Polska ma już 27 GW w fotowoltaice. Czy grozi nam scenariusz z Hiszpanii?
Rośnie moc zainstalowana w fotowoltaice, zarówno w kraju, jak i w całej Unii Europejskiej. Czy to oznacza, że Polskę może czekać blackout, podobny do ubiegłorocznego, który wydarzył się na Półwyspie Iberyjskim? Jakie wyzwania rozwój PV postawił przed Polską?
Europa intensywnie rozwija fotowoltaikę. Komisja Europejska podaje, że w 2025 r. w krajach wspólnoty było 406 GW mocy zainstalowanej. Polska w połowie 2026 r. miała ok. 27 GW mocy w energetyce słonecznej.
Jednocześnie rosną obawy o stabilność systemu energetycznego w Europie. W kwietniu 2025 r. z hiszpańskiego miksu energetycznego zniknęło 15 GW mocy zainstalowanej w fotowoltaice, co przekłada się na około 60 proc. ówczesnego całkowitego zapotrzebowania. Efekt odczuła nie tylko Hiszpania, ale również Portugalia i (w ograniczonym stopniu) Francja. Czy podobny scenariusz grozi Polsce?
Na to pytanie odpowiada Multiconsult Polska, firma świadcząca usługi projektowe, nadzorowe oraz doradcze w zakresie projektów technicznych i ochrony środowiska w różnych branżach: transportu, infrastruktury, budownictwa i przemysłu (również sektora ropy naftowej i wody).
Polska nie jest wolna od zagrożeń
Według raportu podsumowującego blackout na Półwyspie Iberyjskim, problemem nie był niedobór mocy, a gwałtowny wzrost napięcia, utrata kontroli napięciowej i kaskadowe odłączanie źródeł wytwórczych.
Dr inż. Łukasz Adrian, audytor energetyczny Multiconsult Polska, stwierdził, że co prawda ryzyko poważnej awarii istnieje, ale nie powinno się zakładać powtórki blackoutu w Polsce. Zdaniem eksperta, natura zagrożenia jest inna.
Blackout na Półwyspie Iberyjskim udowodnił, że bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego nie zależy tylko od tego, czy jest wystarczająco dużo mocy.
– Równie istotne stają się kontrola napięcia, zarządzanie mocą bierną, praca falowników, automatyka sieciowa oraz bieżąca wymiana danych między operatorem systemu przesyłowego i operatorami sieci dystrybucyjnych – zauważa Multiconsult.
Czego potrzebuje polska energetyka?
OZE same w sobie nie są problemem i powodem wystąpienia awarii. Większym wyzwaniem jest nierównomierny rozwój magazynów energii i systemu elektroenergetycznego w stosunku do nowych, pogodozależnych jednostek wytwórczych.
Powoduje to sytuacje, gdy produkcja energii z fotowoltaiki jest wysoka, ale zapotrzebowanie nie rośnie w tym samym tempie. Stąd w Polsce pojawiają się nierynkowe redysponowania OZE. Z drugiej strony zapotrzebowanie na energię rośnie w godzinach popołudniowych i wieczornych, gdy spada moc z farm fotowoltaicznych. Mimo że słońce już nie świeci, budynki wciąż są nagrzane i chłodzone przez klimatyzatory, a mieszkańcy wracają do swoich domów i uruchamiają kolejne urządzenia.
To zjawisko nazywa się „krzywą kaczki”, od charakterystycznego kształtu wykresu zapotrzebowania na energię z sieci, który przypomina sylwetkę kaczki: gwałtownie opada w ciągu dnia, gdy słońce dostarcza dużo energii z PV, po czym szybko rośnie wieczorem, gdy produkcja słoneczna spada, a zapotrzebowanie odbiorców jest wciąż wysokie. Zjawisko to pokazuje, że nie jest ważna sama moc, ale to, kiedy jest produkowana i zużywana.
Jak konkluduje Łukasz Adrian, fotowoltaika nie zwiększa ryzyka blackoutu, ale złożoność zarządzania systemem.
– W praktyce największym wyzwaniem w słoneczne dni może być więc nie tyle niedobór energii, co jej chwilowy nadmiar w określonych godzinach oraz zdolność sieci do jego przyjęcia. Później, gdy produkcja z PV spada, kluczowe staje się utrzymanie rezerw na wieczorny wzrost zapotrzebowania – mówi.
Jak nie dopuścić do blackoutu czy lokalnej awarii obejmującej np. ulicę, osiedle lub gminę? Multiconsult nie wskazuje na jedno rozwiązanie, a na cały ich pakiet. Należy zmodernizować sieci, rozwijać magazyny energii i je instalować, przeprowadzić cyfryzację i automatyzację oraz zapewnić większą elastyczność po stronie odbiorców.
