Artykuły

Słowa kluczowe

Lista słów kluczowych: planowane ograniczanie mocy, sterowanie mocą, systemy automatyki, programowalne sterowniki logiczne, rynek energii

Streszczenie

Rozwój odnawialnych źródeł energii, szczególnie fotowoltaiki, przyczynia się do transformacji energetycznej, ale jednocześnie generuje nowe wyzwania dla operatorów systemów elektroenergetycznych. Kluczowym problemem jest zjawisko tzw. duck curve, polegające na gwałtownym spadku zapotrzebowania ne􀆩o w godzinach południowych oraz jego dynamicznym wzroście wieczorem. Powoduje to trudności w bilansowaniu systemu, presję na szybkie źródła rezerwowe oraz destabilizację rynku energii. W Polsce coraz częściej obserwuje się skutki tego zjawiska w postaci ujemnych cen energii na rynku dnia następnego oraz konieczności redysponowania źródeł OZE przez PSE. Rozwiązania obejmują m.in. zastosowanie trackerów fotowoltaicznych optymalizujących profil generacji, systemy magazynowania energii (BESS) umożliwiające time-shifting, alternatywne konfiguracje paneli (pionowe agroPV, wschód–zachód z modułami bifacjalnymi), a także rozwój inteligentnych sieci (smart grids) i cyfrowych bliźniaków. Adaptacja tych technologii i narzędzi rynkowych jest kluczowa dla zwiększenia elastyczności, stabilności oraz efektywności transformacji energetycznej.

Wstęp

Energia słoneczna staje się jednym z filarów transformacji energetycznej w XXI wieku. W wielu krajach, w tym w Polsce, coraz więcej gospodarstw domowych oraz przedsiębiorstw decyduje się na produkcję własnej energii elektrycznej. Rozwój fotowoltaiki przynosi liczne korzyści – zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych, uniezależnienie od paliw kopalnych oraz możliwość obniżenia kosztów energii.

Jednak wraz z rosnącym udziałem energii słonecznej w systemie elektroenergetycznym pojawiają się nowe wyzwania dla operatorów sieci. Produkcja energii z fotowoltaiki zależy od pory dnia, warunków atmosferycznych i sezonu, co wprowadza znaczną zmienność w bilansie energetycznym. W godzinach południowych, gdy słońce świeci najmocniej, generacja PV może przekraczać bieżące zapotrzebowanie na energię w sieci, a wieczorem, gdy słońce zachodzi, sytuacja gwałtownie się odwraca.

Efektem tego zjawiska jest tzw. duck curve, czyli wykres obciążenia sieci przypominający sylwetkę kaczki. Wskazuje on, że zwiększenie udziału energii słonecznej, mimo licznych korzyści, wymaga nowego podejścia do zarządzania systemem elektroenergetycznym. Duck curve pokazuje w przejrzysty sposób problem, z którym borykają się operatorzy sieci: jak połączyć dynamiczną produkcję energii ze słońca z wymaganiami stabilności i bezpieczeństwa całego systemu.

Treść właściwa

Duck curve

Zjawisko duck curve zostało po raz pierwszy szeroko opisane w Kalifornii przez operatora systemu CAISO (California Independent System Operator). W tym stanie gwałtowny rozwój fotowoltaiki – zarówno w sektorze prosumenckim, jak i w dużych farmach PV – doprowadził do znacznego obniżenia zapotrzebowania netto w godzinach południowych. W efekcie, wiosną i latem w południe obserwuje się nadpodaż energii, a wieczorem – po zachodzie słońca – gwałtowny wzrost zapotrzebowania na moc konwencjonalną. Największe spadki w profilu obciążenia sięgają kilkunastu gigawatów, co stanowi poważne wyzwanie dla operatora systemu w zakresie rezerw mocy i stabilności sieci. Kalifornijski przykład stał się symbolem globalnego wyzwania integracji fotowoltaiki z systemem elektroenergetycznym i nadał nazwę całemu zjawisku.

Rysunek 1 Zjawisko tzw. duck curve (krzywej kaczki) obrazujące zapotrzebowanie netto na energię elektryczną w Kalifornii w latach 2019–2022 w ciągu doby.

