Projekt okładki i stron tytułowych: Lidia Michalak-Mirońska

Ilustracje na okładce: Demin Pan/Dreamstime

Wydawca: Adam Filutowski

Koordynator ds. redakcji: Adam Kowalski

Redaktor: Małgorzata Dąbkowska-Kowalik

Produkcja: Mariola Grzywacka

Dział reklamy: Magdalena Lewocka (magdalena.lewocka@pwn.pl)
Urszula Obrycka (urszula.obrycka@pwn.pl)

Skład wersji elektronicznej na zlecenie Wydawnictwo Naukowe PWN S.A.:
Michał Latusek

Recenzent: dr inż. Grzegorz Hołdyński
Wydział Elektryczny Politechniki Białostockiej

Książka, którą nabyłeś, jest dziełem twórcy i wydawcy. Prosimy, abyś przestrzegał praw, jakie im przysługują. Jej zawartość możesz udostępnić nieodpłatnie osobom bliskim lub osobiście znanym. Ale nie publikuj jej w internecie. Jeśli cytujesz jej fragmenty, nie zmieniaj ich treści i koniecznie zaznacz, czyje to dzieło. A kopiując jej część, rób to jedynie na użytek osobisty.

Szanujmy cudzą własność i prawo

Więcej na www.legalnakultura.pl

Polska Izba Książki

Copyright © by Wydawnictwo Naukowe PWN SA

Warszawa 2024

ISBN 978-83-01-23404-1

https://doi.org/10.53271/2023.096

eBook został przygotowany na podstawie wydania papierowego z 2024r. (Wydanie I)

Warszawa 2024

Wydawnictwo Naukowe PWN SA

02-460 Warszawa, ul. Gottlieba Daimlera 2

tel. 22 69 54 321; faks 22 69 54 288

infolinia 801 33 33 88

e-mail: pwn@pwn.com.pl; reklama@pwn.pl

www.pwn.pl

Fragment

Wprowadzenie

1. Rozwój rozproszonych źródeł energii
Łukasz TOPOLSKI

1.1. Definicja rozproszonych źródeł energii

1.2. Rozproszone źródła energii w świecie

1.3. Rozproszone źródła energii w Europie

1.4. Rozproszone źródła energii w Polsce

Literatura

2. Sieci dystrybucyjne a rozwój RZE
Zbigniew HANZELKA

2.1. Wprowadzenie

2.2. Poziom nasycenia sieci elektroenergetycznych RZE

2.3. Wpływ RZE na rynek energii

2.4. Wpływ RZE na planowanie i zarządzanie majątkiem sieciowym

2.5. Wzrost liczby danych

2.6. Wpływ RZE na zasady projektowania sieci

2.6.1. Przeciążenia termiczne elementów sieci

2.6.2. Regulacja napięcia

2.6.3. Wzrost mocy zwarciowej

2.6.4. Układy sterowania i automatyka zabezpieczeniowa

2.6.5. Jakość dostawy energii elektrycznej

2.6.6. Straty mocy i energii

2.6.7. Praca wyspowa

2.7. Praktyki stosowane przez OSD

2.7.1. Regulacje prawne i wymagania stawiane jednostkom wytwórczym przyłączonym do sieci zasilającej

2.7.2. Eksploatacja i certyfikacja instalacji PV

2.7.3. Ograniczenia dotyczące mocy RZE

2.7.4. Wzrost mocy przyłączeniowej sieci

Literatura

3. Rozwój fotowoltaicznych źródeł energii
Konstanty MARSZAŁEK

3.1. Wprowadzenie

3.2. Budowa ogniwa fotowoltaicznego

3.3. Charakterystyka prądowo-napięciowa ogniwa

3.4. Układy fotowoltaiczne na świecie

3.5. Układy fotowoltaiczne w Europie

3.6. Układy fotowoltaiczne w Polsce

Literatura

4. Systemy monitorowania jakości dostawy energii elektrycznej
Andrzej FIRLIT

4.1. Wprowadzenie

4.2. Monitorowanie parametrów pracy sieci elektroenergetycznych ze szczególnym uwzględnieniem wskaźników jakości dostawy energii elektrycznej

4.3. Struktura rozproszonego systemu monitorowania jakości dostawy energii elektrycznej

4.4. Analizator jakości energii elektrycznej

4.5. Analiza, interpretacja i raportowanie wyników pomiarów jakości dostawy energii elektrycznej

4.5.1. Monitorowanie zdarzeń

4.5.2. Wybrane aspekty analizy danych pomiarowych

4.6. Systemy pomiarowe ciągłego monitorowania wskaźników jakości dostawy energii elektrycznej

4.7. Integracja danych pomiarowych

Literatura

5. Układy energoelektroniczne w systemach fotowoltaicznych
Stanisław PIRÓG

5.1. Panele fotowoltaiczne

5.2. Wyznaczanie punktu mocy maksymalnej

5.3. Sprawność a obciążenie falownika

5.4. Ogólne informacje o falownikach dla fotowoltaiki

5.5. Przekształtniki DC/DC

5.5.1. Przekształtnik podwyższający napięcie stałe (boost converter)

5.5.2. Przekształtnik do obniżania i podwyższania napięcia (buck-boost converter)

5.5.3. Impulsowy przekształtnik półmostkowy

5.5.4. Przekształtnik typu flyback

5.5.5. Mostkowy przekształtnik z przesunięciem fazowym (Full Bridge Phase-Shift DC/DC Converter)

5.6. Bilans mocy chwilowej obwodu DC i AC falownika

5.7. Prąd upływu w instalacji fotowoltaicznej

5.8. Beztransformatorowe falowniki jednofazowe

5.8.1. Falownik mostkowy H

5.8.2. Falownik H5

5.8.3. Falownik HERIC

5.8.4. Jednofazowy falownik trójpoziomowy NPC

5.8.5. Przekszałtnik Karschny

5.8.6. Jednofazowe falowniki kaskadowe

5.9. Falowniki trójfazowe

5.9.1. Trójfazowy falownik dwupoziomowy

5.9.2. Trójfazowy falownik trójpoziomowy NPC

5.10. Układ regulacji trójazowego falownika sieciowego

5.10.1. Regulacja składowych prądów falownika trójfazowego

5.10.2. Regulacja składowych prąd falownika jednofazowego

5.10.3. Regulacja napięcia w punkcie przyłączenia instalacji fotowoltaicznej

Literatura

Literatura uzupełniająca

6. Wpływ instalacji fotowoltaicznych na jakość dostawy energii elektrycznej
Andrzej FIRLIT, Zbigniew HANZELKA, Krzysztof PIĄTEK, Łukasz TOPOLSKI

6.1. Wartość skuteczna napięcia

6.1.1. Zmiana napięcia

6.1.2. Przykładowe wyniki pomiarów

6.2. Asymetria napięcia

6.2.1. Przykładowe wyniki pomiarów

6.2.2. Metody rozliczania prosumentów w warunkach niesymetrii

6.3. Szybkie zmiany napięcia

6.4. Wahania napięcia

6.5. Odkształcenie napięcia

6.5.1. Wpływ odkształcenia napięcia zasilającego

6.5.2. Wpływ generowanej mocy

6.5.3. Wpływ impedancji źródła zasilania

6.5.4. Wpływ wartości napięcia

6.5.5. Wzmocnienia harmonicznych

6.5.6. Przykładowe wyniki pomiarów

6.5.7. Sumowanie harmonicznych wielu rozproszonych instalacji PV

6.5.8. Wartości graniczne emisji harmonicznych

6.6. Supraharmoniczne

6.6.1. Przykładowe wyniki pomiarów

6.6.2. Poziomy graniczne supraharmonicznych

6.6.3. Emisja polowa

6.7. Sposoby ograniczenia wzrostu napięcia

6.7.1. Zwiększenie lokalnej autokonsumpcji energii

6.7.2. Transformatory z przełącznikami zaczepów pod obciążeniem

6.7.3. Transformatory „energoelektroniczne”

6.7.4. Transformatory hybrydowe

6.7.5. Szeregowe stabilizatory napięcia

6.7.6. Równoległe stabilizatory, kompensatory mocy biernej

6.7.7. Zasilanie falowników PV przez transformatory obniżające napięcie

6.7.8. Konfigurowanie intencjonalnej pracy wyspowej

6.7.9. Falowniki PV typu smart

6.7.10. Sposoby redukcji asymetrii napięć i prądów

6.7.11. Magazyny energii elektrycznej

Literatura

7. Warunki techniczne przyłączenia instalacji pv do sieci elektroenergetycznej
Paweł BALAWENDER, Krzysztof CHMIELOWIEC, Andrzej FIRLIT, Zbigniew HANZELKA, Łukasz TOPOLSKI, Tomasz SIOSTRZONEK

7.1. Koncepcja zdolności przyłączeniowej sieci

7.1.1. Zdolność przyłączeniowa sieci ze względu na odkształcenie napięcia

7.1.2. Metody szacowania ZP

7.2. Praktyki stosowane przez OSD

7.3. Podział instalacji fotowoltaicznych

7.4. Procedura przyłączania mikroinstalacji PV do sieci zasilajacej

7.4.1. Załączanie i wyłączanie instalacji

7.4.2. Liczba faz układu

7.4.3. Układy zabezpieczeń

7.5. Instalacje fotowoltaiczne typu A

7.6. Tryby pracy (strategie sterowania) falowników mikroinstalacji fotowoltaicznych wpływające na poprawę ich współpracy z siecią zasilającą

7.6.1. Wymagania w zakresie regulacji mocy biernej w odpowiedzi na zmiany napięcia

7.6.2. Wymagania w zakresie regulacji mocy czynnej w odpowiedzi na zmiany napięcia

7.6.3. Wymagania w zakresie reakcji falownika na zmiany częstotliwości napięcia

7.6.4. Zalecenia w zakresie trybów UVRT oraz OVRT

7.6.5. Podsumowanie badań wybranych falowników PV

7.7. Sprawność falownika

7.7.1. Badanie sprawności konwersji oraz statycznej sprawności MPPT

7.7.2. Dynamiczna sprawność MPPT

7.8. Przepięcia w instalacja fotowoltaicznych

7.8.1. Przepięcia wewnętrzne i sposoby zabezpieczeń

7.8.2. Przepięcia komutacyjne

7.8.3. Przepięcia zewnętrzne i sposoby zabezpieczeń

7.8.4. Koordynacja zabezpieczeń

7.9. Regulacje prawne i wymagania stawiane modułom klasy B

7.10. Wzrost zdolności przyłączeniowej sieci

Literatura podstawowa

8. Prognozowanie generacji energii elektrowni fotowoltaicznych
Mateusz DUTKA, Zbigniew HANZELKA

8.1. Wprowadzenie

8.2. Opis obiektu

8.3. Źródła danych

8.4. Wpływ czynników zewnętrznych na pracę elektrowni fotowoltaicznej

8.5. Strumienie danych meteorologicznych na potrzeby prognozowania

8.6. Poszukiwanie wzorców

8.6.1. Algorytm grupowania k-średnich

8.6.2. Algorytm hierarchiczny grupowania

8.7. Prognozowanie przy wykorzystaniu metod sztucznej inteligencji

8.7.1. Mierniki jakości modeli prognostycznych

8.7.2. Sieci MultiLayer Perceptron (MLP)

8.8. Sieci radialne

8.9. Sieci rekurencyjne

8.10. Maszyny wektorów nośnych

8.11. Porównanie

Literatura

Załącznik A. Elektrownie fotowoltaiczne w ankietach

A.1. Opinie koordynatorów klastrów energii, operatorów sieciowych i instytucji wspierających rozwój energetyki rozproszonej w Polsce

A.1.1. Informacje techniczne o źródłach energii przyłączonych do sieci dystrybucyjnej

A.1.2. Procedura przyłączania rozproszonych źródeł energii do sieci dystrybucyjnej

A.1.3. Współpraca RZE z siecią zasilającą

A.2. Ankieta CIGRE

A.3. Bariery rozwoju instalacji PV w budynkach niekomunalnych w Szwecji

Literatura

Załącznik B. Poradnik w zakresie inwestycji w instalacje fotowoltaiczne

B.1. Wstęp

B.2. Podział instalacji fotowoltaicznych

B.3. Powierzchnia wymagana pod budowę instalacji fotowoltaicznej

B.4. Uwarunkowania formalnoprawne

B.5. Lokalizacja

B.6. Ochrona środowiska

B.7. Warunki przyłączenia do sieci dystrybucyjnej/przesyłowej

B.7.1. Procedura przyłączenia mikroinstalacji o mocy zainstalowanej mniejszej od mocy przyłączeniowej

B.7.2. Procedura przyłączenia mikroinstalacji o mocy zainstalowanej większej od mocy przyłączeniowej

B.7.3. Procedura przyłączenia małej instalacji OZE oraz instalacji o mocy zainstalowanej większej niż 500 kW

B.8. Proces budowlany

Literatura

Załącznik C. Przykładowy program funkcjonalno-użytkowy instalacji fotowoltaicznej o mocy 500 kWp

C.1. Część opisowa

C.1.1. Opis ogólny przedmiotu zamówienia

C.1.2. Opis wymagań

C.2. Część informacyjna programu funkcjonalno-użytkowego

C.2.1. Dokumenty potwierdzające zgodność zamierzenia budowlanego z wymaganiami wynikającymi z odrębnych przepisów

C.2.2. Oświadczenie zamawiającego stwierdzające jego prawo do dysponowania nieruchomością na cele budowlane

C.2.3. Wykaz załączników

Literatura

Załącznik D. Klaster Energii „Wirtualna Zielona Elektrownia Ochotnica”

Literatura

Załącznik E. Badania falowników fotowoltaicznych

Literatura

Załącznik F. Kryteria przyłączenia RZE do sieci zasilającej

Literatura

Przypisy

Pozostałe rozdziały dostępne w pełnej wersji e-booka.

