Nie sieci przesyłowe, lecz dystrybucyjne. Niemcy mają nowy problem z OZE
Niemieccy operatorzy sieci ograniczyli tylko w II kwartale 2026 r. produkcję ok. 2,1 TWh energii z OZE. To o ok. 10 proc. mniej niż przed rokiem, ale po raz pierwszy większość tych ograniczeń wynikała z przeciążeń w sieciach dystrybucyjnych, a nie przesyłowych.
Według regulatora, Bundesnetzagentur, sytuację w sieci zmienia rosnąca produkcja energii słonecznej. Mimo spadku wolumenu ograniczeń koszty zarządzania nimi wzrosły do poziomu 673 mln euro (ok. 2,9 mld zł).
Działania służące usuwaniu ograniczeń sieciowych, czyli redysponowanie jednostek wytwórczych i rezerwowych oraz międzynarodowa wymiana handlowa (ang. countertrading), objęły wolumen energii, któryy spadł z 5878 GWh w II kwartale 2025 r. do 5263 GWh w II kwartale 2026 r.
Produkcję z fotowoltaiki ograniczano dwa razy częściej niż dwa lata temu
W ramach redysponowania operatorzy zmniejszyli w II kwartale produkcję energii łącznie o 3095 GWh, z czego 2102 GWh przypadało na OZE. Najwięcej ograniczeń dotyczyło fotowoltaiki, dokładnie 1124 GWh, czyli o 4 proc. mniej niż przed rokiem, ale prawie dwa razy więcej niż w II kwartale 2024 r. (607 GWh).
Wolumen ograniczonej produkcji lądowych farm wiatrowych spady z 550 do 527 GWh, głównie z powodu słabszych warunków wietrzności. Produkcję morskich farm wiatrowych ograniczono o 28 proc. mniej niż przed rokiem – o 415 GWh.
Według Bundesnetzagentur przyczyną był nie tylko słabszy wiatr, ale też duża produkcja w segmencie fotowoltaiki, która zmienia przepływy w sieci. Wzmożona produkcja energii słonecznej prowadzi zwłaszcza do większych przepływów ze wschodu na zachód, na które ograniczanie produkcji z pomocą morskich farm wiatrowych ma niewielki wpływ. Pomaga też rozbudowa sieci przesyłowej, która zmniejsza istniejące przeciążenia.
Łącznie ograniczenia objęły 3 proc. energii wyprodukowanej przez OZE. Oznacza to, że 97 proc. tej energii trafiło do sieci i do odbiorców.
Zmiany widoczne w sieciach dystrybucyjnych
Najważniejszą zmianą jest zmiana przyczyn ograniczeń oraz ich lokalizacja. W II kwartale 2026 r. ok. 52 proc. wolumenu redysponowanej energii z OZE wynikało z przeciążeń w sieci dystrybucyjnej, a 48 proc. – w sieci przesyłowej. Według regulatora to pierwszy kwartał, w którym sieci dystrybucyjne miały większy udział niż przesyłowe. Rok wcześniej proporcje wynosiły 49 do 51 proc., a w II kwartale 2024 r. – 29 do 71 proc.
Bundesnetzagentur zaznacza, że ograniczenia w sieci dystrybucyjnej wyraźnie wzrosły. Operatorzy sieci dystrybucyjnych nie mogą sami równoważyć redukcji, więc robią to podmioty odpowiedzialne za bilansowanie. Wolumen tych działań nie jest ujęty w danych o zwiększeniu produkcji.
Aby zrównoważyć ograniczenia, operatorzy zwiększyli produkcję w działających elektrowniach o 1093 GWh, a w elektrowniach rezerwowych – o 479 GWh. Wolumen międzynarodowej wymiany handlowej spadł o 36 proc., do poziomu ok. 595 GWh. Według regulatora przyczyny są podobne jak w przypadku morskich farm wiatrowych: słabszy wiatr, zmienione przepływy w sieci przy wysokiej produkcji z fotowoltaiki i rozbudowa sieci.
Mniejsze rekompensaty dla OZE, droższa rezerwa
Mimo spadku wolumenu koszty wzrosły z 659 do 673 mln euro. Według Bundesnetzagentur odpowiadają za to głównie wyższe koszty utrzymania elektrowni rezerwowych. Wyniosły one 256 mln euro (ok. 1,1 mld zł), o 17 proc. więcej niż przed rokiem, a łączne koszty rezerwy sieciowej, wraz z jej uruchamianiem, sięgnęły 337 mln euro. Koszty redysponowania elektrowni konwencjonalnych wzrosły o 11 proc., do 199 mln euro, przede wszystkim z powodu wyższych cen paliw i energii na rynku hurtowym.
Spadły natomiast rekompensaty dla właścicieli ograniczanych instalacji OZE: o 21 proc., do ok. 126 mln euro (ok. 540 mln zł). Według regulatora to efekt mniejszego wolumenu ograniczeń i wyższych cen hurtowych, które w II kwartale wyniosły średnio 95 euro/MWh wobec 70 euro/MWh przed rokiem. Przy wyższych cenach rynkowych spada premia rynkowa, czyli dopłata do energii z OZE w systemie EEG, a wraz z nią wysokość rekompensat. Koszty handlu przeciwstawnego spadły o 47 proc., do ok. 10 mln euro.
