Dzień: 2024-11-26

Zmiany klimatyczne niosą za sobą pilną potrzebę stworzenia nowego systemu elektroenergetycznego, w którym główną rolę odgrywać będą odnawialne i zeroemisyjne źródła energii.

Trudnością w tym procesie jest m.in. fakt, że współczesne sieci elektroenergetyczne nie były projektowane pod kątem elektrowni, w których produkcja energii odbywa się w sposób niestabilny – a wiatr i słońce to źródła mocno uzależnione od pogody i pory dnia.

System energetyczny – żeby działał w sposób niezakłócony i stabilny – a tym zapewniał bezpieczeństwo energetyczne, wymaga ciągłego bilansowania energii. To gra, w której liczy się czas – w każdym momencie system jest bilansowany tak, aby ilość odbieranej energii była równa ilości energii wytwarzanej.

Jednymi z rozwiązań, które mają na to wpływ, są rynek bilansujący i ceny ujemne.

Zapraszamy do lektury artykułu i wywiadu, który pozwoli lepiej zrozumieć te mechanizmy 👀

Jak działa polski system elektroenergetyczny?

Krajowy System Elektroenergetyczny to zbiór naczyń połączonych, które funkcjonują po to, aby zapewnić nieprzerwane i ciągłe dostawy energii elektrycznej na terenie całego kraju. Żeby osiągały ten cel, konieczne jest ciągłe zarządzanie nimi w czasie rzeczywistym.

Dbają o to różne zależne od siebie instrumenty. W najprostszym ujęciu możemy wyjaśnić to tak, że karty rozdaje Krajowa Dyspozycja Mocy, nadzorując pracę sieci przesyłowej, czyli Operatora Sieci Przesyłowej – Polskie Sieci Elektroenergetyczne – który określa zapotrzebowania na energię elektryczną. Z kolei Operatorzy Sieci Dystrybucyjnych – tacy jak ENERGA, ENEA, Stoen, TAURON i PGE – rozprowadzają energię po odbiorcach końcowych.

Żeby system mógł działać bezbłędnie, potrzebne są dokładne prognozy zapotrzebowania i szereg regulacji rynkowych, które pozwalają kontrolować odbiór energii od producentów – i właśnie tutaj pojawiają się kwestie takie jak rynek bilansujący i ujemne ceny energii, mające bezpośredni wpływ na produkcję i odbiór energii z obiektów OZE.

Rynek bilansujący

• Rynek bilansujący to mechanizm, którym zarządzają Polskie Sieci Elektroenergetyczne.
• Głównym celem rynku bilansującego jest równoważenie podaży i popytu na energię elektryczną i tym samym zapewnienie stabilności i bezpieczeństwa dostaw w systemie elektroenergetycznym.
• Rynek bilansujący jest niezależny od umów ustalonych na wcześniejszych etapach handlu (jego celem jest utrzymanie stabilności, nie handel energią).
• Rynek bilansujący jest aktywowany, gdy zachodzi różnica między rzeczywistą a zaplanowaną produkcją lub zużyciem energii – w takiej sytuacji PSE nakazuje wytwórcom energii zwiększenie lub zmniejszenie produkcji.
• Jednym z mechanizmów pojawiających się w ramach rynku bilansującego są ceny ujemne.

Ceny ujemne

Ceny ujemne pojawiają się, gdy w systemie energetycznym następuje nadprodukcja energii, szczególnie z odnawialnych źródeł, takich jak słońce i wiatr.

W takich sytuacjach operatorzy systemu muszą wprowadzać mechanizmy, aby zrównoważyć produkcję i zapotrzebowanie. Ceny ujemne to sytuacja, w której producent energii musi zapłacić za wprowadzenie jej do sieci, ponieważ sieć nie powinna odbierać nadmiaru energii – np. z powodu niskiego popytu lub ograniczeń.

💡 Ujemne ceny energii zwykle odnotowuje się w określonych godzinach, a nie w dłuższych przedziałach czasowych.

Ostatnio zanotowano długi, trzygodzinny okres ujemnych cen energii na rynku. 10 września 2024 między godziną 13:00 a 15:00 1MWh kosztowała -50zł. Jeden z rekordów? Na szczęście nie w Polsce. Tutaj przoduje Holandia, w której 28 maja 2023 w godzinach 14:00-15:00 energia kosztowała -400 EUR/MWh (około -1847 zł/MWh).

• Ceny ujemne to rozwiązanie, które w momencie ryzyka przeciążenia sieci skutecznie zachęca producentów energii do zmniejszenia produkcji.
• To również mechanizm stymulujący rozwój technologii magazynowania energii i wprowadzanie elastycznych rozwiązań pozwalających na kontrolowanie produkcji.