Wprowadzenie

Dynamiczny rozwój rozproszonych zasobów energetycznych (źródeł i magazynów energii) oparty jest w głównej mierze na instalacjach foltowoltaicznych połączonych z siecią elektroenergetyczną. To jedno z niewielu źródeł energii, które w powszechnej opinii jest instalowane niemal wszędzie, a jego moc może się zmieniać w przedziale od pojedynczych watów do tysięcy megawatów. Malejąca cena, relatywna łatwość budowy instalacji PV, korzyści ekonomiczne wynikające z ich eksploatacji w połączenia z istniejącymi systemami wsparcia sprawiają, że zainteresowanie inwestorów, także tych małych, prosumenckich, oraz deweloperów rozwojem instalacji fotowoltaicznych nie słabnie. W ostatnich latach w Polsce współczynnik wzrostu sumarycznej mocy elektrowni słonecznych liczony rok do roku wynosi prawie dwa, a prognozy wskazują na możliwość zwiększenia tej wartości.

Nie można jednak zapominać, że przyłączanie do publicznej sieci zasilającej elektrowni PV (w niniejszej pracy nie są rozważane instalacje PV typu off-grid), oprócz niewątpliwych korzyści, rodzi szereg problemów technicznych. Ich rozwiązanie wymaga często dodatkowych nakładów zarówno po stronie inwestora, jak i znacznie częściej po stronie energetyki zawodowej. Świadomość tych problemów oraz projektowanie instalacji PV w sposób zgodny z istniejącym stanem wiedzy technicznej i dobrą inżynierska praktyką pozwolą znacząco zmniejszyć ten dodatkowy koszt. Tej tematyce w największym stopniu (choć niewyłącznie) poświęcona jest monografia.

Niniejsza praca powstała w ramach projektu pt. Rozwój energetyki rozproszonej w klastrach energii (KlastER) (www.er.agh.edu.pl) współfinansowanego ze środków Narodowego Centrum Badań i Rozwoju w ramach programu badań naukowych i prac rozwojowych Społeczny i gospodarczy rozwój Polski w warunkach globalizujących się rynków GOSPOSTRATEG/umowa nr Gospostrateg1/385085/21/NCBR/19.

Jednym z działań przeprowadzonych w ramach projektu KlastER była identyfikacja uwarunkowań i barier technicznych, prawnych, ekonomicznych i społecznych rozwoju energetyki rozproszonej. Z badań tych jednoznacznie wynika, że jednym z najważniejszych technicznych czynników warunkujących rozwój energetyki rozproszonej są zagadnienia jakości dostawy energii elektrycznej oraz deficyt wiedzy w tym obszarze. Konstatacja tych faktów była głównym czynnikiem motywującym powstanie tej książki.

Autorzy mają nadzieję, że treść niniejszej pracy pobudzi czytelników i być może skłoni część z nich do dalszych dociekań w obszarze określonym tytułem.

Autorzy

Kraków, styczeń 2023 r.

1. Rozwój rozproszonych źródeł energii

Łukasz TOPOLSKI

Europejska energetyka podlega głębokiej transformacji. Ten proces w największym stopniu jest kształtowany przez:

•  zachodzące zmiany klimatu wynikające ze spalania paliw kopalnych oraz działalności rolniczej, związaną z tym emisją gazów cieplarnianych do atmosfery (CO_2, CH_4, N_2O), postępujący wzrost średniej temperatury na Ziemi oraz występujące ekstremalne zjawiska atmosferyczne [1.31, 1.48];

•  wdrażanie europejskiego rynku energii, w tym zmiany struktury źródeł wytwarzających energię elektryczną pod kątem uzyskania neutralności emisyjnej w perspektywie roku 2050;

•  efektywne i bezpieczne funkcjonowanie połączonych systemów elektroenergetycznych w Europie, systemów opartych na źródłach wytwórczych wykorzystujących czyste technologie i wspierających dekarbonizację europejskiej gospodarki.

Z faktów tych jednoznacznie wynika, że rozwój energetyki rozproszonej (w tym odnawialnej, lecz nie tylko) jest nieunikniony. Przedmiotem rozważań może być jedynie tempo tego procesu. Jest on motywowany zarówno europejską, jak i krajową polityką energetyczną, ale także obiektywnymi czynnikami sprzyjającymi poprawie efektywności energetycznej w skali pojedynczych gospodarstw domowych, lokalnych społeczności i smart city, rozwojem transportu elektrycznego, zarówno publicznego, jak i – w jeszcze większym stopniu – prywatnego, „pasywnym” budownictwem itp. Proces ten jest i będzie kształtowany przez postępujące zmiany demograficzne. W centrum transformacji energetyki stoi obecnie świadomy odbiorca wyznaczający jej kierunki i decydujący o skali tego procesu, wyposażony w nowe narzędzia i możliwości, mający nowe oczekiwania np., z jakich źródeł energia ma pochodzić. Sam, w oparciu o własny rachunek ekonomiczny, podejmuje decyzję o inwestowaniu w coraz tańsze źródła energii (np. instalacje fotowoltaiczne (PV), pompy cieplne). To czynnik o ogromnym, nie zawsze docenianym znaczeniu.

1.1. Definicja rozproszonych źródeł energii

Rozproszone źródła energii (RZE) to bardzo szerokie pojęcie. Ich istotą jest naturalnie rozproszenie, czyli fizyczne usytuowanie w wielu miejscach. Nieujęty w nazwie, ale w pewnym sensie domyślny, jest element związany z relatywnie niewielką mocą tych źródeł. Zamiennie stosuje się także termin generacja rozproszona lub wytwarzanie rozproszone. W niektórych krajach funkcjonuje pojęcie generacji zdecentralizowanej, wskazujące na charakter rynku niewielkich wytwórców [1.1]. Często pojawia się określenie rozproszone zasoby energetyczne, które oprócz źródeł obejmuje także magazyny energii i układy sterowania konsumpcją energii.

Generacja rozproszona definiowana jest przez polskich ekspertów rynku energii jako wytwarzanie w małych źródłach wytwórczych, o maksymalnej mocy od 50 kW do 150 MW, przyłączonych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnych lub sieci wewnętrznych zakładów przemysłowych [1.43].

Zgodnie z definicją opracowaną przez CIGRE (Conseil International des Grands Réseaux Électriques) ten typ generacji dotyczy wszystkich jednostek wytwórczych o mocy od 50 do 100 MW [1.2]. Jest to definicja wypracowana wspólnie przez wszystkie komitety CIGRE. Dodatkowo autorzy definicji wskazują, że w ramach generacji rozproszonej mowa jest o źródłach, których rozwój nie jest planowany centralnie, które nie podlegają centralnej dyspozycji mocy i są przyłączone najczęściej do sieci dystrybucyjnych [1.43]. Najbardziej skrótową definicją byłoby więc określenie: generacja rozproszona to źródła współpracujące z siecią dystrybucyjną lub bezpośrednio zasilające odbiorcę, a więc lokalne.

W niektórych definicjach można spotkać próby doprecyzowania generacji rozproszonej z mocą jednostkową przyjętą jako kryterium, często inną niż w definicji CIGRE. Na przykład Międzynarodowa Agencja Energii (International Energy Agency, IEA) określa moc znamionową źródeł rozproszonych w przedziale od 1 do 50 MW. Dotyczy to także technologii wspieranych, takich jak OZE i kogeneracja. Dla porównania, limit mocy generacji rozproszonej w Wielkiej Brytanii ustalono na 100 MW, w Stanach Zjednoczonych 50 MW, w Nowej Zelandii 5 MW i 1,5 MW w Szwecji[1]. Istotna dla rozproszenia jest także teoretyczna możliwość przyłączenia źródła w dowolnym punkcie systemu elektroenergetycznego.

Komisja Europejska stworzyła własną definicję generacji rozproszonej, określając ją jako „zintegrowane lub autonomiczne wykorzystanie małych, modularnych źródeł energii elektrycznej przez przedsiębiorstwa energetyczne, klientów przedsiębiorstw energetycznych i prywatnych użytkowników lub też inne strony trzecie w zastosowaniach przynoszących korzyści systemowi elektroenergetycznemu, wybranym elementom instalacji użytkowania końcowego lub też obydwu tym stronom” [1.1].

Mimo że nadal brakuje uniwersalnej, powszechnie akceptowanej definicji, można wskazać kilka istotnych niebudzących kontrowersji wyróżników tej formy wytwarzania energii [1.1]:

1.  Moc elektrowni – źródła rozproszone są to elektrownie o mocy do maksymalnie 50–150 MW. Co istotne, moc ta dotyczy całego zespołu wytwórczego. W przypadku wielu niewielkich źródeł agregowanych na poziomie np. zakładu przemysłowego mówimy o jednym źródle rozproszonym o łącznej mocy wszystkich generatorów.

2.  Technologia wytwarzania – w generacji rozproszonej nie ma tu ograniczenia; w ramach tej kategorii można rozpatrywać zarówno źródła odnawialne (np. wiatr, woda, słońce, biomasa), źródła kogeneracyjne (gaz ziemny, węgiel), jak i źródła stricte rezerwowe, zasilane paliwem płynnym.

3.  Lokalizacja – dopuszcza się możliwość usytuowania źródła rozproszonego na terenie zakładu przemysłowego, wewnątrz sieci odbiorcy. W konsekwencji źródło rozproszone nie musi mieć wydzielonej infrastruktury pomiarowej, aby spełnić wymagania tej klasyfikacji. Mimo to pomiar energii wprowadzanej do sieci jest niewątpliwie istotny przy wykorzystaniu generacji rozproszonej na rzecz krajowego systemu elektroenergetycznego.

W kilku krajach istnieją dodatkowe kryteria klasyfikacji RZE. Na przykład w Szwecji w specjalny sposób traktuje się mikrogenerację (poziom wytwarzania do 1,5 MW) [1.1]. Elektrownia wiatrowa składająca się ze 100 turbin, każda o mocy do 1,5 MW, jest zgodnie ze szwedzką definicją traktowana jako rozproszone źródło energii, ponieważ według szwedzkiego prawa energetycznego nie moc łączna, lecz moc poszczególnych jednostek decyduje o tym, czy daną elektrownię zalicza się do generacji rozproszonej czy też nie.

Dostępne dane opisujące rozwój energetyki rozproszonej dotyczą prawie wyłącznie odnawialnych źródeł energii, traktując wzrost ich udziału w miksie energetycznym jako cel główny.

1.2. Rozproszone źródła energii w świecie

Z pewnością ilość energii wyprodukowanej w OZE wzrośnie bardzo znacząco w ciągu najbliższych lat. Potencjalny wzrost jest promowany przez liczne inicjatywy, w tym ramową konwencję Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate Change, 1992 [1.26]), protokół z Kioto (1997, [1.27]) czy porozumienie paryskie (2015, [1.28, 1.40]). Aby spowolnić tempo średniego wzrostu temperatury na Ziemi, podczas paryskiego szczytu klimatycznego w 2015 roku uzgodniono cele walki z tym zjawiskiem. Jednymi z najważniejszych są: utrzymanie średniego wzrostu temperatury na Ziemi na poziomie znacznie poniżej 2˚C w porównaniu z czasami przedindustrialnymi oraz dążenie, aby wzrost ten nie przekroczył 1,5˚C [1.10, 1.32, 1.36]. Ostatni warunek wiąże się z redukcją globalnych emisji gazów cieplarnianych o połowę do 2030 roku oraz osiągnieciem do 2050 roku zerowych globalnych emisji netto przez kraje, które ratyfikowały porozumienie paryskie. Przedstawiono to w specjalnych raportach wydanych przez UNFCCC oraz IEA [1.39, 1.48]. Raporty te proponują również działania, które muszą zostać podjęte w ujęciu globalnym przy jednoczesnym zapewnieniu ciągłych i przystępnych cenowo dostaw energii oraz zagwarantowaniu silnego wzrostu gospodarczego.

Pierwszy z raportów opracowanych przez UNFCCC [1.48] mówi o konieczności zwiększenia do 2030 roku udziału OZE w wytwarzaniu energii elektrycznej do 8 000 GW z 2 799 GW (w 2020 roku), oraz o konieczności ograniczenia wytwarzania energii elektrycznej z paliw kopalnych o połowę do 2030 roku. Pozwoli to utrzymać właściwą ścieżkę do osiągniecia zerowych globalnych emisji netto gazów cieplarnianych w 2050 roku. Raport wskazuje również, że roczne światowe koszty transformacji energetycznej powinny wzrosnąć z 3,4 biliona USD do 4,4 biliona USD w celu osiągnięcia neutralności klimatycznej w 2050 roku.

Raport przygotowany przez IEA [1.39] wskazuje na konieczność zwiększania globalnego rocznego przyrostu mocy instalacji fotowoltaicznych (PV) z 135 GW (w 2020 roku) do 633 GW w 2030 roku (w latach 2030–2050 przyrost ten powinien zostać utrzymany). Zakłada również, że w 2050 roku instalacje PV będą dominującą technologią wytwarzania energii z OZE. W 2050 roku 90% globalnej produkcji energii elektrycznej ma pochodzić ze źródeł odnawialnych, w tym 70% ma stanowić produkcja energii elektrycznej z instalacji PV oraz farm wiatrowych. Raport wskazuje także na konieczność zwiększania środków inwestycyjnych na rozwój sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Roczne wydatki na ten cel powinny ulegać sukcesywnemu zwiększaniu z 260 miliardów (w 2020 r.) USD do 820 miliardów USD w 2030 roku.