Analizy ekonomiczne prowadzone w Kalifornii wskazują, że skutki duck curve mają również istotny wymiar finansowy. W godzinach południowych ceny energii na rynku hurtowym potrafią spadać do bardzo niskich wartości, a nawet osiągać poziomy ujemne, co odzwierciedla problem nadpodaży i konieczność redukcji produkcji niektórych jednostek wytwórczych. Z kolei w godzinach wieczornych, gdy produkcja z fotowoltaiki gwałtownie maleje, ceny energii rosną, nierzadko osiągając wartości kilkukrotnie wyższe niż w południe. Powoduje to wzrost kosztów dla operatorów systemu oraz odbiorców końcowych, a jednocześnie zwiększa zapotrzebowanie na szybkie i elastyczne źródła bilansujące – głównie jednostki gazowe oraz zasobniki energii.

Z perspektywy systemowej oznacza to konieczność tworzenia nowych mechanizmów rynkowych, które premiują elastyczność oraz zdolność do świadczenia usług systemowych. Kalifornia stała się laboratorium rozwiązań obejmujących rozwój dużych magazynów energii (BESS), kontrakty typu demand response oraz dynamiczne taryfy dla odbiorców. Wnioski z tego doświadczenia są dziś szeroko analizowane w Europie, w tym w Polsce, gdzie rozwój fotowoltaiki przyspiesza w podobnym tempie i może prowadzić do analogicznych problemów bilansowych w perspektywie kolejnych lat. [1, 2]

Ujemne ceny energii na rynku TGE oraz wyłączenia PV przez PSE

W polskich realiach coraz częściej obserwuje się zjawisko ujemnych cen energii elektrycznej na rynku dnia następnego (RDN) Towarowej Giełdy Energii. Dzieje się tak głównie w słoneczne dni, gdy generacja fotowoltaiczna znacząco przewyższa bieżące zapotrzebowanie, a możliwości eksportu lub magazynowania energii są ograniczone. W takich warunkach operatorzy systemów przesyłowych (PSE) oraz dystrybucyjnych (OSD) zmuszeni są do czasowego redukowania mocy jednostek wytwórczych, w tym wyłączania farm fotowoltaicznych. Z perspektywy popularnonaukowej można powiedzieć, że jest to swoista „nadpodaż słońca” – sytuacja, w której zbyt duża ilość energii elektrycznej staje się problemem, a nie korzyścią. Zjawisko to dobrze ilustruje paradoks transformacji energetycznej: źródła odnawialne, choć nieemitujące CO₂ i tanie w eksploatacji, wymagają inteligentnych rozwiązań systemowych, aby ich potencjał mógł być w pełni wykorzystany.

W 2025 roku Polska doświadczyła znaczącego wzrostu występowania ujemnych cen energii elektrycznej, zwłaszcza na rynku dnia następnego (RDN) Towarowej Giełdy Energii. Niektóre dni przyniosły szczególnie głębokie wyłamania cen – jedna z najniższych cen odnotowanych na rynku była o godz. 14:00 dnia 19 czerwca 2025 i wyniosła -500 zł/MWh, czyli -0,5 zł/kWh (fixing I). Dla zobrazowania kontrastu — jedna z najwyższych cen 2025 roku pojawiła się o godz. 20:00 dnia 2 czerwca i sięgnęła 1 911 zł/MWh (1,91 zł/kWh) [3]

Rysunek 2 Przykładowy wykres cen energii elektrycznej na TGE RDN

Tak drastyczne spadki cen energetycznych są wynikiem „nadpodaży słońca”, szczególnie w centralnych godzinach dnia — paradoksalnie, nadmiar odnawialnej energii staje się wyzwaniem, którego rozwiązanie wymaga systemowych adaptacji. Operator Systemu Przesyłowego (PSE) oraz Operatorzy Systemu Dystrybucji byli zmuszeni do czasowych wyłączeń mocy z farm fotowoltaicznych.