W przestrzeni OZE ceny ujemne nie będą problemem dla świadomego inwestora, który korzysta z szeregu narzędzi umożliwiających dokładnie kontrolowanie produkcji i pracy obiektu. Większy problem z cenami spadającymi poniżej zera mogą mieć elektrownie konwencjonalne, których nie da się tak po prostu wyłączyć z godziny na godzinę. Ale właśnie – co dzieje się z obiektem OZE w godzinie pojawienia się cen ujemnych?

Operation & Maintenance (O&M) w zarządzaniu obiektem OZE

• Jaka jest rola Operation & Maintenance w efektywnym zarządzaniu obiektami OZE, takimi jak farmy wiatrowe i farmy fotowoltaiczne?
• Co w momencie, w którym produkcja energii jest za wysoka?
• Jakie narzędzia pomagają skutecznie reagować na zmiany w zapotrzebowaniu na energię?
• Jakie narzędzia pomagają z utrzymaniem farmy „w formie”?

Na te pytania odpowiadamy w rozmowie z Krzysztofem Kucem, kierownikiem serwisu i zespołu Operation & Maintenance w Electrum Solutions. Zarządza on zadaniami wykwalifikowanych dyspozytorów, inżynierów i specjalistów, którzy codziennie czuwają nad pracą obiektów wprowadzających do łańcucha energetycznego 2,5GW czystej energii z wiatru i słońca. To prawie 15% krajowej produkcji elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych powyżej 1MW.

💡 W 2023 roku moc całkowita OZE w Polsce wynosiła 28,77 GW.

W celu przyczyniania się do utrzymania stabilności całego łańcucha energetycznego, efektywnej produkcji zielonej mocy i opłacalnego zarządzania farmą, to właśnie zespołom O&M powierza się kontrolę nad produkcją i efektywnością technologiczną.

W rozmowie z Krzysztofem Kucem nakreślamy jeszcze dokładniejszy obraz polskiego rynku energetycznego, naświetlamy problemy związane z infrastrukturą i wskazujemy na rozwiązania technologiczne, dzięki którym bilansowanie rynku będzie przebiegało sprawniej, a wytwórcy będą ponosili mniejsze straty energetyczne.

Co robimy, kiedy energii produkowanej przez nasz obiekt OZE jest za dużo i nie możemy wprowadzić jej do sieci?

Krzysztof Kuc: Niestety ograniczamy generację. Systemy, na których pracują operatorzy PSE i operatorzy OSD, mogą pobierać informacje o tym, do jakiego poziomu w danym węźle należy ograniczyć odpowiednie punkty przyłączeniowe. Operator poleca ograniczenie, wysyłając taką informację mailowo i telefonicznie. Niemożność wprowadzenia energii do sieci wynika z konieczności bilansowania rynku. A częścią bilansowania jest m.in. wysyłanie informacji z prognozą możliwej generacji do operatorów sieci dystrybucyjnych z odpowiednim wyprzedzeniem. W kolejnym kroku operatorzy przychodzą do nas [zespół O&M] z poleceniem dysponowania, czyli dostosowania produkcji jednostki wytwórczej.

Czyli farma nie jest wyłączana?  

KK: Staramy się nie wyłączać farm do zera. Gdy nie ma innej możliwości, przechodzimy do pełnego wyłączenia, ale w pierwszej kolejności wprowadzamy tzw. set pointy, które ograniczają moc czynną farmy do poziomu technologicznego. Dzięki temu farma nadal pracuje, choć z ograniczoną mocą, umożliwiając jej szybsze ponowne uruchomienie w pełnej mocy po zdjęciu ograniczeń. Przywrócenie obiektu OZE do ponownej generacji po wyłączeniu jej włącznikiem mogłoby zająć kilka godzin, co wiązałoby się z realnymi stratami finansowymi i czasowymi. Dlatego preferujemy ograniczenia do poziomu technologicznego, które pozwalają na kontynuowanie pracy farmy przy minimalnych stratach.

A jak po stronie O&M wygląda proces wyłączania/odłączenia farmy, jeśli już zachodzi taka konieczność?

KK: Farmę można wyłączyć zdalnie. Jeśli jednak wyłączamy ją wyłącznikiem, najczęściej później trzeba uruchomić ją lokalnie, bo po pewnym czasie (rozładowują się UPS) wyłączenia nie mamy możliwości zdalnego załączenia. Wtedy, żeby przywrócić obiekt do ponownej generacji, potrzebny jest team serwisowy na miejscu.

