Czy upały szkodzą instalacjom OZE? Nauka daje bardziej złożoną odpowiedź
Wysokie temperatury odbijają się na globalnym sektorze energetyki. Niektóre kraje ograniczają m.in. produkcję energii jądrowej ze względu na niski stan wód w rzekach, a skutki upałów odczuwa cała gospodarka i społeczeństwo. Intuicja podpowiada, że upały to dobry czas dla OZE – więcej słońca, więcej energii z fotowoltaiki. Badania naukowe pokazują jednak bardziej złożony obraz. Skrajne temperatury obniżają też sprawność paneli PV, ograniczają produkcję energii wiatrowej i wodnej oraz zmniejszają przepustowość sieci przesyłowych – akurat wtedy, gdy zapotrzebowanie na prąd rośnie gwałtownie.
Tegoroczne lato dobitnie pokazuje, że zmiany klimatu przestały być tylko tłem dla energetyki – stały się jej aktywnym uczestnikiem. Fale gorąca, które w ostatnich tygodniach objęły znaczną część Europy, Ameryki Północnej i Azji, testują systemy energetyczne w sposób, którego jeszcze ponad dekadę temu nikt nie brał pod uwagę. Rozgrzane rzeki zmuszają operatorów elektrowni do przykręcania mocy, przegrzane linie przesyłowe pracują poniżej swoich możliwości, a skrajnie wysokie temperatury – wbrew pozorom – wcale nie jest sprzymierzeńcem energii słonecznej. Wszystko to zbiega się w czasie z rekordowym poborem prądu, gdy miliony klimatyzatorów w naszych domach, biurach i fabrykach pracują non stop.
W Polsce ten scenariusz przestaje być tylko odległą ciekawostką z zagranicznych raportów. Krajowi operatorzy coraz częściej muszą balansować między rosnącym zapotrzebowanie na energię ze strony domów i fabryk a ograniczeniami, jakie stawia sama pogoda. Zmiany klimatu przestały być abstrakcyjnym zagrożeniem na horyzoncie – stały się codziennym problemem operacyjnym, z którym sektor energetyczny musi radzić sobie tu i teraz. Skutki upałów odczuwa cała gospodarka i społeczeństwo. Intuicja podpowiada, że upały to dobry czas dla OZE – więcej słońca, więcej energii z fotowoltaiki. Badania naukowe pokazują jednak bardziej złożony obraz.
Więcej słońca nie zawsze oznacza więcej energii
Moduły fotowoltaiczne są testowane fabrycznie w warunkach standardowych (STC) w temperaturze 25 C. W praktyce, w pełnym słońcu, powierzchnia modułu może rozgrzać się nawet do 65 C. Zgodnie z tzw. współczynnikiem temperaturowym (ang. temperature coefficient), który producenci podają w kartach katalogowych, każdy stopień powyżej 25 C obniża moc typowego panelu krzemowego. Dla klasycznych paneli monokrystalicznych czy polikrystalicznych oznacza to, że w bardzo gorący dzień spadek wydajności względem wartości znamionowej może sięgać 10–15 proc. – i to niezależnie od tego, że nasłonecznienie samo w sobie jest wysokie.
Jak wykazują analizy polowe (przeprowadzone na miejscu instalacji systemu PV) opublikowane w czasopiśmie Energies (MDPI), w pełnym słońcu temperatura operacyjna ogniw monokrystalicznych i polikrystalicznych regularnie wzrasta do poziomu 50–65 Stopni Celsjusza, co uruchamia niekorzystne zjawiska fizyczne w strukturze półprzewodnika. Zjawisko to, szczegółowo opisane w materiałach naukowych IEEE Xplore, pokazuje, że wysoka temperatura powoduje zawężenie przerwy energetycznej krzemu (ang. bandgap), wywołując spadek napięciea obwodu otwartego (Voc). Kluczowym parametrem strukturalnym jest współczynnik temperaturowy mocy (Pmax), który dla klasycznego krzemu wynosi zazwyczaj od -0,3 proc. do -0,5 proc. na każdy stopień Celsjusza powyżej wartości referencyjnej 25 C. W efekcie, w upalne dni spadek napięcia prowadzi do obniżenia całkowitej wydajności modułów nawet o 10–15 proc. względem ich mocy znamionowej, co potwierdzają niezależne symulacje udostępnione na platformie ResearchGate.
Głównym wnioskiem płynącym z długoterminowych testów polowych jest konieczność uwzględniania strat termicznych już na etapie projektowania systemów PV oraz doboru komponentów. Współczesne analizy inżynieryjne zgromadzone na łamach ScienceDirect wskazują, że silna irradiancja (promieniowanie słoneczne) nie jest w stanie w pełni skompensować strat wywołanych przegrzaniem materiału. Z tego powodu nowoczesny rynek energetyczny coraz częściej sięga po technologie o niższym współczynniku temperaturowym. Branżowe zestawienia techniczne, takie jak te udostępnione przez Heaven Green Energy, wskazują na dynamiczne wdrażanie ogniw n-type TOPCon (współczynnik ok. -0,30 proc./stopień C) oraz heterozłączy HJT (tracących w upale zaledwie ok. -0,26 proc./ stopień C). Wyniki tych badań, szeroko opisywane również w artykułach MDPI Sustainability, stanowią także mocny argument za dbaniem o prawidłową wentylację i montaż modułów, co pozwala naturalnie obniżyć ich temperaturę roboczą i zmaksymalizować produkcję energii.