W celu osiągnięcia zerowych emisji netto w 2050 roku średnie roczne moce instalowane na świecie w OZE w latach 2021–2026 powinny wzrosnąć z około 300 GW (scenariusz główny) do około 550 GW (rys. 1.1). Aby przybliżyć się do realizacji tego celu, łączna moc zainstalowana w OZE powinna na koniec 2026 roku przekroczyć 6 000 GW. IEA prognozuje również, że nawet w przypadku scenariusza „przyspieszonego”, który zakłada, że poszczególne kraje wprowadzą jeszcze większe ułatwienia dla inwestowania w OZE, nie będzie możliwe osiągniecie poziomu mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach niezbędnej dla realizacji celu zerowej emisji netto w 2050 roku. Powodem będą między innymi ograniczenia techniczne istniejące w sieciach elektroenergetycznych [1.19].

Aby wywiązać się ze swoich zobowiązań, wiele krajów wyznaczyło cele i metody stymulowania rozwoju i integracji energii odnawialnej z systemem elektrycznym [1.44]. Ponadto postęp w zakresie technologii i inżynierii w obszarze energetyki odnawialnej znacznie zwiększył inwestycje w czystą energię, pomagając we wdrażaniu OZE [1.47]. Ich udział znacząco wzrósł pod względem zainstalowanej mocy i wyprodukowanej energii, przy czym inwestycje w energię odnawialną w sektorze energetycznym od dawna przewyższają inwestycje netto w elektrownie na paliwa kopalne [1.44].

Rys. 1.1. Średnie roczne przyrosty mocy oraz skumulowane moce zainstalowane w OZE na świecie dla różnych scenariuszy ich rozwoju w latach 2009–2026 (od 2021 roku – prognoza IEA według scenariusza głównego oraz przyspieszonego) [1.19, 1.39]

Krajem, który z pewnością zajmuje jedno z pierwszych miejsce na świecie pod względem udziału energii z OZE, jest Islandia (100%, dominacja elektrowni wodnych i geotermii), podobnie jak Nowa Zelandia [1.7].

Znaczący udział energii z OZE w miksie energetycznym występuje w bardzo wielu krajach, np. w Brazylii (dominacja elektrowni wodnych [1.5]), Norwegii (elektrownie wodne [1.5]), w Nepalu (elektrownie wodne oraz w małym stopniu elektrownie oparte na generatorach z silnikiem Diesla i różne paliwa płynne), w Kanadzie (OZE – woda, wiatr, biomasa i słońce, także energetyka jądrowa [1.9]). Ciekawostką jest Tokelau na Południowym Pacyfiku, które ma 100% energii z instalacji PV.

Rys. 1.2. Skumulowane moce instalacji PV na świecie w latach 2009–2026 (od 2021 roku – prognoza IEA według scenariusza głównego) [1.19]

Na rysunku 1.2 przedstawiono skumulowany wykres mocy instalacji PV na świecie w latach 2009–2020 (dane historyczne) oraz latach 2021–2026 (dane na podstawie przyjętego przez IEA scenariusza głównego) w podziale na rodzaje instalacji PV. W 2020 roku łączna moc zainstalowana dużych instalacji PV wyniosła 422 GW, mikroinstalacji PV – 103 GW, instalacji PV typu „off-grid” – 5,5 GW oraz małych instalacji PV – 208 GW. Według scenariusza głównego IEA, spodziewana łączna moc zainstalowana wszystkich rodzajów instalacji PV na koniec 2026 roku powinna wzrosnąć ponad dwukrotnie. Pomimo dużej prognozowanej dynamiki wzrostu instalacji PV w scenariuszu głównym, nie spowoduje ona jednak spełnienia do końca 2026 roku celu scenariusza osiągnięcia zerowej emisji netto w 2050 roku.

Pod koniec 2012 roku, a więc 58 lat po prezentacji pierwszych krzemowych ogniw słonecznych w Bell Labs (w 1954 r.), łączna moc zainstalowanych instalacji fotowoltaicznych osiągnęła 100 GW. Po kolejnych pięciu latach roczny przyrost mocy tych instalacji przekroczył 100 GW (w 2017 roku), a w 2019 roku blisko 120 GW. W tym samym roku łączna skumulowana moc osiągnęła poziom 635 GW, a liczba krajów z przyrostem ponad 1 GW rocznie wzrosła do 18 [1.40]. Największe przyrosty mocy instalacji PV występują w Chinach, Stanach Zjednoczonych, Europie oraz w Indiach (rys. 1.3).

Rys. 1.3. Przyrosty mocy instalacji PV w poszczególnych regionach świata w latach 2015–2026 (w latach 2021–2026 – prognoza IEA według scenariusza głównego oraz przyspieszonego) [1.19]

W latach 2015–2020 przyrost mocy instalacji PV wyniósł: w Chinach – 225 GW, w Stanach Zjednoczonych – 76 GW, w Europie – 72 GW oraz w Indiach – 38 GW. Według prognoz IEA w latach 2021–2026 w Chinach trend wzrostowy utrzyma się, stanowiąc, w zależności od scenariusza, od 58% do 64% sumy przyrostów, jakie będą notowane w pozostałych krajach i regionach na świecie. Ponadto, jak dodaje w swoich analizach IEA [1.19], instalacje PV już odpowiadają za prawie 60% rocznych przyrostów mocy instalowanej w OZE na świecie. Za intensywny wzrost mocy instalacji PV odpowiada przyjazna polityka wspierająca ich rozwój i stymulująca budowę małych instalacji PV oraz mikroinstalacji PV [1.19]. Tradycyjne rządowe programy motywacyjne w postaci dopłat bezpośrednich, taryf gwarantowanych lub net-meteringu są już ograniczane. Zyskują na znaczeniu programy przetargowe lub standardy portfela energii odnawialnej (ang. renewable portfolio standards, RPS) z umowami zakupu energii, czyniące decyzje inwestycyjne w instalacje PV bardziej rynkowymi.

Tabela 1.1. Światowe scenariusze skumulowanych mocy elektrycznych instalacji fotowoltaicznych do 2040 (na podstawie [1.40])

Rok

2022

[GW]

2025 [GW]

2030 [GW]

2040 [GW]

Greenpeace (zaawansowany ewolucyjny scenariusz)

844

2000

3725

6678

Energy Watch Group with Lappeenranta University of Technology (LUT) 100% RES Power 2017

1168

3513

6980

13 805

LUT 100% Energy

1097

1628

12 951

30 531

Bloomberg New Energy Finance NEO 2019

795

1435

2440

5044

IRENA 2019 scenariusz referencyjny*

514

1020

2017

3122

IRENA 2019 scenariusz REmap*

583

1358

3151

5761

International Energy Agency New Policy Scenario 2016

481

715

949

1405

International Energy Agency 450ppm Scenario 2016**

517

814

1278

2108

International Energy Agency Stated Policy Scenario 2019

655

1309

1866

3142

International Energy Agency Sustainable Development Scenario 2019***

650

1277

2537

4815

* Wartości 2020 i 2025 są interpolowane, ponieważ w materiałach źródłowych podano tylko wartości 2016, 2030 i 2040.

** Wartość dla roku 2025 jest interpolowana, ponieważ w materiałach źródłowych podano tylko wartości 2020, 2030 i 2040.

*** Wartość dla roku 2025 jest interpolowana, ponieważ w materiałach źródłowych podano tylko wartości 2018, 2030 i 2040.

Malejące koszty wytwarzania energii elektrycznej z energii słonecznej i potencjał dalszej ich redukcji oraz wykorzystanie lokalnych systemów jej magazynowania będą z pewnością napędzać rozwój instalacji PV w nadchodzących dziesięcioleciach. Jak bardzo – odpowiedź na to pytanie jest bardzo trudna, gdyż zależy to od wielu czynników, w tym w szczególności od sytuacji po pandemii i od przebiegu wojny na Ukrainie. Do publikowanych prognoz należy podchodzić z dużą ostrożnością, bowiem w zależności od przyjętych założeń wstępnych i analiz różnią się one niekiedy znacząco – patrz tabela 1.1. Mimo to wszystkie scenariusze wskazują na ogromny potencjał wzrostu energii ze źródeł PV. Równocześnie nadal istnieje szereg barier, począwszy od percepcji społecznej, uwarunkowań prawnych i regulacyjnych, a także ograniczeń technicznych istniejących systemów przesyłowych i dystrybucyjnych itp., które mogą ten proces znacząco spowolnić.

1.3. Rozproszone źródła energii w Europie

Cele oraz kierunki transformacji energetycznej Unii Europejskiej (UE), jak również krajów niebędących częścią UE, takich jak Wielka Brytania, Szwajcaria oraz Norwegia, są zbieżne ze światową polityką klimatyczno-energetyczną. UE inicjuje badania na rzecz przeciwdziałania zmianom klimatu od ponad 20 lat – począwszy od 2000 roku, kiedy to Komisja Europejska utworzyła pierwszy europejski program na rzecz zmian klimatu [1.12]. Jego celem było zbadanie potencjału redukcji emisji gazów cieplarnianych w różnych sektorach gospodarki w oparciu o analizę kosztów i korzyści, a także wpływ zmniejszenia emisji na inne obszary, takie jak bezpieczeństwo energetyczne oraz jakość powietrza. W następnych latach powstawały kolejne programy oraz inicjatywy klimatyczno-energetyczne, z których do najważniejszych należy zaliczyć:

a)  Pakiet klimatyczno-energetyczny do 2020 roku (znany również jako polityka 3x20). Pakiet ten wszedł w życie w 2009 roku i zawierał trzy kluczowe cele do osiągnięcia przez gospodarkę UE do 2020 roku tj. redukcję o 20% emisji gazów cieplarnianych (w porównaniu do 1990 roku), 20% udziału energii z OZE oraz 20% wzrostu efektywności energetycznej zużycia energii końcowej i pierwotnej [1.13]. Każdy z krajów został zobowiązany do realizacji indywidualnego celu. Wszystkie krajowe cele składały się na cel na poziomie unijnym.

b)  Ramy polityki klimatyczno-energetycznej do roku 2030. W ramach tej polityki UE ustanowiła cele na lata 2021–2030, które obejmowały osiągniecie w 2030 roku redukcji emisji gazów cieplarnianych do 40% (w porównaniu do 1990 roku), zwiększenie udziału energii z OZE do 32% oraz efektywności energetycznej zużycia energii końcowej i pierwotnej do 32,5% [1.14].

c)  Europejski Zielony Ład. Program zakłada osiągnięcie przez UE do 2050 roku neutralności klimatycznej tj. zerowych (netto) emisji gazów cieplarnianych oraz realizację celu pośredniego –redukcję emisji o 55% (w porównaniu do 1990 roku) w 2030 roku (realizacja celu pośredniego jest częścią pakietu legislacyjnego oraz propozycji poprawek do istniejących regulacji prawnych o nazwie „Gotowi na 55” (ang. Fit for 55) [1.11]). Dodatkowymi celami programu jest udzielenie pomocy firmom europejskim w osiągnięciu pozycji światowych liderów w dziedzinie „czystych” produktów i technologii oraz zapewnienie sprawiedliwej i sprzyjającej aktywności społecznej transformacji energetycznej. Założenia Europejskiego Zielonego Ładu zostały wpisane do rozporządzenia o europejskim prawie klimatycznym, które weszło w życie w lipcu 2021 roku. W celu realizacji powyższych celów Europejski Zielony Ład zakłada mi.in. zwiększenie udziału energii z OZE do 40% oraz zwiększenie efektywności energetycznej zużycia energii końcowej i pierwotnej do 36–39% [1.15]. Nowe propozycje zwiększenia udziału energii z OZE oraz efektywności energetycznej wymagają akceptacji przez poszczególne państwa członkowskie oraz Parlament Europejski, dlatego najwcześniej mogą one wejść w życie w 2024 roku.

Rysunek 1.4 przedstawia procentowy udział wykorzystania OZE w różnych sektorach w UE w latach 2004–2020. Jak można zauważyć, w 2020 roku został spełniony cel pakietu klimatyczno-energetycznego do 2020 roku w zakresie udziału energii z OZE, który dla UE wyniósł 22,1% (celem było co najmniej 20%). Największy udział energii z OZE odnotowano dla produkcji energii elektrycznej, który wyniósł 37,5%, a najmniejszy udział energii z OZE odnotowano w transporcie – 10,2%.

Rys. 1.4. Procentowy udział OZE w różnych sektorach w UE w latach 2004–2020 roku [1.16]

Zdecydowana większość krajów UE przekroczyła lub osiągnęła swoje indywidualne cele dotyczące energii pozyskanej z OZE w 2020 roku (rys. 1.5).

Rys. 1.5. Udział energii pozyskanej z OZE oraz cele dla poszczególnych krajów UE w 2020 roku (w przypadku Grecji dane nie zostały zweryfikowane) [1.17]

Krajami o największym udziale są Islandia, Norwegia oraz Szwecja. Z kolei krajami o najmniejszym udziale energii pozyskanej z OZE są Malta, Luksemburg oraz Belgia. Jedynym krajem, który nie osiągnął celu jest Francja, dla której udział energii pozyskanej z OZE wyniósł 19,1% przy celu wynoszącym 23%. W przypadku Polski w udziale energii pozyskanej z OZE uwzględniono statystyczne dane dotyczące wykorzystania energii ze stałej biomasy, w związku z czym udział energii pozyskanej z OZE wzrósł o ponad 3% (dla Polski cel udziału energii z OZE na 2020 rok wynosił 15%).