Jak z akumulatorem w samochodzie, który się rozładuje, kiedy auto stoi za długo nieużywane?

KK: Dokładnie. Najczęstszy problem pojawia się w związku z UPS-ami, które podtrzymują komunikację i system SCADA na farmach, ale nie zawsze mają wystarczającą pojemność.

Na przykład na farmach fotowoltaicznych i wiatrowych UPS-y mają swoją pojemność i powinny podtrzymywać komunikację przez określony czas, ale te urządzenia zazwyczaj mają już swoje lata eksploatacji i ich pojemność nie jest taka jak w dniu instalacji. Z biegiem czasu ich pojemność spada, a warunki atmosferyczne, jak niekorzystne temperatury czy wilgotność, dodatkowo pogarszają ich stan. UPS, który na początku działał 6 godzin, po kilku latach może wytrzymać tylko godzinę. Jeśli nie uruchomimy obiektu w tym czasie, musimy wysłać serwis na miejsce, żeby z powrotem przywrócić generację.

Jak wygląda prognozowanie zapotrzebowania na energię? Jakie informacje są dla Was dostępne?

KK: Otrzymujemy polecenia ograniczenia generacji do określonego poziomu, najczęściej do zera. Te polecenia przekazują nam dyspozytorzy OSD czy OSP. Czasami otrzymujemy także grafik ograniczeń na dzień przed ich wprowadzaniem, szczególnie w związku z cenami ujemnymi, ale te informacje dostajemy od przedstawiciela klienta.

W kontekście prognoz zapotrzebowania na energię, w przypadku długoterminowego prognozowania, to leży to po stronie operatorów. Operatorzy prognozują zapotrzebowanie na energię w skali dnia, tygodnia, miesiąca, a nawet sezonu, opracowując strategie określania planów zużycia energii – tzw. bilansowanie. Na przykład latem potrzeba więcej energii z powodu pracy klimatyzatorów, a zimą z powodu konieczności grzania.

Operation & Maintenance to w dużej mierze reagowanie na bieżące informacje?

KK: Tak, dokładnie. W oparciu o informacje od asset managementu klienta albo służb dyspozytorskich operatora, który wysyła do nas prośbę o ograniczenie mocy czynnej, wprowadzenie nastaw mocy biernej albo zaprzestanie tych ograniczeń – czyli wspomnianych setpointów. Wszystko po to, aby utrzymać parametry sieci, między innymi napięcie, na odpowiednim poziomie.

W instrukcjach współpracy jest określone, ile mamy czasu, żeby odpowiedzieć na takie polecenia. Operatorzy wysyłają też pisma z informacjami o nadchodzących ograniczeniach, na przykład na święta. Mają to wszystko zaplanowane i informują nas z wyprzedzeniem o tym, czego będą potrzebować.

Przeczytaj też: Utrzymanie farmy fotowoltaicznej | Na czym polega usługa O&M?

Pewnie wiele sposobów działania Operation & Maintenance jest wypracowywanych na bieżąco wraz ze zmianami zachodzącymi w rynku?

KK: Kiedy rynek ciągle się bilansuje, to w Operation & Maintenace musimy być elastyczni. Pracujemy cały czas. Jesteśmy w ciągłym kontakcie z operatorami, widzimy ich działania i zarządzamy wszystkim tak, żeby zminimalizować koszty i ryzyko dla klientów. Operatorzy muszą szybko reagować, widząc zapotrzebowanie na energię i generację. W sytuacjach, w których (dostępne jest więcej energii niż sieć może przyjąć by zachować zbilansowanie) mamy nadwyżkę energii, trzeba ją ograniczyć, ale też zadbać o to, by w przypadku nagłego wzrostu zapotrzebowania móc szybko przywrócić generację.

Przeczytaj też: Centrum dyspozytorskie i serwisanci – centrum działu O&M

Skąd w takim razie ceny ujemne?

KK: Ceny ujemne to mechanizm, który pozwala rynkowi na samoregulację. Operatorzy systemu przesyłowego czy dystrybucyjnego czasem mają problem, kiedy wydają polecenie dysponowania. Nie zawsze działa to natychmiastowo, a polecenia, ze względu na złożoność systemu energetycznego, nie są bezpośrednie.

PSE rozsyła do OSD polecenia ograniczenia produkcji, a OSD przekazuje je do nas, ponieważ to my prowadzimy stały nadzór i czynności operacyjne. W niektórych przypadkach otrzymujemy polecenia bezpośrednio od PSE, jeśli farma, którą nadzorujemy, jest przyłączona do infrastruktury PSE.

