Znany z ambitnych planów wobec odnawialnych źródeł energii stan Kalifornia stanął przed jedną ze znanych barier rozwoju. Odpowiednio duży udział OZE w systemie przy tradycyjnym podejściu powoduje konieczność utrzymywania odpowiednich rezerw w źródłach konwencjonalnych. W końcu popada się w rodzaj zaklętego kręgu – ambitny cel redukcji emisji powoduje rosnącą penetrację OZE. To pociąga za sobą konieczność wspierania systemu elektrowniami na gaz czy węgiel. Jednak ich obecność stawia pod znakiem zapytania redukcję emisji i kółko się domyka. A przy okazji generuje dodatkowe koszty dla odbiorców, zaś globalne korzyści z ograniczania emisji nie przemawiają do ich portfeli.

Jedna trzecia prądu ze słońca

W przypadku Kalifornii realizacja celów OZE odbywa się za pomocą RPS – Renewable Portofolio Standards. W skrócie, sprzedawcy energii muszą się legitymować odpowiednim RPS, czyli udziałem OZE w oferowanym odbiorcom końcowym towarze. W 2008 r. RPS na rok 2020 r. w wysokości 33 proc. wyznaczył w specjalnym dekrecie ówczesny gubernator – nie kto inny jak Arnold Schwarzenegger.

Zasadnicze cele zostały podtrzymane w stanowej ustawie „X1-2” z 2011 r., która wyznaczyła też cele pośrednie  - 20 proc. na koniec 2013 r. i 25 proc. na koniec 2016. Tak na marginesie, ustawę podpisał nowy-stary gubernator, podstarzały arcyhipis Jerry Brown, obśmiany w 1979 r. przez grupę Dead Kennedys w słynnym utworze „California Uber Alles” za narzucanie wszystkim bycia „cool”. Jak widać Brown się nie zmienił, bo jak tylko ponownie został gubernatorem, poparł wysokie i wiążące cele udziału OZE. A jak wiadomo, OZE są „cool”, zwłaszcza w Kaliforni.

Żeby zrealizować te cele, potrzeba więcej nowych OZE, przy czym w przypadku Kaliforni będzie to przede wszystkim fotowoltaika. Nie dość, że słońca nie brakuje, a miejsca na pustyniach jest dużo, to jeszcze ceny paneli stale spadają. Już dziś w ramach RPS funkcjonują elektrownie PV o mocy 9 GW, a żeby osiągnąć cel na 2020 potrzeba jeszcze 4-5 GW. W kolejnej dekadzie trzeba będzie jeszcze więcej, bo wiążący RPS na 2030 to 30 proc., a w kontekście roku 2050 r. mówi się o likwidacji źródeł emisyjnych w ogóle.

Trzeba też zauważyć, że domowe instalacje PV do RPS się nie wliczają, ale mają za to znaczący wpływ na działanie całego systemu. Kalifornia już dość dawno odczuła charakterystyczny dla sieci o dużej penetracji PV efekt, określany jako „duck curve”, co na polski można spróbować przełożyć jako „krzywa kaczki”. Dla systemu jako całości niepokojący jest spadek obciążenia sieci w środku dnia, a domowe PV jeszcze ten spadek pogłębiają i pogarszają sytuację. W skrajnych przypadkach kalifornijski operator systemu przesyłowego CAISO musiał już po prostu odcinać elektrownie słoneczne, w najbardziej drastycznych przypadkach usuwając z sieci ponad 2 GW (dla porównania cała moc zainstalowanej w Polsce fotowoltaiki to ok. 0,2 GW).

Kosztowne rezerwy

Z drugiej strony operator musi w gotowości utrzymywać odpowiednie rezerwy systemowe. W Kaliforni skonstruowane jest to tak, że CAISO od elektrowni konwencjonalnych (w praktyce gazowych) kupuje na rynku cztery usługi systemowe – podniesienie i zmniejszenie produkcji na żądanie, rezerwę wirującą i zimną. Zazwyczaj z jednodniowym wyprzedzeniem, choć czasami trzeba je dodatkowo kupować i stosować w czasie rzeczywistym.

Typowy koszt tych działań to 80 tys. dol. dziennie, czyli ok. 30 mln rocznie. Ale kiedy wiosną zeszłego roku CAISO zwiększył swój margines bezpieczeństwa - do najmniej 600 MW w górę lub w dół – koszty natychmiast skoczyły średnio do 400 tys. dolarów dziennie.

Kosztowne usługi systemowe dotyczą w sporej mierze godzin dziennych - „siodła kaczki”, czyli godzin najmniejszej produkcji konwencjonalnej energetyki. Amerykanie stwierdzili, że do świadczenia usług systemowych można zaprząc wtedy źródło, któremu nie brakuje energii, czyli elektrownię słoneczną. W przypadku PV to pomysł bez precedensu, jeśli chodzi o USA to operator stanu Kolorado PSCO stosuje go czasem sterując mocą wiatraków, które w tym regionie potrafią chwilami pokrywać nawet 60 proc. zapotrzebowania odbiorców.

Ofertę podobnych usług od właścicieli farm wiatrowych w Polsce otrzymały już także Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Krajowy operator nie ma jednak na razie większych problemów z zarządzaniem systemem przy obecnej mocy wiatraków, więc nie zamierza tych usług kupować.

Słońce też może być rezerwą

Tymczasem Amerykanie udowodnili właśnie w praktyce, że takie usługi mogą być świadczone także przez fotowoltaikę. CAISO, NREL (National Renewable Energy Laboratory) oraz First Solar - operator nowej 300 MW elektrowni słonecznej przeprowadziły latem 2016 r. serię eksperymentów, których wyniki właśnie opublikowano.  
Eksperymenty w skrócie polegały na tym, że elektrownię First Solar potraktowano jako źródło usług systemowych. Siłownia „chodziła” w ciągu dnia na zmniejszonej mocy i reagowała na sygnały centralnej dyspozycji, wysyłane przez CAISO. Możliwa była zatem regulacja produkcji zarówno w dół jak i w górę. W momencie doświadczeń elektrownia nie była przyłączona do sieci, ale sygnały sterujące były oryginalne.

Pomysł wydaje się dość oczywisty, próbowano go już z wiatrakami, także w Europie. Jednak w przypadku fotowoltaiki była to absolutna nowość , bo możliwość takiego a nie innego działania dała najnowsza architektura sterowania i konwertery, zainstalowane w elektrowni. Odpowiednio zarządzane nowe konwertery potrafią bowiem „udawać” konwencjonalną elektrownię. Efekty - moc bierna, czynna, częstotliwość pracy - są odczuwane przez sieć tak, jakby zamiast paneli pracowała konwencjonalna elektrownia z wirującą maszyną elektryczną. Co więcej, nowy osprzęt jest przydatny także nocą, bo potrafi dostarczać lub kompensować moc bierną, podczas gdy typowe instalacje PV są wtedy po prostu odłączane od sieci.

Czy w ocenie CAISO eksperymenty się udały? O tym w dalszej części artykułu na portalu WysokieNapiecie.pl.

>>> Polecamy: Elektrowniom na Ukrainie brakuje węgla. Będzie stan wyjątkowy?