W kwietniu 2025 roku polski system elektroenergetyczny odnotował rekordowy poziom ograniczeń w pracy źródeł odnawialnych, szczególnie instalacji fotowoltaicznych. Według danych Forum Energii, przy zużyciu energii elektrycznej na poziomie 12,3 TWh i znaczącej generacji z wiatru oraz słońca, udział OZE w miksie osiągnął 34,2%. Nadpodaż energii w połączeniu z ograniczoną elastycznością konwencjonalnych bloków węglowych oraz brakiem wystarczających możliwości magazynowania spowodowała konieczność redukcji aż 251,3 GWh produkcji odnawialnej, z czego zdecydowana większość dotyczyła dużych farm PV. W praktyce oznaczało to wyłączenie średnio 10,4% generacji słonecznej, podczas gdy rok wcześniej było to 7,9%, a w 2022 roku jedynie 1,4%. Proces redysponowania miał charakter ciągły – w okresie od 29 kwietnia do 4 maja 2025 r. operator systemu przesyłowego PSE codziennie wydawał polecenia ograniczeń, a od początku roku do połowy czerwca łączna redukcja energii ze źródeł słonecznych wyniosła już około 600 GWh. Łącznie, do końca maja 2025 r., ograniczono 589,8 GWh energii z OZE, co oznacza wzrost o 36% względem analogicznego okresu roku poprzedniego. Choć sytuacja przyczyniła się do historycznie niskiego poziomu emisji CO₂ (6,5 mln ton w kwietniu), ujawniła jednocześnie strukturalne bariery transformacji – brak elastyczności jednostek konwencjonalnych, niewystarczający rozwój sieci przesyłowych oraz deficyt magazynów energii. W konsekwencji rosnąca skala redysponowania oraz coraz częstsze występowanie ujemnych cen energii stają się istotnym zagrożeniem dla tempa nowych inwestycji odnawialnych i stabilności procesu transformacji energetycznej. [4, 5]

Trackery fotowoltaiczne – optymalizacja profilu generacji

Tracker fotowoltaiczny stanowi specjalistyczne rozwiązanie konstrukcyjno-sterownicze, którego podstawową funkcją jest nadążne ustawianie modułów PV względem bieżącej pozycji słońca na firmamencie. W odróżnieniu od instalacji o stałym kącie nachylenia, układy jednoosiowe umożliwiają zmianę orientacji paneli w płaszczyźnie wschód–zachód, natomiast rozwiązania dwuosiowe pozwalają na śledzenie zarówno azymutu, jak i elewacji kątowej. Zastosowanie tego typu systemów przekłada się na zwiększenie współczynnika wykorzystania mocy zainstalowanej, a w konsekwencji – na wzrost rocznej produkcji energii elektrycznej nawet o 20–30% w porównaniu z instalacjami stacjonarnymi. Ponadto trackery przyczyniają się do spłaszczenia dobowego profilu generacji, co z punktu widzenia integracji z siecią elektroenergetyczną i zarządzania elastycznością systemu ma istotne znaczenie w kontekście rozwoju nowoczesnych systemów OZE. [6]

Rysunek 3 Jednoosiowy tracker fotowoltaiczny Energy5 TR/V1/R

Centralnym elementem zarządzania jest sieciowa jednostka sterująca (NCU), działająca jako brama łącząca system śledzenia z nadzorem SCADA. NCU przetwarza sygnały od czujników (lub poprzez moduł I/O expander) i wykonuje krytyczne operacje, takie jak ustawienie bezpiecznej pozycji przy silnym wietrze czy generowanie alarmów śniegowych po przekroczeniu progów krytycznych. Wbudowany w system algorytm 3D-Backtracking oblicza optymalny kąt nachylenia paneli tak, aby zminimalizować zacienianie kolejnych rzędów – cień staje się krótszy i omija panel w tylnym rzędzie, co maksymalizuje uzysk energetyczny. Dodatkowo system wyposażono w funkcje ochronne przeciwśniegowe i przeciwwiatrowe — w przypadku intensywnego opadu albo silnego wiatru moduły przechodzą w ustaloną pozycję odśnieżania lub pozycję bezpieczną. Funkcjonalności sterowania wspierają także: lokalne zarządzanie przez aplikację mobilną z łącznością Bluetooth, zdalne aktualizacje oprogramowania układowego, komunikację przez szyfrowaną sieć mesh, a także wbudowany 3-osiowy akcelerometr służący precyzyjnemu pomiarowi nachylenia.

Oprócz jednostki nadrzędnej NCU (Network Control Unit) występuje także TCU (Tracker Control Unit).

TCU to lokalna jednostka sterująca przypisana do pojedynczego trackera lub grupy trackerów. Jej zadaniem jest bezpośrednie zarządzanie pracą aktuatora, czyli silnika obracającego ułożyskowanym wałem konstrukcji. TCU realizuje polecenia nadrzędnego sterownika NCU, przetwarza lokalne sygnały z czujników (np. akcelerometr 3-osiowy, anemometr, czujnik opadów), a także kontroluje algorytmy bezpieczeństwa i pozycje krańcowe. Dzięki temu każdy tracker działa autonomicznie, a jednocześnie pozostaje zsynchronizowany z całą instalacją.