Na rysunku 1.6 przedstawiono skumulowany wykres mocy instalacji PV w UE w latach 2009–2020 (dane historyczne) oraz latach 2021–2026 (dane na podstawie przyjętego przez IEA scenariusza głównego) w podziale na rodzaje instalacji PV. W 2020 roku łączna moc zainstalowana dużych instalacji PV w UE wyniosła 41,5 GW, mikroinstalacji PV – 30,3 GW, instalacji PV typu „off-grid” – 0,4 GW oraz małych instalacji PV – 64,6 GW. Według scenariusza głównego przedstawionego przez IEA, na koniec 2026 roku spodziewana moc dużych instalacji PV powinna wzrosnąć niemal trzykrotnie, mikroinstalacji PV niemal dwukrotnie, instalacji PV typu „off-grid” ponad dwukrotnie, a małych instalacji PV niemal dwukrotnie.

Rys. 1.6. Skumulowane moce instalacji PV w UE w latach 2009–2026 (od 2021 roku – prognoza IEA według scenariusza głównego) [1.19]

Ciekawe trendy rozwoju różnych technologii RZE można zaobserwować w Niemczech. W pierwszej dekadzie obecnego wieku wystąpił silny przyrost mocy w lądowych elektrowniach wiatrowych (rys. 1.7). Obecnie – i jak można przypuszczać, ten trend utrzyma się w najbliższej przyszłości – przyrost ten zdecydowanie zmalał na rzecz wiatrowej energetyki morskiej, co nie będzie miało znaczącego wpływu na rozwój sieci dystrybucyjnych. Rośnie natomiast moc źródeł fotowoltaicznych (szczególnie instalowanych na dachach), co można uznać za trend trwały w okresie najbliższej dekady[2].

Rys. 1.7. Rozwój RZE w Niemczech [1.6]

1.4. Rozproszone źródła energii w Polsce

Cele oraz kierunki transformacji energetycznej w Polsce są zbieżne ze światową oraz europejską polityką klimatyczno-energetyczną. Przestawienie polskiej gospodarki na gospodarkę niskoemisyjną, a następnie zeroemisyjną będzie wymagać znacznych nakładów finansowych (a także czasu), oraz dużo większych inwestycji niż w przypadku krajów, które charakteryzują się znacznie wyższym udziałem energii pozyskiwanej z OZE oraz z innych niskoemisyjnych źródeł np. energii jądrowej[3]. Aby zobrazować, jak ogromne zadanie czeka Polską gospodarkę, na rysunku 1.8 przedstawiono strukturę produkcji energii elektrycznej w Polsce w 2020 roku, a na rysunku 1.9 dla porównania struktury produkcji energii elektrycznej w Niemczech oraz Francji, dwóch państw z największym udziałem PKB w UE.

Rys. 1.8. Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce w 2020 roku [1.18]

Rys. 1.9. Struktura produkcji energii elektrycznej w Niemczech oraz Francji w 2020 roku [1.18]

W Polsce w 2020 roku ponad 80% energii elektrycznej zostało wyprodukowane z wykorzystaniem paliw kopalnych, a tylko 18,4% z OZE oraz biopaliw. W Niemczech w tym samym czasie nieco ponad 56% energii elektrycznej pochodziło z OZE oraz energetyki jądrowej, a we Francji było to aż ponad 90% (rys. 1.9). Trzecią największą gospodarką w UE są Włochy, dla których w 2020 roku udział produkcji energii elektrycznej z OZE stanowił nieco ponad 42%, co odpowiadało produkcji prawie 119 TWh [1.18]. Biorąc pod uwagę powyższe informacje oraz fakt, że udział węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej na tle pozostałych krajów UE jest największy w Polsce [1.20], widać wyraźnie, jak długą drogę musi przebyć polska gospodarka, aby stać się niskoemisyjna, nie wspominając o osiągnięciu neutralności klimatycznej w 2050 roku.

Aby Polska mogła zrealizować w 2030 roku cel redukcji emisji o 55%, zmianie powinna ulec struktura wytwarzania energii. Wyniki przykładowej analizy uwzględniającej zapotrzebowanie na energię sektorów związanych z energetyką, przemysłem, budownictwem oraz transportem przedstawiono na rysunku 1.10 [1.37].

Rys. 1.10. Struktura konsumpcji energii pochodzącej z różnych źródeł (w TWh) w Polsce z uwzględnieniem zapotrzebowania w energetyce, przemyśle, budownictwie i transporcie w 2019 roku oraz w 2030 roku, przy założeniu redukcji emisji o 55% [1.37]

Zdaniem autorów analizy ze Wspólnego Centrum Badawczego Komisji Europejskiej (European Commission’s Joint Research Centre, JRC) [1.37] wymaga to redukcji wykorzystania węgla o niemal 60% oraz ropy o 26% w porównaniu do stanu w 2019 roku. Oczekiwane jest natomiast zwiększenie udziałów wykorzystania zużycia gazu o niemal 25%, biopaliw o 13% oraz energii z wiatru o ponad 293%. Ponadto polska gospodarka powinna zużywać 52 TWh energii, wykorzystując energię słoneczną i geotermalną. Co równie istotne, według analiz JRC łączne zużycie energii przez polską gospodarkę powinno zmniejszyć się w 2030 roku o 21% (z 1 214 TWh do 961 TWh), co wiąże się ze znacznym podniesieniem efektywności energetycznej w konsumpcji energii końcowej i pierwotnej.

W celu zmierzenia się z unijnymi celami klimatycznymi Polska w ostatnich lat wypracowała kilka strategicznych dokumentów, które określają kierunki transformacji energetycznej na miarę aktualnych możliwości. Do najważniejszych z nich można zaliczyć:

a)  Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku [1.21]. Jest to dokument z 2009 roku, który zakładał:

• uruchomienie pierwszego bloku elektrowni jądrowej do 2020 roku oraz dwóch kolejnych do 2030 roku o całkowitej mocy brutto wynoszącej 4 800 MW, które zaspokajałaby ponad 10% zapotrzebowania na energię elektryczną w 2030 roku;

• osiągnięcie udziału 15% energii z OZE w ogólnym zużyciu energii w 2020 roku;

• ograniczenie emisji CO_2 z około 332 mln ton w 2006 roku do około 280 mln ton w 2020 roku przy zachowaniu wysokiego bezpieczeństwa energetycznego.

Ponadto zakładano, że produkcja energii elektrycznej brutto z OZE w 2020 roku powinna wynieść 18,4% (31 TWh), a w roku 2030 – 18,2%, co będzie równoważne produkcji energii elektrycznej w wysokości 39,5 TWh. W przypadku instalacji PV prognozowana ich sumaryczna moc zainstalowana w 2020 roku miała wynieść 2 MW, a w 2030 roku – 32 MW. W dokumencie podkreślano także, że osiągnięcie udziału 20% energii z OZE w ogólnym zużyciu energii w 2030 roku będzie niemożliwe ze względu na naturalne ograniczenia tempa rozwoju tych źródeł.

b)  Strategia Rozwoju Kraju 2020 [1.22]. Jest to dokument z 2012 roku, który określa m.in. główne kierunki zmian sektora energetycznego, do których zalicza się: działania w zakresie zwiększania efektywności energetycznej wykorzystania energii pierwotnej, modernizację i rozbudowę sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego przy jednoczesnej dywersyfikacji dostaw paliw i energii poprzez m.in. budowę elektrowni jądrowej, promowanie rozwoju energetyki rozproszonej w celu zwiększenia do 15% udziału energii z OZE w ogólnym zużyciu energii w Polsce w 2020 roku.

c)  Polska 2030 Trzecia Fala Nowoczesności. Długookresowa Strategia Rozwoju Kraju [1.29]. Dokument z 2013 roku, w którym można m.in. znaleźć informacje o tym, że wykorzystanie własnych zasobów węgla będzie kluczowe dla zachowania bezpieczeństwa energetycznego, a udział węgla w ogólnym bilansie energetycznym kraju w 2030 roku będzie stanowił około 50–60%. Ponadto w celu spełnienia wymogów UE w zakresie redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju konieczne jest wdrożenie programu energetyki jądrowej, według którego ostatni blok elektrowni jądrowej powinien zostać przyłączony do sieci około 2030 roku. Ponadto, zgodnie z celami polityki klimatyczno-energetycznej UE dla Polski, w 2020 roku 19% produkcji energii elektrycznej miało pochodzić z OZE.

d)  Strategia na Rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju do roku 2020 (z perspektywą do 2030 r.) [1.46]. Dokument z 2017 roku, w którym zawarto m.in. deklarację realizacji celów UE 3x20. W dalszej perspektywie (w domyśle po 2020 roku) Polska zobowiązuje się realizować cele ustalone w porozumieniu paryskim z 2015 roku. Jednocześnie podkreślono, że w celu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju konieczna jest odbudowa potencjału wytwórczego źródeł wytwarzania opartych na dostępnych w kraju surowcach w stopniu umożliwiającym zaspokojenie popytu. Wspomniano także o kontynuowaniu prac nad programem polskiej energetyki jądrowej.

e)  Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku [1.24]. Jest to najnowszy dokument (z 2021 roku) wyznaczający kierunki transformacji Polskiej energetyki, odnoszący się do obecnych unijnych celów w zakresie ochrony klimatu. W dokumencie tym Polska wyraziła poparcie dla realizacji unijnych celów klimatycznych, wskazano na trudny punkt startowy polskiej transformacji oraz jej społeczno-ekonomiczne uwarunkowania. W dokumencie tym szacuje się, że transformacja energetyczna będzie wymagała poniesienia nakładów inwestycyjnych w latach 2021–2040 w wysokości około 1 600 mld zł, z czego 80% zostanie przeznaczone na budowę OZE oraz energetyki jądrowej. W dokumencie założono:

• osiągnięcie do 2030 roku co najmniej 23% udziału energii z OZE w końcowym zużyciu energii brutto oraz nie mniej niż 32% udziału OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej (głównie pochodzącej z elektrowni wiatrowych oraz fotowoltaicznych),

• osiągnięcie do 2030 roku udziału wytwarzania energii elektrycznej z węgla nieprzekraczającego 56%,

• osiągnięcie do 2030 roku redukcji emisji gazów cieplarnianych o 30% (w stosunku do 1990 roku),

• osiągnięcie do 2030 roku całkowitej mocy instalacji PV w wysokości 5–7 GW oraz 10–16 GW do 2040 roku,

• uruchomienie w 2033 roku pierwszego bloku elektrowni jądrowej o mocy 1–1,6 GW oraz budowę kolejnych bloków (w sumie sześciu) co 2–3 lata,

• wzrost w 2030 roku efektywności energetycznej poprzez redukcję zużycia energii pierwotnej o 23% w odniesieniu do zużycia w 2020 roku.

Rys. 1.11. Procentowy udział OZE w różnych sektorach gospodarki Polski w latach 2004–2020 roku [1.17]

Rysunek 1.11 przedstawia procentowy udział wykorzystania OZE w różnych sektorach gospodarki Polski w latach 2004–2020. Jak widać, w 2020 roku Polska spełniła cel pakietu klimatyczno-energetycznego do 2020 roku w zakresie łącznego udziału energii z OZE, który wyniósł 16,1% (celem było uzyskanie co najmniej 15%). Największy udział wykorzystania energii z OZE odnotowano w ciepłownictwie i chłodnictwie – 22,1%, a najmniejszy w transporcie – 6,6%. Udział OZE w wytwarzaniu energii elektrycznej wyniósł 16,2%. Warto zwrócić uwagę, że w Polityce Energetycznej Polski do 2040 roku zakłada się wzrost udziału OZE do co najmniej 32% w roku 2030, co stanowi wzrost o prawie 16% w ciągu 10 lat. Daje to średni wzrost udziału OZE w produkcji energii elektrycznej wynoszący 1,6%/rok.

Na koniec I kwartału 2022 roku, pięciu operatorów systemu dystrybucyjnego (OSD) miało łącznie w zakresie OZE (w tym mikroinstalacji):

•  przyłączonych do sieci – ponad 1 mln 13 tys. źródeł o mocy ponad 19,1 GW,

•  podpisanych umów o przyłączenie dla ponad 4,7 tys. źródeł o mocy powyżej 9,8 GW,

•  wydanych warunków przyłączenia dla ponad 3 tys. źródeł o mocy powyżej 7,7 GW.

Stąd, łącznie w OSD na koniec I kwartału 2022 roku, moc istniejących OZE oraz wynikająca z podpisanych umów o przyłączenie i wydanych warunków przyłączenia to 36,6 GW – dla porównania moc zainstalowanych źródeł w KSE na koniec 2021 roku wynosiła około 47 GW.

Obecnie przyjmuje się, że najwięcej „czystej” energii w Polsce produkuje się w elektrowniach wiatrowych (prawie 50%) i biomasowych (ponad 35%). Wysoki udział w produkcji energii z OZE mają także technologie wodne (ponad 7%) i biogazowe (ponad 5%). Ten trend z pewnością będzie ulegał zmianie na korzyść pomp ciepła i fotowoltaiki [1.41]. Badania ankietowe przeprowadzone w Polsce wskazały na fotowoltaikę jako dominujące źródło w rozwoju energetyki rozproszonej (załącznik A).

