Kiedy słońce świeci za mocno: Niemcy mają problem z nadmiarem energii słonecznej

• W 2024 roku Niemcy niemal podwoiły ograniczenia w produkcji energii z fotowoltaiki, głównie z powodu szybkiego przyrostu mocy i silnego nasłonecznienia; najwięcej odcięto w Bawarii – aż 986 GWh.
• Wyłączanie OZE ma chronić sieć przed przeciążeniem, ale zmusza operatorów do uruchamiania elektrowni konwencjonalnych i generuje wysokie koszty rekompensat – w 2024 roku wyniosły one łącznie 2,77 mld euro.
• Polska zaczyna mieć podobne problemy. Kluczowe będą inwestycje w wielkoskalowe magazyny energii, które pozwolą lepiej zarządzać nadwyżkami z OZE.

Zbyt dużo dobrej energii? Fotowoltaika w Niemczech ograniczana

W ubiegłym roku operatorzy sieci przesyłowych w Niemczech zastosowali łącznie 30,3 TWh środków zarządzania przeciążeniami sieci, co oznacza spadek w porównaniu z rokiem 2023 (34,3 TWh). Jednocześnie jednak wyraźnie wzrosło ograniczanie produkcji z instalacji fotowoltaicznych. W 2024 roku łączna ilość energii słonecznej, której nie dopuszczono do sieci, wyniosła 1,389 TWh – o 97% więcej niż rok wcześniej.

Bundesnetzagentur wskazuje dwie główne przyczyny takiego stanu rzeczy: szybki przyrost nowych instalacji PV oraz ponadprzeciętne nasłonecznienie latem 2024 roku. Największe ograniczenia dotknęły Bawarii, gdzie odcięto od sieci aż 986 GWh energii słonecznej.

Dlaczego wyłącza się źródła OZE?

Choć brzmi to paradoksalnie, wyłączanie źródeł odnawialnych to standardowe działanie zarządcze w systemie energetycznym. W sytuacji, gdy sieć przesyłowa nie jest w stanie przyjąć całej produkowanej energii, konieczne jest jej ograniczenie. Działa to jak zawór bezpieczeństwa: w górnej części sieci (tam gdzie jest nadmiar energii) ogranicza się produkcję, a w dolnej (gdzie jest deficyt) uruchamia się inne źródła, najczęściej konwencjonalne.

W 2024 roku niemieccy operatorzy sieci musieli w ten sposób uruchomić dodatkowo 8,3 TWh mocy z elektrowni opalanych paliwami kopalnymi. Choć to o 25% mniej niż w 2023 roku, pokazuje, że brak elastyczności sieci nadal skutkuje sięganiem po mniej ekologiczne rozwiązania.

Miliardy euro za energii, której nikt nie zużył

Operatorzy instalacji OZE, które zostały objęte redukcją produkcji, otrzymują rekompensaty finansowe. W 2024 roku koszt tych rekompensat wyniósł 554 mln euro, nieco mniej niż rok wcześniej, mimo że ilość odrzuconej energii była wyższa. To efekt niższych cen hurtowych energii elektrycznej.

Całkowity koszt środków zarządzania przeciążeniami sieci wyniósł 2,77 mld euro – najmniej od 2021 roku. Oznacza to, że pomimo wzrostu ograniczeń w fotowoltaice, całościowy obraz zarządzania siecią poprawia się, co może świadczyć o rosnącej efektywności planowania i inwestycji w infrastrukturę.

Co dalej z transformacją energetyczną?

Niestety do podobnych sytuacjach dochodzi nie tylko za naszą zachodnią granicą, ale też w Polsce. Rok 2025 może być pod tym kątem przełomowy. W poprzednich latach do nierynkowego redysponowania energii dochodziło głównie latem, gdy duże nasłonecznienie powodowało nadwyżkę produkcji w fotowoltaiki. Pierwsze miesiące tego roku jednak, mimo że wciąż chłodne, charakteryzowały się dość intensywną obecnością słońca, przez co już w lutym z powodu nadmiaru produkcji część środków wytwórczych musiała zostać wyłączona.

Co zrobić z tą sytuacją? Przede wszystkim inwestować w wielkoskalowe magazyny energii, najlepiej umieszczone w pobliżu wielkich farm OZE. Na ten moment w Polsce brak wielkich obiektów tego typu podłączonych do sieci. Budowę takiej infrastruktury planuje chociażby PGE. Dzięki magazynom zamiast wyłączania instalacji przy nadmiernej produkcji istnieje możliwość przechowania nadwyżki “na później”, aby móc wprowadzić ją do sieci w momencie, w którym warunki pogodowe nie będą na to pozwalać.

Źródło: pv-magazine.com