Ceny ujemne wprowadzane są, kiedy prognozowany jest nadmiar energii. Operatorom nie opłaca się odbierać tej energii, dlatego powinni zlimitować generację. Taki mechanizm zmusza wytwórców energii do samoograniczenia, ponieważ nikt nie chce generować, jeśli musi jeszcze za to zapłacić. W związku z tym, zarządzający komercyjnie aktywem OZE analizują sytuację i przesyłają do nas harmonogramy ograniczeń.

Robimy to nie tylko z myślą o korzyściach lub stratach finansowych, ale przede wszystkim mając na uwadze stabilność i bezpieczeństwo energetyczne.

Wynika z tego, że produkujemy zbyt dużo zielonej energii, którą tracimy? Jak to wygląda w praktyce?

KK: Często mamy więcej energii, niż nasz system jest w stanie odebrać. Problemem jest także infrastruktura. W szczycie produkcji możemy wyprodukować więcej energii, niż potrzebujemy, ale nie mamy odpowiednio rozwiniętej sieci przesyłowej, żeby tę energię efektywnie przesłać tam, gdzie jest potrzebna. Na przykład w maju tego roku mieliśmy sytuację, gdzie wiele farm musiało ograniczyć produkcję energii, bo nie mogliśmy jej efektywnie wykorzystać. Nasza infrastruktura wymaga modernizacji, aby efektywnie przesyłać energię w dużych ilościach z jednego regionu do drugiego. Tam, gdzie energii było za dużo, musieliśmy ją ograniczyć, a w miejscach, gdzie była potrzebna, system nie mógł jej dosłać.

W takim razie co dalej?

KK: Jednym z rozwiązań będą magazyny energii. Mówimy tutaj zarówno o magazynach bateryjnych, ale także innych rodzajach magazynów, na przykład magazynach ciepła czy magazynach wodorowych. Z nimi zarządzanie energią w godzinach szczytu, przy cenach ujemnych, będzie wyglądało zupełnie inaczej, bo daną energię będzie można po prostu magazynować. Różne technologie mogą pomóc w lepszym zarządzaniu nadwyżkami energii. Oczywiście nie rozwiążą problemu w 100%, ale mogą znacząco go zmniejszyć. Biogazownie, magazyny energii, magazyny ciepła — to wszystko powinno tworzyć miks energetyczny, którym trzeba umiejętnie zarządzać. Ważne jest także prognozowanie, predykcja i odpowiednie utrzymanie infrastruktury, żeby skutecznie odpowiadać na zmieniające się potrzeby energetyczne. Wszystkie technologie muszą współpracować ze sobą w ramach jednego systemu energetycznego.

Jako Electrum dążymy do tego, aby te technologie były jak najlepiej zintegrowane i aby zarządzanie tym miksem energetycznym było jak najbardziej efektywne. To pozwala nam osiągnąć najlepsze rezultaty.

Przeczytaj też: Jak Magazyny Energii Rewolucjonizują Rynek OZE?

Mówimy tu o rozwiązaniach poza systemowymi inwestycjami w krajową infrastrukturę.

KK: Mamy pewien obszar działania, w którym możemy coś zrobić i wykorzystać nasze możliwości maksymalnie, ale równocześnie rzeczywiście mamy problemy systemowe, związane z infrastrukturą krajową. Nie obejdziemy tego, że nasze sieci przesyłowe są niewystarczająco rozwinięte. Inwestycje w infrastrukturę są konieczne, ale nie da się ich przyspieszyć tak łatwo. Te inwestycje trwają długo i kosztują dużo pieniędzy. Dlatego, równocześnie rozwijając infrastrukturę, musimy maksymalnie wykorzystać alternatywy, takie jak magazyny energii i inne technologie, aby jak najlepiej zarządzać nadwyżkami energii i równocześnie sprawić, by system działał jak najefektywniej, m.in. po stronie zarządzania produkcją.

Przeczytaj też: Zarządzanie Projektami Energetycznymi: Klucz do Sukcesu

W takim razie które narzędzia w Operation & Maintenance są kluczowe?

KK: Kluczowymi narzędziami są różnego rodzaju SCADY* i szeroko rozumiany forecasting. Jeśli chodzi o przewidywanie, to na podstawie prognoz pogody — wietrznej czy słonecznej — w danym miejscu da się określić, jaka powinna być generacja. Odpowiednie dane, przeanalizowane i przeliczone, dają informacje o tym, jaka generacja powinna się pojawić z danego źródła, z danego aktywu, w dniu następnym. Informacja ta jest wysyłana dalej. My, w centrum dyspozytorskim, otrzymując informację o tym, jaka produkcja jest potrzeba, czy to od operatora, czy od klienta, wprowadzamy poprzez systemy SCADA ograniczenia i dbamy o to, by te ograniczenia były zadane na czas i na odpowiednim poziomie.