Rysunek 4 Przykładowa jednostka TCU

W praktyce oznacza to, że NCU pełni funkcję nadrzędnej bramy komunikacyjnej i integracyjnej z systemem SCADA, natomiast TCU odpowiada za precyzyjne wykonanie ruchu, realizację algorytmu 3D-Backtracking i szybkie reakcje na zdarzenia środowiskowe, takie jak silny wiatr czy obciążenie śniegiem. [7]

Panele fotowoltaiczne w ustawieniu pionowym lub wschód-zachód

Alternatywą wobec tradycyjnych instalacji skierowanych na południe są systemy fotowoltaiczne (bifacial) w układzie pionowym (agroPV) oraz w układzie daszkowym wschód– zachód. W konfiguracji pionowej moduły montowane są w orientacji wertykalnej, co pozwala na równoczesne wykorzystanie przestrzeni pod panelami do celów rolniczych oraz poprawę efektywności zagospodarowania terenu. Z kolei układ wschód–zachód, w którym moduły tworzą konstrukcję daszkową, sprzyja równomierniejszej generacji energii w ciągu dnia. W obu przypadkach coraz częściej stosuje się moduły bifacjalne, które dzięki zdolności absorpcji promieniowania z obu stron zwiększają uzysk energii i ograniczają straty wynikające z mniej korzystnej orientacji. Pomimo iż całkowity roczny uzysk energii w tych układach jest z reguły niższy niż w klasycznych instalacjach południowych, ich profil wytwarzania charakteryzuje się lepszym dopasowaniem do godzin zwiększonego zapotrzebowania i wyższych cen rynkowych energii. Z tego względu rozwiązania te mogą być korzystne zarówno z perspektywy ekonomicznej, jak i systemowej, przyczyniając się do ograniczenia skutków zjawiska duck curve. [8]

Rysunek 5 Pionowa instalacja specjalnych modułów solarnych z ogniwami słonecznymi, które mogą wykorzystywać promieniowanie słoneczne z przodu i z tyłu (bifacial)

Magazyny energii – stabilizacja systemu poprzez time-shifting

Magazyny energii, szczególnie w technologii bateryjnej (BESS), umożliwiają akumulowanienadwyżek generacji w godzinach południowych i ich oddawanie do sieci w godzinach wieczornych. Proces ten określany jest mianem time-shifting, gdy dotyczy bezpośrednio magazynów, lub szerzej energy shifting, gdy obejmuje również zarządzanie popytem (demand response). W tym drugim przypadku odbiorcy dostosowują swoje zużycie energii do okresów jej nadwyżki – przykładem może być ładowanie pojazdów elektrycznych czy praca pomp ciepła w godzinach szczytowej produkcji PV.

Magazyny energii pełnią więc podwójną rolę:

1. zwiększają autokonsumpcję energii w instalacjach prosumenckich,
2. stabilizują pracę sieci elektroenergetycznej na poziomie lokalnym i krajowym.

Obecnie najczęściej stosowane są magazyny energii w technologii litowo-żelazowofosforanowej (LiFePO₄), które cechują się wysoką trwałością cykliczną oraz bezpieczeństwem pracy. Przykładem są kontenerowe systemy BESS o pojemności rzędu kilkudziesięciu MWh i mocy kilku MW, przystosowane do różnych poziomów napięć — od niskiego po średnie napięcia. Całość administrowana jest przez system sterowania SPS-Control (EMS), który umożliwia m.in. – wygładzenie krzywej obciążenia, stabilizację parametrów sieci, kompensację mocy biernej oraz eliminację harmonicznych. Komunikacja w systemie realizowana jest poprzez protokoły Modbus, DNP3 i IEC, co zapewnia efektywną integrację z systemami SCADA użytkowników. [9]

Rysunek 6 Magazyn energii typu MEW-w dysponujący mocą 400 kW i pojemnością 1065 kWh

Inteligentne sieci energetyczne (smart grids) stanowią fundament nowoczesnego systemu elektroenergetycznego, integrując w sposób spójny źródła rozproszone, magazyny energii oraz odbiorców końcowych. Umożliwiają one dynamiczne bilansowanie lokalne, elastyczne sterowanie przepływami mocy, wdrażanie mechanizmów demand response oraz redukcję strat przesyłowych. W literaturze podkreśla się, że ich rozwój jest kluczowy dla pełnego wykorzystania potencjału OZE, gdyż zapewnia zdolność systemu do adaptacji w warunkach wysokiej zmienności generacji.