Dane satelitarne za rok 2022 (rekordowo upalny w Europie) potwierdzają ten mechanizm w skali kontynentalnej. Według rocznego raportu unijnego programu Copernicus, potencjał produkcji energii słonecznej był powyżej średniej niemal wszędzie w Europie, ale to właśnie duże nasłonecznienie napędzało zarazem wysokie temperatury modułów, ograniczające ich sprawność względem warunków testowych.
Nie bez powodu prosumenci i właściciele farm fotowoltaicznych największą produkcję odnotowują wiosną i jesienią, kiedy mamy do czynienia z dłuższym i słonecznym dniem, ale nie za gorącym jak w lato. Oczywiście, każdy dzień i pora roku jest nierówna sobie. Szczególnie w tym roku obserwujemy dynamicznie zmieniające się warunki pogodowe. Niemniej, za sezon generacyjny dla fotowoltaiki najczęściej wskazuje się marzec-październik. W okresie zimowym generacja fotowoltaiki jest niska, ale jednak występuje w szczególności, gdy świeci słońce i mamy bezchmurne niebo.
Fale upałów to zwykle wyżowa cisza
O ile słońce podczas upałów wciąż zapewnia energię (choć mniej efektywnie przetwarzaną), o tyle wiatr w tym czasie zwykle jest mniejszy. Fale upałów w Europie są najczęściej efektem rozległych, stabilnych układów wysokiego ciśnienia (blokad antycyklonalnych), a te same układy odpowiadają za wyraźne osłabienie wiatru w dolnej troposferze. Opublikowane w 2025 r. w „Journal of Geophysical Research: Atmospheres” badanie fal upałów w Europie Południowej w 2022 r. wykazało wprost, że anomalny układ wysokiego ciśnienia jednocześnie wywołał ekstremalne upały i osłabił przeważające wiatry, ograniczając produkcję energii wiatrowej dokładnie w okresie rekordowego zapotrzebowania na prąd. Cytowany wyżej raport Copernicus dla 2022 r. potwierdza to w danych: współczynnik wykorzystania mocy (ang. capacity factor) farm wiatrowych był poniżej średniej w większości Europy, zwłaszcza w części południowej i centralnej, podczas gdy produkcja słoneczna była powyżej średniej niemal wszędzie poza Islandią.
Ponieważ moc turbiny wiatrowej jest w przybliżeniu proporcjonalna do sześcianu prędkości wiatru, nawet umiarkowany spadek wiatru przekłada się na nieproporcjonalnie duży spadek produkcji energii. Oznacza to, że moc niesiona przez wiatr rośnie wraz z trzecią potęgą jego prędkości, co oznacza, że przy wzroście prędkości wiatru z 3 m/s do 5 m/s teoretyczna moc ulega zwielokrotnieniu w przybliżeniu właśnie 4,6 do 5 razy, a uwzględniając sprawność i charakterystykę pracy generatorów, realny przyrost energii bywa bardzo duży i bliski temu szacunkowi. Tu należy podkreślić, że wszystkie oficjalne badania krzywych mocy turbin komercyjnych na świecie realizuje się według rygorystycznej procedury normy międzynarodowej EN IEC 61400-12-1 (Wind Turbine Power Performance Testing).
W Polsce oraz na innych rynkach obserwowana jest produkcja energii wiatrowej na lądzie przeważnie w okresie od jesieni do wiosny, a szczyty generacji najczęściej odnotowywane są zimą – w styczniu lub lutym. Należy też podkreślić, że to nie znaczy, że latem wiatraki „nie kręcą się ”. Wietrzne dni występują latem, ale nie są tak regularne jak zimą. W przypadku technologii morskiej energetyki wiatrowej – warunki wietrzności są stabilne przez większość dni w roku.
Gdy rzeki wysychają, spada też produkcja prądu
Fale upałów rzadko występują w oderwaniu od suszy – oba zjawiska wzajemnie się napędzają poprzez wysychanie gleby i redukcję parowania chłodzącego. Dla elektrowni wodnych oznacza to podwójny cios: mniej wody w zbiornikach i rzekach oraz konieczność utrzymania minimalnych przepływów ekologicznych w rzekach, co dodatkowo ogranicza ilość wody dostępnej do produkcji prądu. Odrębnym, choć często mylonym problemem są limity temperatury wód chłodzących (np. we Francji), które dotyczą przede wszystkim elektrowni cieplnych i jądrowych, a nie hydroenergetyki.