Rys. 1.12. Skumulowane moce instalacji PV w Polsce w latach 2009–2026 (od 2021 roku – prognoza IEA według scenariusza głównego) [1.19]

Na rysunku 1.12 przedstawiono skumulowany wykres mocy instalacji PV w Polsce w latach 2009–2020 (dane historyczne) oraz 2021–2026 (dane na podstawie przyjętego przez IEA scenariusza głównego) w podziale na rodzaje instalacji PV. W Polsce w 2020 roku łączna moc zainstalowana dużych instalacji PV wyniosła 0,9 GW, mikroinstalacji PV – 2,7 GW oraz małych instalacji PV – 0,4 GW. Według scenariusza głównego przedstawionego przez IEA na koniec 2026 roku spodziewana moc dużych instalacji PV wzrośnie niemal jedenastokrotnie, mikroinstalacji PV niemal trzykrotnie, a małych instalacji PV – ponad sześciokrotnie. Wyraźnie widać, że w warunkach Polskich udział mikroinstalacji PV jest bardzo duży i w 2020 roku wyniósł on nieco ponad 67% wszystkich instalacji PV. Według prognozy IEA udział mikroinstalacji PV w 2026 roku zmaleje do 40%, za to spodziewany jest dynamiczny rozwój dużych instalacji PV, które w 2020 roku stanowiły nieco ponad 22%, a w 2026 roku będą one stanowiły już 48% wszystkich instalacji PV.

Na rysunku 1.13 przedstawiono skumulowane moce mikroinstalacji PV oraz ich liczbę w latach 2013–2022 (stan na koniec lutego 2022 roku) [1.34].

Rys. 1.13. Wykres skumulowanych mocy oraz liczby mikroinstalacji PV w Polsce w latach 2013–2022 (stan na koniec lutego 2022) [1.34]

W Polsce największa dynamika wzrostu mocy oraz liczby mikroinstalacji PV wystąpiła w 2020 roku – wówczas odnotowano trzykrotny wzrost ich mocy (z prawie 1 GW do 3 GW) oraz liczby (z 154 tys. sztuk do 458 tys. sztuk) w porównaniu do 2019 roku. Dynamika wzrostu mocy oraz liczby przyłączanych mikroinstalacji PV w 2021 roku nadal utrzymywała się na wysokim poziomie, ale nie była aż tak duża jak w 2020 roku: odnotowano dwukrotny wzrost ich mocy (do 6 GW) oraz liczby (do 854 tys. sztuk) w porównaniu do 2020 roku. Z kolei, według danych na koniec roku 2022 roku, łączna moc mikroinstalacji PV osiągnęła 8,7 GW, a ich liczba wzrosła do ponad 1 mln. Według najnowszych danych na koniec grudnia 2022 roku łączna moc wszystkich rodzajów instalacji PV w Polsce to nieco powyżej 10 GW, w tym 6,4 GW stanowiły mikroinstalacje PV [1.35].

Tak duże zainteresowanie gospodarstw domowych mikroinstalacjami PV zaczęło się od uruchomienia przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) programu priorytetowego „Mój Prąd 1.0” w sierpniu 2019 roku [1.8, 1.30]. Celem tego programu było zwiększenie tempa przyrostu produkcji energii elektrycznej z OZE po to, aby przybliżyć Polskę do realizacji celów polityki klimatyczno-energetycznej UE. Wartość dofinansowania z programu priorytetowego do pojedynczej mikroinstalacji PV wynosiła 50% jej kosztów, jednak nie mogła być większa niż 5 000 zł. Dofinansowaniem zostały objęte mikroinstalacje PV o mocy od 2 do 10 kW. Budżet programu wyniósł 1 mld zł i był w tamtym okresie jednym z największych programów wsparcia przyłączania mikroinstalacji PV w UE, który przyczynił się do przyłączenia ponad 1,2 GW.

W następnych latach były uruchamiane kolejne edycje programu tj. „Mój Prąd 2.0” (2020 rok) oraz „Mój Prąd 3.0” (2021 rok). We wszystkich trzech edycjach programów „Mój Prąd” złożono łącznie ponad 444 tys. wniosków na łączną kwotę około 1,8 mld zł, co przyczyniło się do przyłączenia około 2,5 GW w mikroinstalacjach PV [1.38]. Oznacza to, że prawie co trzecia mikroinstalacja PV w Polsce powstała dzięki dofinansowaniu (zakładając oczywiście, że gdyby nie dotacje, gospodarstwa domowe, które z nich skorzystały, nie podjęłyby decyzji o budowie mikroinstalacji z własnych środków).

Innym, równie ważnym czynnikiem dużego zainteresowania mikroinstalacjami PV był obowiązujący od 1 lipca 2016 roku do 31 marca 2022 roku korzystny system rozliczeń prosumentów zwany systemem opustów lub „net-meteringiem” [1.49]. W systemie tym energia wprowadzona do sieci operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) była w niej wirtualnie magazynowana, a zmagazynowane w ten sposób nadwyżki energii były następnie pobierane przez prosumenta z uwzględnieniem współczynnika opustu zależnego od mocy mikroinstalacji PV. Dla mikroinstalacji PV o mocy do 10 kW współczynnik ten wynosił 0,8, a dla większych mikroinstalacji PV – 0,7 [1.49].

Czynnikiem, który zwiększył zainteresowanie mikroinstalacjami PV była zmiana definicji prosumenta wprowadzona w sierpniu 2019 roku w ustawie o odnawialnych źródłach energii [1.50]. Zgodnie z jej nowym brzmieniem prosumentami stały się także przedsiębiorstwa, dla których wytwarzanie energii nie stanowi dominującej formy działalności gospodarczej.

Od kwietnia 2022 roku zmianie uległ system rozliczania prosumentów z „net-meteringu” na „net-billing” [1.25]. Obecnie rozliczeniu podlega oddzielnie zarówno energia pobrana z sieci OSD, jak również energia wprowadzona do tej sieci. Za energię pobraną prosument jest rozliczany według stawek wynikających z aktualnie posiadanej taryfy, a za energię wprowadzoną do sieci otrzymuje wynagrodzenie według średniej miesięcznej ceny energii (po 1 lipca 2024 roku będzie to cena godzinowa) z Rynku Dnia Następnego (RDN), notowanej na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) [1.42]. Comiesięczna kwota opłat prosumenta będzie różnicą kwot za energię pobraną i wprowadzoną do sieci OSD. Aby zapobiec przewymiarowywaniu mikroinstalacji PV, wprowadzono zapis, że wysokość nadpłaty (niewykorzystanej w ciągu 12 miesięcy – tyle wynosi okres rozliczeniowy wartości energii wprowadzonej do sieci) zwracanej przez sprzedawcę prosumentowi nie może przekroczyć 20% wartości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci w miesiącu kalendarzowym, którego dotyczy zwrot nadpłaty [1.42].

Zgodnie z informacjami przedstawionymi przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ), celem wprowadzonych zmian w sposobie rozliczania prosumentów jest [1.42]:

a)  Dostosowanie prawa do zapisów Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającego dyrektywę 2012/27/UE [1.3], zgodnie z którą państwa członkowskie muszą zapewnić odbiorcom energii elektrycznej, w tym również prosumentom, ich aktywne uczestnictwo w rynku energii elektrycznej polegające na kupowaniu i sprzedawaniu energii po cenach rynkowych. Według tej dyrektywy konieczne jest również wprowadzenie obowiązku ponoszenia przez prosumentów opłat sieciowych, odzwierciedlających rzeczywiste koszty dystrybucji energii elektrycznej oraz rozdzielenie rozliczeń za energię pobraną oraz wprowadzoną do sieci elektroenergetycznej. Ponadto system rozliczeń „net-metering” jest również niezgodny z przepisami Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) z 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (tzw. dyrektywny RED II) [1.4]. Dyrektywa ta stanowi, że już obecnie powinny zostać wdrożone rozwiązania pozwalające otrzymywać prosumentom wynagrodzenie za sprzedaną energię, której cena powinna odzwierciedlać jej wartość rynkową.

b)  Zwiększenie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej. W systemie rozliczania prosumentów „net-metering” sieć dystrybucyjną była traktowana jak wirtualny magazyn energii, z którego prosument mógł w dowolnym czasie pobrać zgromadzoną w nim energię, co nie zawsze było możliwe. Duża dynamika przyłączania mikroinstalacji PV, obserwowana w okresie obowiązywania systemu opustów, utrudniłaby przyłączanie w kolejnych latach nowych mikroinstalacji PV, pogłębiając problemy związane np. z ich automatycznym wyłączaniem na skutek nadmiernej wartości skutecznej napięcia.

c)  Otwarcie rynku na nowe modele biznesowe. Zmiana sposobu rozliczania prosumentów pozwoli w niedalekiej przyszłości na świadczenie dodatkowych usług przez prosumentów np. magazynowania i bilansowania energii oraz świadczenia usług na rzecz OSD np. regulacji napięcia w sieci dystrybucyjnej.

d)  Ograniczenie przewymiarowywania mikroinstalacji PV. Nowy system rozliczeń „net-billing” z jednej strony nie zawiera współczynników opustów, które pomniejszałyby ilość energii wprowadzonej do sieci OSD, a z drugiej – zawiera zapis mówiący o maksymalnym wynagrodzeniu, jakie może być wypłacone prosumentowi na koniec okresu rozliczeniowego, niezależnie od wartości energii wprowadzonej przez niego do sieci dystrybucyjnej.

Oczekuje się, że wdrożenie nowej zasady rozliczeń spowolni proces wzrostu mocy i liczby instalacji PV, a tym samym da operatorom sieci czas na techniczne przystosowanie sieci do nowych warunków pracy. Służy temu także kolejna edycja programu „Mój Prąd 4.0”, uruchomiona 15 kwietnia 2022 roku, promująca lokalną autokonsumpcję energii wyprodukowanej przez instalacje PV [1.33, 1.38]. Program jest skierowany zarówno do nowych, jak i obecnych prosumentów, a w przypadku tych ostatnich konieczne jest przejście do nowego systemu rozliczeń „net-billing”. Oferuje dofinansowanie oddzielnie do samej mikroinstalacji PV, magazynu energii oraz urządzeń do zarządzania i sterowania całą instalacją. Przyszły prosument, decydując się na zakup powyższych trzech elementów, może łącznie otrzymać dofinansowanie do 19,5 tys. zł. Budżet aktualnej edycji programu wynosi 350 mln zł i w całości jest finansowany z funduszy UE. Szacuje się, że obecna edycja programu „Mój Prąd 4.0” przyczyni się do przyłączenie około 1,2 GW mocy w mikroinstalacjach PV [1.33, 1.38].

Literatura[4]

[1.1] Ciesielka E.: Zarządzanie źródłami rozproszonymi w aspekcie bilansowania handlowego i technicznego, agregacja źródeł, praca doktorska, AGH, 2019.

[1.2] CIGRE Task Force C6.04.01, Connection criteria at the distribution network for distributed generation, Brochure 313, February 2007.

[1.3] Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniająca dyrektywę 2012/27/UE, 2019.

[1.4] Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, 2018.

[1.5] EPE-MME, 2018 Statistical Yearbook of Electricity, s. 58.

[1.6] Hammerschmidt, Borchard, Feldmann, Petermann, Rehtanz: Innovative Concepts for Efficient Electrical Distribution Grids, CIRED, Frankfurt, 2011.

[1.7] Electricity statistics. [Online] https://www.mbie.govt.nz/building-and-energy/energy-and-natural-resources/energy-statistics-and-modelling/energy-statistics/electricity-statistics/.

[1.8] aleBank.pl, Nowy rządowy program „Mój prąd” z budżetem 1 mld zł. Będą dotacje dla gospodarstw domowych [Online] https://alebank.pl/nowy-rzadowy-program-moj-prad-z-budzetem-1-mld-zl-beda-dotacje-dla-gospodarstw-domowych/?id=293098&catid=27735.

[1.9] Canada Energy Regulator, Canada’s Renewable Power Landscape 2017 – Energy Market Analysis [Online] https://publications.gc.ca/site/eng/9.852562/publication.html.

[1.10] Paryskie porozumienie klimatyczne [Online] https://www.consilium.europa.eu/pl/policies/climate-change/paris-agreement/.

[1.11] Fit for 55, [Online] https://www.consilium.europa.eu/en/policies/green-deal/fit-for-55-the-eu-plan-for-a-green-transition/.

[1.12] European Climate Change Programme, [Online] https://ec.europa.eu/clima/eu-action/european-climate-change-programme_en#ecl-inpage-1694.

[1.13] Pakiet klimatyczno-energetyczny do 2020 roku, [Online] https://ec.europa.eu/clima/eu-action/climate-strategies-targets/2020-climate-energy-package_pl.

[1.14] Ramy polityki klimatyczno-energetycznej do roku 2030, [Online] https://ec.europa.eu/clima/eu-action/climate-strategies-targets/2030-climate-energy-framework_pl.

[1.15] Delivering the European Green Deal, [Online] https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal/delivering-european-green-deal_en.

[1.16] Eurostat, Enerty Dashboard, [Online] https://ec.europa.eu/eurostat/cache/infographs/energy_dashboard/endash.html?geo=E U27_2020&year=2020&language=EN&detail=1&nrg_bal=&unit=MTOE&chart=chart_one,chart_two,chart_tree,chart_four,chart_five,chart_eight&modal=0.

[1.17] Eurostat, Renewable energy 2020 infographic, [Online] https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=File:Renewable_energy_2020_infographic_18-01-2022.jpg&oldid=552038.

[1.18] Eurostat, Complete energy balances, [Online], https://ec.europa.eu/eurostat/cache/infographs/energy_balances/enbal.html?geo=EU27_2020&unit=KTOE&language=EN&year=2020&fuel=fuelMainFuel&siec=TOTAL&details=0&chartOptions=0&stacking=normal&chartBal=&chart=&full=0&chartBalText=&order=DESC&siecs=&dataset=nrg_bal_s&decimals=0&agregates=0&fuelList=fuelElectricity,fuelCombustible,fuelNonCombustible,fuelOtherPetroleum,fuelMainPetroleum,fuelOil,fuelOtherFossil,fuelFossil,fuelCoal,fuelMainFuel.