Polska ma inny problem
Wraz z rosnącą mocą fotowoltaiki problem przesuwa się z sieci przesyłowych na dystrybucyjne, czyli bliżej domów i lokalnych farm. To kierunek, który z czasem może dotyczyć także Polski, gdzie moc fotowoltaiki przekroczyła 28 GW, a problemy z jakością napięcia w sieciach niskiego napięcia coraz częściej trafiają m.in. do posłów.
Na razie w Polsce dominuje jednak inna przyczyna ograniczeń. Według Forum Energii w 2025 r. nierynkowo ograniczono produkcję 1,4 TWh energii z OZE, a 97,8 proc. tych redukcji wynikało z niedostatecznej elastyczności bilansowej systemu, a nie z ograniczeń sieci.
PSE wskazują z kolei, że duża część uczestników rynku nie bilansuje swoich portfeli, co zmusza operatora do interwencji. W Niemczech ograniczenia OZE są więc przede wszystkim problemem sieci, a w Polsce – problemem bilansowania.
Czym jest redysponowanie w energetyce?
W przypadku naszego kraju Polskie Sieci Elektroenergetyczne jako operator systemu przesyłowego mogą polecić ograniczenie produkcji farmom wiatrowym i fotowoltaicznym, jeśli jest to niezbędne dla bezpiecznej pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE).
Takie polecenia nazywa się nierynkowym redysponowaniem OZE, a ich podstawą jest art. 9c ust. 7a Prawa energetycznego. System musi być zbilansowany w każdej chwili. Gdy produkcja przewyższa zużycie, pojawiają się odchylenia częstotliwości i nieplanowane przepływy mocy na połączeniach transgranicznych, a w skrajnym przypadku awarie i przerwy w dostawach.
Nadwyżki występują najczęściej wtedy, gdy wysokiej produkcji z OZE towarzyszy niskie zapotrzebowanie. Brakuje wówczas także tzw. ujemnej rezerwy mocy, czyli zdolności elektrowni do dalszego obniżenia produkcji.
Zanim PSE sięgną po polecenia dla OZE, wykorzystują narzędzia rynkowe. Ograniczają pracę konwencjonalnych jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD) na podstawie ofert bilansujących, korzystają z umów z elektrociepłowniami na ograniczenie tzw. generacji wymuszonej względami sieciowymi (GWS) i używają elektrowni szczytowo-pompowych do magazynowania energii.
Konwencjonalnych bloków nie da się jednak wyłączyć całkowicie. Zapewniają regulację napięcia, rezerwy mocy i inercję, a ponadto mają minima techniczne. Elektrociepłownie z kolei często muszą pracować ze względu na dostawy ciepła. Dopiero gdy zasoby rynkowe się wyczerpią, operator wydaje polecenia instalacjom OZE.
PSE stosują dwa rodzaje redysponowania: na potrzeby bilansowania systemu oraz na potrzeby bezpieczeństwa pracy sieci. W pierwszym przypadku najpierw ograniczane są źródła, które nie mają prawa do priorytetowego dysponowania. Instalacje przyłączone do sieci przesyłowej i koordynowanej sieci 110 kV są redukowane proporcjonalnie do mocy zainstalowanej.
W przypadku instalacji w sieci promieniowej o kolejności decyduje przynależność do grup mocy: od 400 kW wzwyż, 200–400 kW, 50–200 kW, 10–50 kW i do 10 kW. Redukcje rozdziela się osobno dla każdej technologii, a pierwszeństwo mają obiekty dotąd najrzadziej ograniczane, by obciążenie rozkładało się równomiernie. Źródła z priorytetem dysponowania są ograniczane dopiero wtedy, gdy to nie wystarczy. Instalacje, które nie muszą mieć i nie mają układów regulacji mocy czynnej, mogą zostać zredukowane tylko w okresie ogłoszonego zagrożenia bezpieczeństwa dostaw.
W drugim przypadku, przy zagrożeniach napięciowych lub przeciążeniach sieci, PSE wybierają źródła, których ograniczenie najskuteczniej usunie problem przy jak najmniejszej łącznej utracie mocy.
Polecenia dla instalacji przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PSE przekazują operatorom systemów dystrybucyjnych (OSD), a ci odpowiadają za ich wykonanie u wytwórców. Z powodu ograniczonej automatyzacji sterowania na linii wytwórca–OSD i długiego czasu realizacji poleceń redukcje odbywają się obecnie w trybie dwustanowym: instalację się wyłącza albo włącza.
Operator deklaruje, że jego celem jest pełna automatyzacja, która pozwoliłaby precyzyjniej dobierać instalacje oraz ograniczyć wolumen i koszty redysponowania. Właścicielom zredukowanych instalacji przysługuje rekompensata za niewyprodukowaną energio.
Wytwórcy w aukcyjnym systemie wsparcia mają 14 dni od wydania polecenia, by poinformować OSD, czy i jaką część zredukowanej energii rozliczyć w tym systemie.
Patrycja Rapacka
patrycja.rapacka@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
Obserwuj nas w Google News
