1 maja w godzinach od 12:00 do 13:00. Wartość mocy wyłączonych wyniosła 4 749 MW, co stanowiło ponad 20% całkowitej mocy zainstalowanej PV w Polsce na koniec 2024. W tym dniu wystąpiła także najwyższa wartość sumarycznego dziennego redysponowania wynosząca 36 207 MW.

Wykres nr 2 obrazuje dobowy profil redysponowania, można zauważyć, że  ponad 90% wszystkich poleceń RN była zarządzana w godzinach pokrywających się ze szczytową produkcją energii w instalacjach fotowoltaicznych (PV), tj. w godzinach od 10:00 do 17:00, z dominantą w okolicach okołopołudniowych.

Wykres nr 2. Redysponowanie 2024 rozkład godzinowy wg. mocy redysponowanej

Należy również zwrócić uwagę na fakt, że o ile w roku 2024 nie wystąpiły ograniczenia w produkcji energii z OZE po godzinie 18:00, o tyle w roku 2025 PSE już takie polecenia wydawało (pierwszy raz 23 kwietnia), co jest sytuacją niepokojącą z punktu widzenia m.in. inwestorów planujących budowę magazynów energii i zakładających przychody z arbitrażu cenowego.

Wykres nr 3. Redysponowanie 2024 rozkład tygodniowy wg. mocy redysponowanej

Rozkład poleceń redysponowania w ujęciu tygodniowym obrazuje wykres nr 3. Na wykresie można zauważyć, że ponad 48% wyłączeń zrealizowano w niedzielę, czyli dzień, w którym zapotrzebowanie na moc jest najniższe (dzień wolny od pracy – postój odbiorców przemysłowych). Podsumowując, w roku 2024 ponad 52% wszystkich poleceń zostało wydanych w dni ustawowo wolne od pracy (niedziele niehandlowe i święta).

Skutki i perspektywa

Sumaryczna skumulowana moc poleceń redysponowania wydana źródłom PV przez PSE w roku 2024 wynosiła około 619 GW (Wykres nr 4). Zakładając w uproszczeniu, że każdy wyłączony megawat mocy z PV to 1 MWh niewyprodukowanej energii, w roku 2024 potencjalnie utraciliśmy 619 GWh energii z OZE. Przy średniej cenie energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym wg. URE4 wynoszącej 518,81 PLN/MWh, oznacza to ponad 321 mld zł potencjalnie utraconych przychodów przez wytwórców eksploatujących odnawialne źródła energii. Skala utraconych przychodów przez wytwórców energii z OZE częściowo jest rekompensowana przez PSE, jedna operatorzy źródeł objętych redysponowaniami sygnalizują, iż wysokości odszkodowań nie pokrywają całości utraconych przychodów z tytułu niewprowadzonej energii do sieci elektroenergetycznej. Wynika to m.in. z tego, że zapisy umów przyłączeniowych instalacji wytwórczej OZE do sieci ograniczają lub nawet wykluczają możliwość ubiegania o wypłatę rekompensaty.

Mając na uwadze ambicje i działania Polski w kierunku dekarbonizacji, przyjmując wskaźnik emisji CO2 dla energii elektrycznej wyprodukowanej w Polsce wg. danych publikowanych przez  KOBIZE5 na poziomie 733 kg/MWh, Polska mogłaby obniżyć emisję CO2 o 453,7 tys. ton w związku z wykorzystaniem energii wytworzonej w instalacjach fotowoltaicznych, która poddana została redysponowaniu nierynkowemu.

Przyjmując, że na koniec 2024 roku w Polsce zainstalowano źródła PV o łącznej mocy stanowiącej około 21,15 GW 6 oraz przy założeniu, że średnia roczna produktywność instalacji PV w Polsce wynosi 1045 kWh/kW7,  w wyniku redysponowania utraciliśmy 2,67% energii elektrycznej potencjalnie możliwej do wyprodukowania w źródłach PV.

Należy również wziąć pod uwagę fakt, że uwzględniając fotowoltaiczne mikroinstalacje prosumenckie o mocy poniżej 50 kW (instalacje ostatnie w kolejności do wyłączenia w ramach mechanizmu redysponowania nierynkowego), których łączna moc wynosi 12,7 GW8 otrzymujemy wartość ponad 7%  wolumenu energii możliwego do wytworzenia przez większe instalacje „komercyjne”.

W przypadku wytwórców opierających swój model biznesowy wyłącznie na przychodach ze sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym może być to już wielkość stwarzająca istotne wyzywania z punktu widzenia utrzymania płynności finansowej co ma istotny wpływ na terminowe regulowanie należności wobec banków w przypadku instalacji finansowanych kredytem bankowym.

Dane dotyczące redysponowania nierynkowego w bieżącym okresie roku 2025 nie napawają optymizmem. Na wykresie nr 4 można zidentyfikować, że przekroczona została sumaryczna wielkość redysponowania z roku 2025, w związku z czym można się spodziewać dalszego pogłębiania zjawiska wyłączeń w najbliższych latach. Liczba dni z redysponowaniem  przekroczyła aktualnie wartość 90. Mitygantami ograniczającymi ryzyka związane z redysponowaniem nierynkowym mogą stać się m.in. popularne ostatnio magazyny energii, rozwój elektromobilności, technologie  wodorowe (elektrolizery) oraz  bardziej elastyczne źródła wytwórcze oparte o gaz. Wymagać to będzie jednak kolejnych działań, a przede wszystkim nakładów zarówno w sektorze państwowym jak i prywatnym.

Wykres nr 4. Redysponowanie 2024 i 2025 (dane do 23 czerwca) narastająco wg. mocy redysponowenej.