[1.19] Renewables 2021, Analysis and forecasts to 2026. Renewable electricity, [Online] https://www.iea.org/reports/renewables-2021/renewable-electricity?mode=market&region=World&publication=2021&product=Total.

[1.20] Struktura produkcji energii w Polsce i pozostałych krajach UE, [Online] https://www.locja.pl/raport-rynkowy/struktura-produkcji-energii-w-polsce-i-pozostalych-krajach-ue,198.

[1.21] Ministerstwo Gospodarki, Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 r., [Online] https://www.lse.ac.uk/GranthamInstitute/wp-content/uploads/laws/1564%20Polish.pdf.

[1.22] Ministerstwo Rozwoju Regionalnego, Strategia Rozwoju Kraju 2020. Warszawa, wrzesień 2012, [Online] https://rpo2007-2013.slaskie.pl/zalaczniki/2014/01/17/1389965536.pdf.

[1.23] Electricity Maps Wpływ na klimat według obszaru, [Online] https://www.electricitymap.org/?page=map&solar=false&remote=true&wind=false.

[1.24] Ministerstwo Klimatu i Środowiska, Polityka energetyczna Polski do 2040 r., [Online] https://www.gov.pl/web/ia/polityka-energetyczna-polski-do-2040-r-pep2040.

[1.25] Ministerstwo Klimatu i Środowiska, Nowy system rozliczania, tzw. net-billing – od 1 kwietnia 2022 r. dla nowych prosumentów, [Online] https://www.gov.pl/web/klimat/nowy-system-rozliczania-tzw-net-billing---od-1-kwietnia-2022-r-dla-nowych-prosumentow.

[1.26] Ramowa Konwencja Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, Dz.U. nr 53, poz. 238, [Online] https://isap.sejm.gov.pl/isap.nsf/download.xsp/WDU19960530238/O/D19960238.pdf.

[1.27] Protokół z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w Sprawie Zmian Klimatu, Dz.U. nr 203, [Online], https://isap.sejm.gov.pl/isap.nsf/download.xsp/WDU20052031684/O/D20051684.pdf.

[1.28] Porozumienie Paryskie do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, sporządzonej w Nowym Jorku dnia 9 maja 1992 r., Dz.U. poz. 36, Warszawa 5 stycznia 2017 r., [Online] https://isap.sejm.gov.pl/isap.nsf/download.xsp/WDU20170000036/O/D20170036.pdf.

[1.29] Ministerstwo Administracji i Cyfryzacji, Polska 2030. Trzecia fala nowoczesności. Długookresowa Strategia Rozwoju Kraju, Warszawa, 11.01.2013, [Online] http://kigeit.org.pl/FTP/PRCIP/Literatura/002_Strategia_DSRK_PL2030_RM.pdf.

[1.30] Kosmopell, Program Mój Prąd – Dotacja na fotowoltaikę, [Online] https://kosmopell.pl/program-moj-prad.

[1.31] Nauka o klimacie, Zmiany stężeń CO2, CH4 i N2O w ostatnich 800 000 lat: antropocen na sterydach [Online]. Dostęp: https://naukaoklimacie.pl/aktualnosci/zmiany-stezen-co2-ch4-i-n2o-w-ostatnich-800-000-lat-antropocen-na-sterydach-227/.

[1.32] Szczyt klimatyczny COP26 – co jest grane, [Online] https://naukaoklimacie.pl/aktualnosci/szczyt-klimatyczny-cop26-co-jest-grane/.

[1.33] Mój prąd, Program dofinansowania mikroinstalacji fotowoltaicznych, [Online] https://mojprad.gov.pl/.

[1.34] PTPiREE, Mikroinstalacje w Polsce, stan na 31 października 2022 roku, [Online] http://www.ptpiree.pl/energetyka-w-polsce/energetyka-w-liczbach/mikroinstalacje-w-polsce.

[1.35] Fotowoltaika wciąż dominuje w nowych instalacjach OZE, [Online] https://www.rynekelektryczny.pl/moc-zainstalowana-fotowoltaiki-w-polsce/.

[1.36] The Paris Agreement. What is the Paris Agreement?, [Online] https://unfccc.int/process-and-meetings/the-paris-agreement/the-paris-agreement.

[1.37] JRC Digital Media Hub Energy scenarios – Explore the future of European energy, [Online] https://visitors-centre.jrc.ec.europa.eu/en/media/tools/energy-scenarios-explore-future-european-energy.

[1.38] Wysokienapiecie. pl, Mój Prąd 4.0: dotacje do fotowoltaiki i magazynów energii elektrycznej i ciepła, [Online] https://wysokienapiecie.pl/68345-moj-prad-4-0-dotacje-do-fotowoltaiki-i-magazynow-energii-elektrycznej-i-ciepla/.

[1.39] International Energy Agency (IEA), Report – Net Zero by 2050 A Roadmap for the Global Energy Sector, revised version 2021.

[1.40] Jäger-Waldau A.: Snapshot of photovoltaics – February 2020, Energies 2020, 13, 930.

[1.41] Ministerstwo Klimatu, Lokalny wymiar energii, kwiecień 2020, [Online] https://www.energetyka-rozproszona.pl/media/ckeditor/2022/06/23/raport_lokalny_wymiar_energii-9.pdf.

[1.42] Ministerstwo Klimatu i Środowiska, Nowe zasady rozliczeń prosumentów od 2022 r., Warszawa, grudzień 2021 r., [Online] https://www.gov.pl/web/klimat/nowy-system-rozliczania-tzw-net-billing---od-1-kwietnia-2022-r-dla-nowych-prosumentow .

[1.43] Paska J.: Wytwarzanie rozproszone energii elektrycznej i ciepła, Oficyna wyd. Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2010.

[1.44] Renewables 2013, Global Status Report, [Online] https://www.ren21.net/wp-content/uploads/2019/05/GSR2013_Full-Report_English.pdf.

[1.45] Sikorski T., Rezmer J.: Distributed generation and its impact on power quality in low-voltage distribution networks, rozdział w „Power Quality Issues in Distributed Generation” IntechOpen, 2015, [Online] https://www.intechopen.com/chapters/49069, doi: 10.5772/61172.

[1.46] Strategia na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju do roku 2020 (z perspektywą do 2030 r. Warszawa 2017, [Online] https://www.gov.pl/documents/33377/436740/SOR.pdf.

[1.47] UNEP Collaborating Centre for Climate & Sustainable Energy Finance, Global Trends in Renewable Energy Investment 2014.

[1.48] United Nations, Report: Theme Report on Energy Transition, Towards the Achievement of SDG 7 and Net-Zero Emissions, 2021.

[1.49] Ustawa z dnia 22 czerwca 2016 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw, Dz.U. 2016 poz. 925.

[1.50] Ustawa z dnia 19 lipca 2019 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw, Dz.U. 2019, poz. 1524.

2. Sieci dystrybucyjne a rozwój RZE

Zbigniew HANZELKA

2.1. Wprowadzenie

Zapotrzebowanie na przyłączanie rozproszonych źródeł energii, głównie odnawialnych, w sieciach rozdzielczych średniego (SN) i niskiego (nN) napięcia stale rośnie. Operatorzy sieci dystrybucyjnych są przytłoczeni niespotykaną – często nadmierną w stosunku do możliwości sieciowych – liczbą wniosków o przyłączenie RZE (szczególnie prosumenckich instalacji PV), które należy ocenić w krótkim czasie w zgodzie z obowiązującymi sieciowymi standardami.

Z jednej strony możliwości przyłączeniowe w niektórych węzłach sieci są już przekroczone, a równocześnie liczba, moc i lokalizacja przyszłych źródeł generacji rozproszonej jest wielką niewiadomą. Planowanie średnio- i długoterminowe w tym obszarze jest trudne, poziom niepewności wysoki, liczba przypadków odmowy przyłączenia rośnie, a równocześnie brakuje powszechnie akceptowanej strategii rozwoju RZE.

Przystosowanie sieci do rosnących oczekiwań w zakresie przyłączania coraz większej liczby RZE o coraz większych mocach jednostkowych wymaga dużych inwestycji, szczególnie w sieciach dystrybucyjnych.

Można zaobserwować także jeszcze jeden proces – rozproszenie małych źródeł energii, głównie instalacji PV (lecz nie tylko) zamiast znacznie łatwiejszego technicznie koncentrowania źródeł energii w punktach sieci o dużych zdolnościach przyłączeniowych. To niekorzystne dla operatorów sieciowych, choć nieuniknione zjawisko, którego negatywne skutki warto redukować bodźcami o różnych charakterze[5].

Problemy techniczne w sieci zasilającej pojawiają się, gdy poziom mocy RZE przekroczy pewna wartość graniczną.

2.2. Poziom nasycenia sieci elektroenergetycznych RZE

Istnieją różne definicje poziomu penetracji RZE w sieciach zasilających. Na przykład w [2.12] zdefiniowano go jako iloraz maksymalnej mocy generowanej przez RZE do maksymalnej mocy pozornej odbiorników. W [2.21] dla instalacji fotowoltaicznych jest to stosunek całkowitej wygenerowanej energii w instalacjach PV do całkowitej energii wytworzonej we wszystkich źródłach. Cheng i inni [2.4] zdefiniowali ten wskaźnik jako iloraz całkowitej mocy wyznaczonej na podstawie danych z tabliczek znamionowych źródeł rozproszonych i rocznego szczytowego obciążenia. W pracy [2.39] przyjęto wskaźnik penetracji elektrowni PV w sieci niskiego napięcia jako: PVpen = SPVfeeder / (nloadSpeak) , gdzie SPVfeeder jest mocą zainstalowaną w źródłach (PV) w wybranym fragmencie sieci/linii, nload liczbą odbiorców, a Speak maksymalną szacowaną mocą pojedynczej instalacji wytwórczej (PV). Zróżnicowanie definicji sprawia, że trudno ustalić jedną procentową wartość jako granicę, powyżej której poziom nasycenia RZE należy uznać za wysoki. W różnych publikacjach, niezależnie od przyjętej definicji wskaźnika penetracji, najniższą proponowaną wartością graniczną jest około 15%.

2.3. Wpływ RZE na rynek energii

Wysoka penetracja „niespokojnych” źródeł odnawialnych utrudnia realizację koncepcji aktywnego rynku energii, zgodnie z którą równowaga podaży i popytu jest osiągana w sposób dynamiczny. Taka sieć jest zarządzana za pomocą sygnałów ekonomicznych oraz informacji operacyjnych koordynujących i określających produkcję i zużycie energii elektrycznej. Aby sprostać tym wyzwaniom, niezbędna jest wysoka jakość prognoz meteorologicznych, rozwój różnych form magazynowania energii oraz technologie źródeł bazowych o wysokiej dynamice rozruchu i odstawiania, aby móc reagować zarówno na brak, jak i nadmiar produkcji energii w OZE.

Dodatkową trudnością jest to, że w przypadku dużej penetracji OZE nawet nieduża zmiana prędkości wiatru lub poziomu nasłonecznienia, ale występująca na znacznym obszarze, może powodować duże zmiany generowanej energii. Przykładowo nagła zmiana zachmurzenia lub zaćmienie Słońca[6] może prowadzić do poważnego wzrostu (przewidywalnego lub nieprzewidywalnego) deficytu mocy w systemie w bardzo krótkim czasie. Wymaga to opracowania nowych strategii sterowania.

2.4. Wpływ rze na planowanie i zarządzanie majątkiem sieciowym

Operatorzy sieci muszą zapewnić nowym uczestnikom rynku energii dostęp do sieci oraz muszą optymalizować jej planowanie i eksploatację. Podczas gdy dotychczas sterowali oni – dla zapewnienia poprawnej pracy systemu zasilającego – elementami własnej infrastruktury sieciowej, w przyszłości niezbędna będzie interakcja z nowymi graczami oferującymi usługi elastyczności. Ci nowi uczestnicy rynku – rozproszone źródła (także niektórzy odbiorcy) energii – stają się już obecnie częścią systemu sterowania siecią [2.13].

Integracja energii odnawialnej w dużej skali niesie ze sobą zarówno długo-, jak i krótkoterminową niepewność planowania. W perspektywie długoterminowej duży wpływ na rozwój energii odnawialnej mają koszty wytwarzania i polityka energetyczna. Koszty energii ze źródeł odnawialnych ciągle maleją, ale rozwój OZE jest w znacznym stopniu zależny od decyzji politycznych, w szczególności polityki energetycznej poszczególnych krajów i stosowanych systemów dotacji. Na przykład w ostatnich latach polityka ograniczania ubóstwa społecznego realizowana w wielu krajach poprzez wykorzystanie fotowoltaiki spowodowała gwałtowny wzrost liczby tych instalacji. Istotnym determinantem długoterminowej niepewności jest także znacząca zmienność produkcji energii w skali roku.

W perspektywie krótkoterminowej odnawialne źródła energii są w dużym stopniu zależne od warunków pogodowych, a zatem są obarczone dużą niepewnością. Powoduje to znaczną zmienność przepływów energii w obszarach o dużej skali nasycenia OZE oraz niezbilansowanie konsumpcji i rozproszonej generacji energii zarówno w perspektywie długo-, jak i krótkoterminowej. Ogranicza to zdolności przesyłowe i elastyczność sieci elektroenergetycznych [2.25].