Analiza opublikowana w „Nature Energy” pokazuje, że niskie napływy wody do zbiorników retencyjnych wiosną nawet czterokrotnie zwiększają ryzyko długotrwałych „susz energetycznych” latem, ponieważ obniżony poziom wód gruntowych zwiększa jednocześnie prawdopodobieństwo kolejnych fal upałów. Konkretne dane liczbowe z suszy i upałów 2022 r. – najcieplejszego lata w historii pomiarów w Europie – przywołuje analiza opublikowana na arXiv: współczynnik wykorzystania mocy elektrowni wodnych spadł wówczas o 6,5 proc. w skali kontynentu, a poziom wody we włoskiej rzece Pad osiągnął najniższy poziom od 70 lat.
Ciepło ogranicza zdolności przesyłowe
Nawet jeśli energia zostanie wyprodukowana, upał utrudnia jej przesył. Linie elektroenergetyczne mają dopuszczalną maksymalną temperaturę przewodnika (typowo 75–100 C), powyżej której rośnie ryzyko nadmiernego zwisu i uszkodzeń mechanicznych. W efekcie operatorzy sieci muszą ograniczać dopuszczalne obciążenie (tzw. ampacity derating) w gorące dni. Badanie opublikowane w czasopiśmie „Environmental Research Letters” (IOPscience), modelujące amerykańską sieć przesyłową, szacuje, że rosnące temperatury powietrza mogą obniżyć bezpieczną przepustowość linii napowietrznych nawet o 1,9–5,8 proc. do połowy stulecia, w zależności od przyjętych założeń. Nowsze studium przypadku dla sieci w Azji Południowo-Wschodniej pokazuje z kolei, że to nie sama temperatura, lecz połączenie wysokiej temperatury z brakiem wiatru najsilniej ogranicza przepustowość linii – w warunkach bezwietrznych derating sięgał w analizowanych prowincjach nawet 33 proc., a więc de facto ten sam brak wiatru, który ogranicza produkcję z farm wiatrowych, jednocześnie utrudnia przesył energii z pozostałych źródeł.
Baterie też cierpią z powodu upałów
Rosnąca rola baterii litowo-jonowych w bilansowaniu OZE sprawia, że ich odporność termiczna staje się elementem bezpieczeństwa energetycznego. Badania nad starzeniem się ogniw pokazują, że eksploatacja w podwyższonej temperaturze otoczenia (badania porównywały 25 C i 45 C) istotnie przyspiesza degradację ogniw niezależnie od intensywności cykli ładowania. Wyższa temperatura otoczenia obniża też margines bezpieczeństwa. Eksperymenty z wywoływaniem awarii termicznej (ang. thermal runaway) na ogniwach o różnym stanie technologicznym wykazały, że ogniwa w wyższej temperaturze otoczenia reagują gwałtowniej, osiągając wyższe temperatury i ciśnienia szczytowe podczas awarii. W praktyce oznacza to, że magazyny energii projektowane bez uwzględnienia coraz częstszych fal upałów mogą wymagać dodatkowego chłodzenia, by zachować zarówno żywotność, jak i bezpieczeństwo eksploatacji.
Co z tego wynika?
Fale upałów to nie tylko wyzwanie dla naszego zdrowia i środowiska, ale i systemowy test dla energetyki odnawialnej, uderzający jednocześnie w produkcję (mniej wiatru, mniej wydajna fotowoltaika, mniej wody), przesył (niższa przepustowość linii) i magazynowanie (szybsze zużycie baterii). To zjawisko badacze coraz częściej nazywają „suszą energetyczną” (ang. energy drought) lub – gdy nakładają się różne czynniki – „złożonym zdarzeniem ekstremalnym” (ang. compound extreme event). W miarę jak zmiana klimatu zwiększa częstotliwość i intensywność upałów, zjawisko to przestaje być statystycznym wyjątkiem, a staje się elementem, który trzeba uwzględniać w planowaniu mocy wytwórczych.
Praktyczne rozwiązania są dziś wdrażane przez operatorów systemów energetycznych: dywersyfikacja źródeł (wiatr i fotowoltaika słabo korelują ze sobą w czasie upałów, co częściowo się równoważy), rozbudowa połączeń transgranicznych pozwalająca importować energię z regionów niedotkniętych upałem, inwestycje w przewody wysokotemperaturowe o niskim zwisie (HTLS) odporniejsze na „derating” cieplny, a także chłodzenie i lepsze zarządzanie termiczne magazynów energii. W tym kontekście efektywność energetyczna budynków i ograniczanie szczytowego zapotrzebowania na klimatyzację to nie tylko kwestia komfortu mieszkańców, ale wprost element bezpieczeństwa całego systemu elektroenergetycznego opartego na źródłach odnawialnych.
Uwaga metodologiczna: część danych liczbowych (np. procentowy spadek sprawności PV, wielkość deratingu linii przesyłowych) pochodzi z różnych metodologii i regionów geograficznych (USA, Europa, Azja Południowo-Wschodnia), dlatego traktować je należy jako ilustrację wielkości zjawiska, a nie uniwersalną stałą liczbową obowiązującą we wszystkich regionach świata.
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.