– Kluczowe są magazyny energii, zarówno wielkoskalowe, jak i lokalne. Pozwalają przechować energię z godzin południowych i wykorzystać ją wtedy, gdy system najbardziej jej potrzebuje. Drugim filarem jest modernizacja sieci dystrybucyjnych, które muszą być przygotowane na dwukierunkowy przepływ energii. Trzecim elementem są taryfy dynamiczne i elastyczność popytu, czyli zachęcanie odbiorców do przesuwania części zużycia na godziny, w których energii z OZE jest najwięcej – mówi Łukasz Adrian.
Jak dodaje, operator krajowy musi wiedzieć, co się dzieje nie tylko w dużych elektrowniach i sieci przesyłowej, ale również na poziomie lokalnym: w sieciach niskiego i średniego napięcia. To tam pracują instalacje prosumenckie, fotowoltaika, pompy ciepła, klimatyzatory i ładowarki do samochodów elektrycznych.
Przywołania na rynku mocy
W przypadku gdy produkcja z PV spada w godzinach wieczornych, a w systemie nie ma dość magazynów energii, by go stabilizować, korzysta się z rynku mocy. W ramach zawartych kontraktów operatorzy jednostek wytwórczych zgadzają się być w gotowości, by odpowiedzieć na wezwanie Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Analogiczne umowy mogą zawierać odbiorcy, którzy w przypadku wezwania regulują zużycie.
W momencie, w którym PSE dysponują zbyt niską nadwyżką mocy, z minimum ośmiogodzinnym wyprzedzeniem ogłasza przywołanie na rynku mocy. Zarówno operatorzy, jak i odbiorcy otrzymują wynagrodzenie zarówno za gotowość, jak i odpowiedzenie na wezwanie. Do tej pory PSE ogłosiły pięciokrotnie wezwanie na rynku mocy: 4 i 6 sierpnia 2026 r., 30 czerwca 2026 r., 6 listopada 2024 r. i 23 września 2022 r.
Należy pamiętać, że jest to narzędzie pozostające normalnie w gestii operatora sieci elektroenergetycznej, a nie reakcja na sytuację krytyczną. Ograniczaniu nie podlegają gospodarstwa domowe.
Słońce uratowało system?
Poważniejszym narzędziem pozostającym w dyspozycji PSE są stopnie zasilania. Gdy import energii oraz wezwanie na rynku mocy są niewystarczającymi narzędziami, po nie sięga operator.
Polega to na okresowym ograniczeniu zużycia energii przez dużych odbiorców, zgodnie z wcześniej opracowanym planem. Stopnie zasilania pozwalają utrzymać dostawy do odbiorców indywidualnych i wrażliwych, jak szpitale, oraz uniknąć awarii na znaczną skalę. Jak podkreślają PSE, ograniczenie zapotrzebowania jest wykorzystywane, gdy wszystkie inne środki okażą się niewystarczające.
W gazownictwie zastosowane są stopnie od 1 do 20, a w elektroenergetyce od 11 do 20. Przykładowo 11. oznacza, że odbiorca może pobierać moc w obiekcie, ale w ograniczonym stopniu, ustalonym wcześniej w stosownych umowach. 20. stopień oznacza, że może pobierać tylko tyle mocy, aby zachować bezpieczeństwo obiektu.
Grzegorz Onichimowski, w rozmowie z TOK FM, powiedział, że Polska tylko raz była w sytuacji, gdy trzeba było ogłosić stopnie zasilania – stało się to w 2015 r. Najpierw w godzinach porannych 10 sierpnia ogłoszono 20. stopień zasilania, następnie między 17 a 22 – 19. stopień, by na przełomie 10 i 11 sierpnia wprowadzić 11. stopień zasilania.
– Wówczas nie mieliśmy OZE, które dziś od świtu do zmierzchu dostarczają większość energii w systemie. Obecnie problem ogranicza się głównie do kilku godzin między ok. 17:00 a 21:00, kiedy nie ma już dużego słońca, a zapotrzebowanie na energię nadal pozostaje wysokie – dodał.
Wnioskując ze słów Onichimowskiego, jego zdaniem rozwój fotowoltaiki umożliwił uniknięcie poważniejszych problemów niż te obecne. Wcześniej, w osobnym wpisie na X, podkreślił krótkotrwałe problemy z nadwyżką energii. Jak stwierdził, rozwój wielkoskalowych magazynów energii mógłby to zmienić.
W sumie normalna praktyka i wykorzystanie czegoś, za co odbiorcy już zapłacili, ale z drugiej widać że europejskie problemy z mocą są bardzo ograniczone w czasie i 3-5 GW BESS już by im zaradziły, wbrew malkontentom… https://t.co/aomZTDARY0
— Grzegorz Onichimowski (@On58Greg) August 4, 2026
Marcin Karwowski
marcin.karwowski@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