Zgodnie z definicją PAS [2.31] zarządzanie definiuje się jako: „systematyczne i skoordynowane działania i praktyki, dzięki którym organizacja optymalnie zarządza swoimi aktywami fizycznymi i związanymi z nimi wynikami, ryzykiem i wydatkami w całym cyklu życia w celu osiągnięcia planu strategicznego organizacji”. Zarządzanie zasobami sieciowymi – w obecności RZE w tym OZE – jest złożonym zadaniem [2.2, 2.17]. Obejmuje ono bezpieczeństwo i niezawodność sieci i sprzętu dystrybucyjnego, eksploatację, technologię konserwacji, techniki monitorowania on-line i diagnozowania usterek oraz zarządzanie cyklem życia majątku sieciowego. Wszystko to bezpośrednio wpływa na funkcjonowanie, a także na zarządzanie i rentowność przedsiębiorstw elektroenergetycznych, zwłaszcza na regulowanych rynkach energii. Dlatego zarządzanie aktywami w sieciach elektroenergetycznych to systemowe i zintegrowane działania obejmujące różne teorie, technologie i doświadczenia, które skutkują sztuką bilansowania kosztów, wydajności i ryzyka. Z tego powodu zarządzanie aktywami w przedsiębiorstwach elektroenergetycznych z dużą liczbą RZE/OZE wzbudza powszechne obawy i staje się poważnym wyzwaniem [2.2]. Potrzebne są narzędzia i standardy zarządzania aktywami, które należy pilnie opracować i wdrożyć [2.19].

Z powodu większej penetracji rozproszonych źródeł i zasobów energii, a także ze względu na zmieniające się schematy regulacyjne, tradycyjni operatorzy sieci dystrybucyjnej ewoluują w stronę operatorów systemów dystrybucyjnych.

2.5. Wzrost liczby danych

Konsekwencją rozwoju RZE jest wzrost liczby zbiorów danych wytworzonych w sieciach elektroenergetycznych. Wyróżniającymi cechami tych zbiorów są między innymi:

•  rozmiar – ulega zwiększeniu, dane są pozyskiwane z liczników, falowników, rejestratorów jakościowych, przekaźników, sterowników, układów energoelektronicznych, detektorów meteorologicznych itp.;

•  szybkość przesyłu – kontrola w czasie rzeczywistym wymusza wzrost szybkości transmisji, z jaką dane muszą być przesyłane i archiwizowane; kluczowy staje się wybór także medium i struktury systemu teleinformatycznego oraz bezpieczeństwo tego procesu na wszystkich etapach: od pozyskania danych, poprzez transmisję, przetwarzanie i archiwizację;

•  unifikacja – dane pochodzące z różnych źródeł nie są jednorodne, więc niezbędne jest przetworzenie i ujednolicenie formatu;

•  wiarygodność – dokładność przesyłanych danych i odporność na zaburzenia;

•  istotność – wartość użytkowa danych jest ograniczona czasem; wraz z jego upływem stają się one mniej istotne lub całkiem nieistotne z punktu widzenia realizowanego celu; ważny staje się czas przechowywania danych;

•  sprawczość – odnosi się do końcowego wkładu dużych zbiorów danych w poprawę niezawodności, wydajności i odporności sieci.

2.6. Wpływ RZE na zasady projektowania sieci

Sieci elektroenergetyczne projektowane są przy założeniu pewnego (z reguły niskiego) poziomu prawdopodobieństwa równoczesnej pracy odbiorników. W przypadku OZE generacja energii np. w instalacjach PV czy w elektrowniach wiatrowych następuje na znaczącym obszarze w tym samym czasie, co może prowadzić – i coraz częściej tak się dzieje – do przeciążenia elementów sieci.

Większość rocznej produkcji energii pochodzącej z RZE jest generowana przy wykorzystaniu tylko części zarezerwowanej zdolności dystrybucyjnej sieci. OSD musi natomiast uwzględnić moc znamionową wprowadzonych do sieci źródeł, przy czym dzieje się to tylko przez ograniczoną liczbę godzin w ciągu roku. To pokazuje, że obecne zasady projektowania sieci lub zasady przyłączania RZE powinny ulec zmianie. Z ekonomicznego punktu widzenia nie jest racjonalne projektowanie sieci dystrybucyjnych w celu wyprowadzenia pełnej znamionowej mocy wyjściowej źródeł, która jest generowana w relatywnie krótkim okresie ich rocznego harmonogramu wytwarzania.

W praktycznych warunkach oznacza to także, że OSD/OSP musi mieć możliwość ograniczenia wytwarzania energii elektrycznej z RZE. Nie zawsze będzie możliwe przesłanie energii wyprodukowanej w RZE do miejsc o wyższym zapotrzebowaniu, szczególnie w okresach dużej generacji. W tym przypadku „operacyjne ograniczenie maksymalnej mocy wyjściowej” będzie oznaczało zmniejszenie produkcji energii elektrycznej z określonego źródła za pomocą polecenia zdalnego sterowania wydanego przez OSP lub OSD, aby uniknąć niestandardowych warunków pracy systemu elektroenergetycznego, a nawet zagrożenia dla jego bezpiecznego działania. Alternatywą jest lokalne sterowanie konsumpcją lub magazynowanie energii.

Pojawia się również konieczność wprowadzenia usługi systemowej związanej z udziałem RZE w bilansowaniu systemu.

2.6.1. Przeciążenia termiczne elementów sieci

Każde urządzenie lub element istniejącej infrastruktury sieci dystrybucyjnej (linie, kable, transformatory itp.) ma ograniczoną przeciążalność prądową [2.2]. Jej przekroczenie w zbyt długim czasie powoduje nadmierny wzrost temperatury, degradację materiałów, z których wykonany jest dany element sieci, pogorszenie jego właściwości fizycznych i elektrycznych, trwałe uszkodzenie, a nawet może spowodować pożar lub wybuch [2.35].

Przyłączenie RZE do sieci dystrybucyjnej zmienia rozpływy prądów. Przy odpowiednim wyborze lokalizacji źródeł i schematu połączeń, ich obecność może przynieść korzystny efekt, brak wzrostu prądów, a nawet w niektórych przypadkach znaczną ich redukcję[7]. Ten stan nie zawsze jest możliwy do realizacji i często najbardziej „korzystny” ekonomicznie projekt przyłączenia RZE powoduje zwiększenie wartości prądu, powodując przeciążenia transformatorów i linii zasilających w części systemu [2.10], szczególnie w okresach maksymalnej generacji i minimalnego obciążenia. Na etapie projektowania ważne jest sprawdzenie zarówno obciążalności ciągłej (100% prądu znamionowego przez 100% czasu), jak i dynamicznej, na podstawie określonych profili obciążenia i generacji, zmienności sezonowej itp. [2.29]. Niekiedy inwestor będzie zmuszony uczestniczyć w pokryciu kosztów modernizacji elementów sieci w celu zwiększenia ich obciążalności prądowej. W przypadku gdy ten koszt jest zbyt duży, rozważany jest alternatywny układ połączeń lub przyłączenie do sieci o wyższym poziomie napięcia.

W tym kontekście ważna jest możliwość zarządzanie ryzykiem wystąpienia w sieciach przesyłowych stanów przeciążeniowych spowodowanych pracą rozproszonych źródeł przyłączonych do sieci dystrybucyjnej. Jest to fundamentalny warunek osiągnięcia wysokiego wskaźnika penetracji RZE w sieciach rozdzielczych. Na przykład stan taki może wystąpić w wiejskich sieciach dystrybucyjnych o niewielkim zużyciu energii i znacznej liczbie przyłączonych źródeł, których energia przepływa do sieci przesyłowej, gdzie może spowodować przeciążenia np. w stanach zasilania (N-1). Aby uniknąć takich sytuacji, OSP musi mieć informacje o prognozowanym i faktycznym poziomie generacji w sieciach rozdzielczych, aby w razie potrzeby zarządzać produkcją RZE przyłączonych do sieci dystrybucyjnych. Pożądany jest więc rozwój wiarygodnych narzędzi prognozowania i analizy pracy sieci na poziomie dystrybucyjnym (sieci SN i nN) [2.3].

2.6.2. Regulacja napięcia

Obecność rozproszonych źródeł energii, mimo że niekiedy może pomóc w poprawie profilu napięcia, najczęściej powoduje jego wzrosty na każdym poziomie sieci dystrybucyjnej (rozdział 6).

Źródła rozproszone, szczególnie te odnawialne o losowym charakterze generacji, mogą utrudnić pracę wielu układów automatycznej regulacji napięcia (ARN) powszechnie stosowanych na różnych poziomach napięcia. Zmiany mocy wyjściowej RZE mogą zakłócać synchronizację czasową urządzeń regulujących napięcie i powodować zbyt częste przełączenia zaczepów transformatorów lub baterii kondensatorów. W takich sytuacjach konieczna staje się koordynacja (niekiedy także synchronizacja) pracy układów ARN, polegająca np. na zmianie ustawień opóźnienia czasowego w urządzeniach regulujących napięcie. W skrajnych przypadkach może być konieczna instalacja statycznej kompensacji mocy biernej lub innych stabilizatorów energoelektronicznych [2.15].

Coraz częściej transformatory SN/nN mają przełączniki zaczepów pod obciążeniem, pracujące w układzie automatycznej regulacji napięcia. Wiele z tych układów jest wyposażonych w funkcję kompensacji spadku napięcia linii zasilającej, która zwiększa napięcie wyjściowe regulatora proporcjonalnie do prądu obciążenia, utrzymując właściwy poziom napięcia w punkcie sieci najbardziej oddalonym od stacji transformatorowej SN/nN. Obecność RZE „poniżej” regulatora napięcia może zakłócić prawidłowe działanie ARN, jeżeli moc źródła jest znacząca w stosunku do znamionowego obciążenia regulatora. Mimo że linia jest mocno obciążona, regulator napięcia rejestruje mały prąd obciążenia dzięki skompensowaniu jego części przez źródło [2.34].

Nadmierny wzrost napięcia może wystąpić w sieci SN jako efekt zwrotnego przepływu energii i zmiany kierunku spadków napięcia na impedancji zastępczej linii i transformatora rozdzielczego. Jest to szczególnie niebezpieczne, gdy – ze względu na utrzymanie pożądanych poziomów napięć w sieci nN – napięcie w sieci SN jest w pobliżu lub powyżej górnej dopuszczalnej granicy w normalnych warunkach pracy [2.24, 2.34]. Na tym poziomie napięcia regulacja jest realizowana głównie za pomocą przełączników zaczepów pod obciążeniem, kontrolowanych przez układy ARN w każdym punkcie transformacji, aż do szyn zbiorczych SN w rozdzielni. Układy te zazwyczaj utrzymują napięcie szyny zbiorczej na poziomie nieco wyższym niż napięcie znamionowe ze względu na spadki napięcia na wychodzących liniach zasilających [2.26]. W tych sieciach problemy związane z regulacją napięcia mogą pojawić się w szczególnie długich liniach, w których RZE są przyłączone w węzłach odległych od stacji transformatorowej. Dzieje się tak dlatego, że układ ARN zwiększa napięcie na szynach stacji. Możliwa jest więc sytuacja, w której odbiorca może doświadczyć zarówno zbyt wysokiego napięcie podczas pracy RZE, jak i zbyt niskiego napięcia, gdy źródło jest odłączone (rozdział 6).

W przypadku RZE istnieje także problem ograniczania szybkich zmian napięcia, spowodowanych zbyt dużymi pochodnymi zmian wytwarzanej przez źródło mocy czynnej.

2.6.3. Wzrost mocy zwarciowej

Każdy punkt w sieci elektroenergetycznej jest charakteryzowany poziomem mocy zwarciowej i prądem zwarciowym. Te ostatnie muszą być szybko wykrywane i przerywane, ponieważ stanowią zagrożenie dla infrastruktury sieci oraz zdrowia i życia jej użytkowników [2.29, 2.30]. Obecność RZE zwiększa poziomy prądów zwarciowych [2.2] (rys. 2.1) i dodatkowo sprawia, że estymacje ich wartości są bardziej złożone w porównaniu do sytuacji, gdy cała generacja jest realizowana centralnie [2.18].

Rys. 2.1. Mechanizm wzrostu prądu zwarcia na skutek przyłączenia RZE: (a) obwód zwarcia; (b) przyrost mocy zwarciowej wraz z kolejnymi przyłączonymi źródłami

Przyrost mocy zwarciowej w następstwie przyłączenia RZE zależy od wielu czynników, wśród których należy wymienić: rodzaj i moc źródła, sposób jego przyłączenia do sieci (obecność/brak interfejsu energoelektronicznego), odległość źródła od miejsca zwarcia, obecność/brak transformatora między punktem przyłączenia źródła a miejscem zwarcia, konfigurację sieci itp.

Bardzo często zdolność wyłączania prądów zwarciowych istniejącej w sieci aparatury łączeniowej stanowi skuteczne ograniczenie dla przyłączania nowych rozproszonych źródeł energii (np. [2.2, 2.9]).

W celu poprawy tego stanu stosowane są różne rozwiązania techniczne zmniejszające udział RZE w prądzie zwarcia tj. rekonfiguracja struktury sieci, ograniczniki prądów zwarciowych, sekwencja łączenia eliminująca w stanie awaryjnym źródła z udziału w prądzie zwarcia, generatory o mniejszym prądzie zwarciowym [2.5], dławiki szeregowe (rys. 2.2) itp.

Rys. 2.2. Przykładowe sposoby ograniczenia prądu zwarciowego

W niektórych przypadkach, gdy instalowane są nowe transformatory WN/SN, moc przyłączeniową RZE można zwiększyć, przewidując na etapie projektowania transformatory o większym napięciu zwarcia. Dwa ostatnie sposoby – dławiki szeregowe i wzrost impedancji zastępczej transformatora – wpływają niekorzystnie na regulację napięcia.

Zmiana warunków zwarciowych po przyłączeniu źródła stanowi również poważne zagrożenie dla zapewnienia selektywności, czułości i niezawodności działania automatyki zabezpieczeniowej, jak i wytrzymałości zwarciowej aparatury zainstalowanej w układzie sieciowym.