Jednym z takich systemów jest EMACS.

KK: Tak, jest to autorskie oprogramowanie Electrum, które ma naprawdę bardzo dużo funkcjonalności pod względem funkcjonalności i usprawnień dla asset menedżerów i działań O&M. Nie ma takiego drugiego systemu na rynku – który dawałby aż takie możliwości, poczynając od strony inżynierskiej, a kończąc na zarządzaniu obiektami i ich aktywami. Natomiast nie wszystkie aktywa, które obsługujemy, mają zaimplementowany właśnie EMACS, co oczywiście nie stanowi dla nas żadnego problemu. Duża część tych aktywów, którymi się zajmujemy, już wcześniej miała zainstalowany system SCADA. Wtedy w centrum dyspozytorskim wdrażamy ten system u nas i uczymy się go obsługiwać. Nie każdy system działa tak samo. Jeden informuje o wszystkim, drugi przedstawia niektóre kwestie bardziej pobieżnie, na przykład informacje dotyczące alarmów czy informacji o zmianie stanów urządzeń. Wtedy dyspozytorzy mają więcej pracy przy wychwytywaniu/wyłapywania nieprawidłowości czy zmian, które finalnie mogą przynieść klientowi większe koszty/straty, związane na przykład z mocą bierną czy z dysponowaniem energii.

Jakie są w kluczowe wyzwania operacyjne i utrzymaniowe dla farm, którymi się opiekujecie?

KK: Kluczowym wyzwaniem jest utrzymanie obiektu w jak najlepszej kondycji, tak by nieprzerwanie produkował energię. To ważne zarówno z perspektywy finansowej, jak i ekologicznej. Im dłużej i bezawaryjnie obiekt pracuje, tym większy jest jego wkład w dostarczanie zielonej energii. Redysponowanie i ceny ujemne wprowadzają dodatkowe ryzyka, zwłaszcza jeśli urządzenia są często włączane i wyłączane. Takie operacje wpływają na żywotność urządzeń. Dla farm fotowoltaicznych i wiatrowych wyłączanie i włączanie urządzeń oznacza dodatkową pracę urządzeń, co wpływa na ich cykl życia.

Co z przeglądami? Jak często są one planowane?

KK: Przeglądy powinny odbywać się raz w roku. To minimum, aby sprawdzić wszystkie urządzenia i zapewnić, że pracują prawidłowo. Najlepiej, żeby przeglądy były robione w okresach, kiedy generacja jest najmniejsza, aby minimalizować straty. W przypadku farm wiatrowych to zazwyczaj lato, a dla farm fotowoltaicznych — okres po sezonie najintensywniejszego nasłonecznienia, na przykład późna jesień.

Które narzędzia pomagają Electrum w utrzymaniu obiektów?

KK: Mamy na przykład wóz pomiarowy, pozwalający na szybkie i precyzyjne diagnozowanie stanu linii średniego napięcia, które są najbardziej narażone na awarie. Dzięki nim możemy dokładnie ocenić stan linii i zaplanować działania prewencyjne. Chodzi o wykrywanie potencjalnych problemów, zanim staną się one poważne – wczesne diagnozowanie pozwala na planowanie napraw w dogodnym czasie, co jest o wiele mniej kosztowne niż reagowanie na awarie. Dzięki temu możemy uniknąć długich przestojów i kosztownych napraw.

Mamy szeroki zestaw narzędzi, są to również ręczne kamery termowizyjne, które pozwalają na szybkie diagnozowanie problemów na pracującym obiekcie. Posiadamy również sprzęt do pomiarów elektroluminescencyjnych, który pozwala ocenić stan paneli fotowoltaicznych. To bardzo precyzyjne narzędzie, które pokazuje, czy w panelach nie ma wewnętrznych pęknięć, które mogą prowadzić do uszkodzeń i finalnie do zmniejszania wydajności.

Jak te działania przekładają się na korzyści środowiskowe i finansowe?

KK: Im lepiej zarządzamy obiektem, tym mniejsze są koszty utrzymania, a tym większa jest jego efektywność. Dzięki optymalizacji działania farm zmniejszamy też ryzyko przerw w generacji energii, co pozwala na pełniejsze wykorzystanie potencjału odnawialnych źródeł. Ostatecznie takie podejście wspiera stabilność systemu elektroenergetycznego i zbliża nas do bardziej zrównoważonej przyszłości – opartej na technologii, efektywności i trosce o środowisko.