W tym kontekście szczególne znaczenie ma koncepcja cyfrowych bliźniaków (digital twins), rozumianych jako wirtualne, stale aktualizowane modele infrastruktury elektroenergetycznej. Cyfrowe bliźniaki integrują dane pomiarowe w czasie rzeczywistym z modelami symulacyjnymi, co pozwala nie tylko odzwierciedlać rzeczywisty stan sieci, lecz także prognozować jej zachowanie w różnych scenariuszach. Ich zastosowanie obejmuje m.in. testowanie konfiguracji pracy sieci bez ryzyka przeciążenia, predykcję zapotrzebowania i generacji w oparciu o metody sztucznej inteligencji, a także optymalizację pracy węzłów sieciowych w czasie rzeczywistym. W efekcie smart grids wspierane przez cyfrowe bliźniaki stanowią fundament dla przyszłościowego, bezpiecznego i elastycznego systemu elektroenergetycznego. [10]

Podsumowanie

Zjawisko duck curve stało się symbolem wyzwań związanych z integracją źródeł odnawialnych z systemem elektroenergetycznym. Doświadczenia Kalifornii oraz coraz częstsze przypadki w Polsce pokazują, że rozwój fotowoltaiki, mimo niewątpliwych zalet, prowadzi do problemów bilansowych, nadpodaży energii w południe i deficytu w godzinach wieczornych. Objawia się to m.in. ujemnymi cenami energii na TGE, koniecznością wyłączania farm PV oraz rosnącymi kosztami stabilizacji systemu. Rozwiązania wymagają zastosowania kompleksowych narzędzi technicznych i rynkowych. Po stronie technologii są to m.in.: trackery PV, które spłaszczają profil produkcji; magazyny energii (BESS) pozwalające na przesuwanie konsumpcji i generacji w czasie; alternatywne konfiguracje paneli (pionowe agroPV, daszkowe wschód–zachód z bifacialami) dostosowujące profil produkcji do godzin wyższych cen; oraz inteligentne sieci (smart grids) wspierane cyfrowymi bliźniakami. Po stronie mechanizmów rynkowych kluczowe znaczenie ma promowanie elastyczności, wdrażanie usług systemowych oraz dynamicznych taryf.

Wnioski wskazują, że integracja fotowoltaiki w coraz większej skali nie jest możliwa bez równoległego rozwoju automatyki, sterowania mocą, magazynowania energii oraz cyfryzacji systemu elektroenergetycznego. To właśnie te elementy przesądzą o stabilności i efektywności transformacji energetycznej w Polsce i na świecie.

Bibliografia

[1] Mendis, Rehan. (2024). Renewable Energy Integra􀆟on and Duck Curve Mitigation: Case California and Germany. 10.13140/RG.2.2.34734.63042.
[2] https://www.energy.gov/eere/articles/confronting-duck-curve-how-address-overgenera tion-solar-energy
[3] https://energy.instrat.pl/ceny/energia-rdn-godzinowe/
[4] https://pap-mediaroom.pl/biznes-i-finanse/rynek-fotowoltaiki-w-polsce-2025- podsumowanie-i-wnioski-z-raportu
[5] https://www.gramwzielone.pl/trendy/20320310/udzial-energii-odnawialnej-wpolskim-miksie-energetycznym-najwyzszy-w-historii
[6] Firmansyah, Arizhal & Yuniahastuti, Irna & Sari, Churnia. (2024). Sensorless Solar Tracker Optimiza􀆟on on Photovoltaic (PV). Jurnal Teknik Elektro dan Komputer TRIAC.
[7] https://energy5.pl/systemy-wolnostojace/tracker-fotowoltaiczny/
[8] https://next2sun.com/pl/agri-pv/
[9] https://zpue.pl/magazyny-energii
[10] Nyangon, Joseph. (2025). Smart Grid Strategies for Tackling the Duck Curve: A Qualitative Assessment of Digitalization, Battery Energy Storage, and Managed Rebound Effects Benefits. Energies. 18. 3988. 10.3390/en18153988