2.6.4. Układy sterowania i automatyka zabezpieczeniowa

Od lat pięćdziesiątych XX wieku projektowanie i działanie ogromnej większości sieci dystrybucji energii elektrycznej opierało się na podstawowym założeniu, że energia płynie z sieci o wyższym napięciu do sieci o niższym napięciu [2.2, 2.6, 2.26]. Obecność RZE sprawiła, że zasada ta przestała obowiązywać. Rosnące poziomy ich mocy prowadzą do zmiany kierunku przepływu energii [2.15]. Lokalne źródła wytwarzają często więcej energii, niż wynosi jej konsumpcja, i wówczas nadwyżka jest przekazywana przez transformator rozdzielczy do systemu wyższego napięcia. Istnieją dwa główne czynniki ograniczające dopuszczalną wartość zwrotnego przepływu energii. Pierwszym jest zdolność przeciążeniowa elementów sieci, głównie transformatorów, a drugim zdolność systemów automatycznego sterowania siecią do prawidłowej reakcji w warunkach odwrotnego przepływu mocy.

Może on przykładowo zakłócić pracę niektórych układów automatycznego sterowania zaczepami transformatora stabilizującego napięcia po stronie wtórnej [2.1, 2.3, 2.26], szczególnie gdy w sterowaniu uwzględniany jest pomiar prądu obciążenia w celu kompensacji spadku napięcia w linii. Dzieje się tak także w tych układach ARN, które są wyposażone w funkcję detekcji wstecznego przepływu energii. Sygnalizowane są także problemy z nieprawidłowym działaniem kierunkowych zabezpieczeń nadprądowych transformatorów [2.26].

Obecność dużej liczby rozproszonych źródeł energii to ogromne wyzwanie dla systemów automatyki zabezpieczeniowej. Przyłączenie RZE do sieci może być źródłem problemów związanych z ich nieprawidłowym działaniem lub brakiem działania np. podczas zwarć [2.3].

2.6.5. Jakość dostawy energii elektrycznej

Rosnąca powszechność stosowania RZE wpływa negatywnie na sieć zasilającą, zwiększając zakres wolnych i szybkich zmian napięcia, wahań napięcia, asymetrii (np. w przypadku jednofazowych instalacji wytwórczych), odkształcenia i przepięć (rozdział 6) [2.27]. Interfejsy energoelektroniczne RZE, które wprowadzają do sieci składowe łączeniowe prądu wyższej częstotliwości (w zakresie 9–150 kHz) oraz zmieniają charakterystyki częstotliwościowe impedancji sieci (poprzez obecność pasywnych filtrów wejściowych), mogą także wpływać negatywnie na poprawną pracę układów sygnalizacyjnych i sterowania wykorzystujących sieć jako medium transmisji (PLC) [2.11]. Równocześnie urządzenia sterujące nowej generacji oparte na mikroprocesorach i mikrokontrolerach, układy energo- i elektroniczne są w coraz większym stopniu wrażliwe na złą jakość napięcia w porównaniu ze sprzętem używanym w przeszłości. Na obecnym etapie rozwoju techniki wiele urządzeń energooszczędnych na etapie produkcji i eksploatacji degraduje jakość dostawy energii.

Zgodnie z rozporządzeniem „systemowym” [2.32] OSD jest zobowiązany dotrzymywać parametry jakości zasilania w przypadku, gdy odbiorca pobiera moc czynną niewiększą od mocy umownej, a jego współczynnik tgφ < 0,4. Zasadne jest więc pytanie, jak kształtuje się odpowiedzialność operatora w przypadku generacji mocy? Zapisy IRiESD w przypadku generacji dopuszczają zarówno pobór mocy biernej indukcyjnej, jak i pojemnościowej przy współczynniku tgφ ≤ ± 0,48.

2.6.6. Straty mocy i energii

RZE są często instalowane na obszarach słabo zaludnionych, w dużej odległości do centrów obciążenia. Sieci dystrybucyjne SN na takich obszarach mają ograniczoną zdolność do przesyłania energii, dlatego generacja rozproszona w warunkach przeciążenia lub znaczących zwrotnych przepływów energii może negatywnie wpłynąć na straty sieciowe. Ponadto, gdy wymuszane są duże przepływy mocy biernej w celu utrzymania napięć zasilania poniżej górnej granicy, maleje sprawność przesyłu energii.

2.6.7. Praca wyspowa

„Wyspa” energetyczna powstaje, gdy odłączony od sieci publicznej fragment systemu elektroenergetycznego kontynuuje pracę, wykorzystując lokalne źródła energii. Ich rosnąca obecność w sieciach dystrybucyjnych zwiększa prawdopodobieństwo wystąpienia nieplanowanej pracy wyspowej na obszarach, gdzie lokalne wytwarzanie jest bliskie zbilansowaniu z lokalną konsumpcją. W takim przypadku „wyspa” może pozostać w stanie „energetycznej równowagi” z nowymi, często zmieniającymi się wartościami częstotliwości i napięcia.

Problemem przy pracy wyspowej jest niebezpieczeństwo samowzbudzenia, gdy moc generatorów indukcyjnych przyłączonych do linii o określonej pojemności będzie wystarczająca do zainicjowania tego zjawiska. Oznacza to brak bezpieczeństwa dla pracowników służb utrzymania ruchu oraz degradację jakości napięcia (wartości i częstotliwości). Sytuacja ta jest bardziej prawdopodobna w sieciach nN ze względu na brak możliwości wykrycia pracy wyspowej.

Z drugiej strony, jeżeli RZE są w stanie pracować w kontrolowanym trybie wyspowym, może to zwiększyć niezawodność zasilania odbiorców i obniżyć koszty braku dostaw energii. Ta możliwość nie jest obecnie wykorzystywana przez europejskich operatorów.

Instrukcje ruchu i eksploatacji sieci oraz normy (np. [2.15, 2.16]) opisują środki techniczne niezbędne do detekcji pracy wyspowej, będące zabezpieczeniem źródeł przed tym stanem pracy. Dokumenty te opisują także procedury testowania takich zabezpieczeń podczas badania pojedynczego źródła, co jest wyidealizowanym scenariuszem nieuwzględniającym występującego często w praktyce wzajemnego oddziaływania wielu równolegle pracujących źródeł.

Zbiór metod detekcji pracy wyspowej jest liczny. Można je podzielić przykładowo na:

•  metody lokalne oparte na danych dostępnych w punkcie przyłączenia źródła i niezakłócające pracy źródła, wśród których można wyróżnić metody:

– pasywne – wykorzystujące monitorowanie np. wartości napięcia, częstotliwości i jej pochodnej, zmianę kąta fazowego napięcia i prądu źródła, zmianę wartości współczynnika odkształcenia i asymetrii napięcia. Metody te stwarzają ryzyko niewykrycia pracy wyspowej, gdy niezbilansowanie lokalnej konsumpcji i generacji jest zbyt małe. Jeśli przyjęta wartość progowa monitorowanej wielkości aktywująca działanie zabezpieczenia jest ustawiona zbyt nisko, poprawna praca źródła w normalnych nie wyspowych warunkach, staje się problemem, a jeśli jest ustawiona zbyt wysoko, praca wyspowa może nie zostać wykryta.

– aktywne – polegające na wymuszeniu zmiany jednej ze składowych prądu sieci za pomocą energoelektronicznego interfejsu źródła, np. częstotliwości, wartości lub kąta fazowego, pomiarze impedancji harmonicznej. Badana jest odpowiedź układu na ten rodzaj wymuszenia. Będzie ona zasadniczo inna w przypadku sieci publicznej w porównaniu do odpowiedzi „wyspy” energetycznej. Metody te mogą stać się nieskuteczne, gdy zbyt wiele RZE pracuje na tym samym obszarze. Działanie innych metod aktywnych oparte jest na wzmocnieniu zaburzeń już występujących w sieci, co może zdestabilizować jej pracę w przypadku dużej liczby RZE.

•  metody oparte na systemie komunikacyjnym, polegające na:

– monitorowaniu stanu każdego wyłącznika i reklozera między RZE i siecią elektroenergetyczną. W przypadku otwarcia lub ponownego zamknięcia łącznika informacja ta jest przekazywana do układu sterowania źródła za pośrednictwem systemu teletransmisji i następuje jego odłączenie. W układzie tym każdy wyłącznik/reklozer musi być wyposażony w nadajnik i odbiornik, które komunikują się przewodowo (np. światłowód) lub bezprzewodowo.

– na wzajemnym komunikowaniu się RZE i centralnego układu sterowania (komunikacja z wykorzystaniem sieci jako medium transmisji danych, komunikacja radiowa, telefoniczna lub internetowa). W technologii PLC (Power Line Carier Communication) generator sygnałowy w stacji rozdzielczej nieprzerwanie wprowadza do sieci sygnał wysokiej częstotliwości odbierany przez wszystkie RZE do niej przyłączone. Utrata sygnału wskazuje na przerwanie ciągłości linii zasilającej np. spowodowane otwarciem wyłącznika. W takiej sytuacji RZE są odłączane, aby zapobiec wystąpieniu pracy wyspowej. Podstawową wadą tych metod jest wysoki koszt ich realizacji.

2.7. Praktyki stosowane przez osd

Aby uniknąć powyżej opisanych problemów, podejmowane są działania dotyczące:

•  wymagań odnośnie pożądanych charakterystyk eksploatacyjnych pojedynczych źródeł energii,

•  ograniczenia mocy RZE,

•  zwiększenia zdolności przyłączeniowej sieci.

2.7.1. Regulacje prawne i wymagania stawiane jednostkom wytwórczym przyłączonym do sieci zasilającej

Przyłączanie i funkcjonowanie źródeł odnawialnych w Polsce jest oparte na następujących regulacjach prawnych (rozdział 7):

•  Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r., ustanawiające kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączania jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG) [2.33];

•  Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r., Prawo energetyczne (Dz.U. 1997 Nr 54 poz. 348) z późniejszymi zmianami [2.36];

•  Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz.U. 2015 poz. 478) z późniejszymi zmianami [2.37, 2.38];

•  Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (IRiESD), np. [2.16].

Z punktu widzenia ograniczania negatywnego wpływu OZE na stabilność i poprawną pracę sieci dystrybucyjnej, najważniejsze zapisy znajdują się w dokumentach [2.16, 2.33].

Przypisy

[1] W literaturze można znaleźć dodatkowe podziały RZE: mikrogeneracja – 1 W ÷ 5 kW, generacja małej mocy – 5 kW ÷ 5 MW, średniej mocy – 5 MW ÷ 50 MW i dużej mocy – 50 MW ÷ 150 MW [1.45].

[2] Całkowita moc fotowoltaiki w Niemczech przekroczyła już granicę 50 GW i szybko zbliża się do poziomu 52 GW, po przekroczeniu którego – zgodnie z nadal obowiązującym prawem – nowe instalacje o jednostkowej mocy do 750 kW stracą prawo do korzystania z gwarantowanej na 20 lat ceny energii elektrycznej w ramach systemu taryfy gwarantowanej (ang. feed-in tariff, FiT). Chociaż Niemcy stosują też alternatywny system wsparcia dla naziemnych elektrowni PV o mocy od 750 kW do 10 MW w postaci gwarantowanej ceny przyznawanej w aukcjach, to jednak największy udział we wzroście mocy PV mają mniejsze instalacje korzystające z systemu FiT (cire.pl).

[3] Przyjmując za kryterium emisję CO_2 w procesie wytwarzania energii elektrycznej (gCO2eq/kWh), Polska jest na 103 miejscu, na 106 krajów uwzględnionych w tym rankingu [1.23]. Za nami w Europie są tylko Bośnia i Hercegowina oraz Estonia.

[4] Strony internetowe – dostęp dnia 04.04.2022 r.

[5] Na przykład na Litwie powstała internetowa platforma konsumencka do zakupu energii z PV. Klienci mają możliwość zdalnego zakupu lub wynajmu paneli słonecznych bez konieczności ich instalacji bezpośrednio u odbiorcy (prosument wirtualny). Platforma oferuje źródła PV o mocy 1–10 kW wraz z przesyłem energii do klienta. To efekt uchwalenia przez parlament litewski prawa dotyczącego wytwarzania i korzystania z energii elektrycznej z elektrowni PV. Odbiorca może dodatkowo uzyskać pomoc finansową na zakup paneli fotowoltaicznych (cire.pl).

[6] Jedno z takich zdarzeń, które miało ogromny wpływ na generację PV wydarzyło się 20 marca 2015 r. w Europie. Łączna moc 21 GW została utracona w ciągu 90 minut [2.8, 2.23], Niemcy straciły 9 GW w 75 minut [2.7, 2.23]. Wiele krajów Europy kontynentalnej miało również problemy ze stabilnością częstotliwości podczas zaćmienia [2.12]. Kolejne zaćmienia Słońca spodziewane jest w Europie w 2026 r. Przewiduje się, że całkowita moc instalacji fotowoltaicznych w Europie bardzo wzrośnie [2.20], a więc konsekwencje zaćmienia mogą być znacznie poważniejsze. Podczas zaćmienia Słońca, które wystąpiło 21 sierpnia 2017 r. w Ameryce Północnej generacja w instalacjach PV zmniejszyła się o 3,5 GW, a Kalifornia straciła około 1,5 GW z instalacji dachowych [2.22, 2.23].

[7] Przykładową formą „aktywnej polityki energetycznej” jest we Francji zróżnicowanie opłaty przyłączeniowej źródła energii w zależności od regionu administracyjnego (dla instalacji powyżej 36 kVA) [2.3].