25 sierpnia w Australii Południowej odbył się test zdalnego ograniczenia produkcji energii z około 100 tys. dachowych instalacji fotowoltaicznych. Celem było sprawdzenie mechanizmów bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego w sytuacjach, gdy nadmiar energii słonecznej może stanowić zagrożenie dla stabilności sieci. Ograniczenie mocy do 0 kW trwało krócej niż godzinę.
Coroczny test mechanizmów bezpieczeństwa
Test, organizowany przez operatora sieci dystrybucyjnej SA Power Networks, nie był wynikiem awarii ani standardowym sposobem zarządzania prosumentami. To coroczne ćwiczenie, mające na celu weryfikację działania narzędzi używanych w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa systemu. Operator porównuje je do próby pożarowej, podkreślając znaczenie sprawdzenia funkcjonalności systemu, zanim będzie on faktycznie potrzebny.
Jak operator testuje zdalne sterowanie
W ramach testu około 100 tys. instalacji PV stopniowo obniżyło produkcję do 0 kW, a następnie ponownie rozpoczęło pracę. Całe ograniczenie trwało mniej niż godzinę. Szacuje się, że przeciętny właściciel instalacji stracił w tym czasie około 1,5 kWh wyprodukowanej energii.
Ćwiczenie miało na celu nie tylko sprawdzenie możliwości wysłania komendy „wyłącz”, ale także potwierdzenie, że urządzenia wykonają polecenie, podmioty odpowiedzialne za zdalne sterowanie zareagują wystarczająco szybko, a wszystkie instalacje poprawnie wrócą do pracy. Podczas podobnego testu w 2025 roku, obejmującego około 65 tys. obiektów, tylko 0,6% odłączonych systemów (około 390 instalacji) nie powróciło automatycznie do normalnej pracy.
Rola nadmiaru fotowoltaiki w stabilności sieci
Problem z nadmiarem fotowoltaiki pojawia się, gdy produkcja z instalacji dachowych jest bardzo wysoka, a jednocześnie zapotrzebowanie na energię z sieci spada do wyjątkowo niskiego poziomu. W takiej sytuacji energia musi zostać zużyta, zmagazynowana, wyeksportowana lub jej produkcja musi zostać ograniczona. Ryzyko wzrasta, gdy system traci możliwość przesyłania nadwyżek poza region.
Australia Południowa jest regionem o bardzo wysokim udziale odnawialnych źródeł energii. W 2025 roku około 75% dostaw energii elektrycznej pochodziło tam z OZE, a region dąży do osiągnięcia 100% OZE netto do końca 2027 roku. W warunkach niskiego zapotrzebowania sieciowego trudniej jest utrzymać duże źródła energii zapewniające usługi systemowe, takie jak kontrola częstotliwości. Dlatego możliwość ograniczenia rozproszonej generacji PV jest traktowana jako ostateczność, a nie standardowa metoda zarządzania systemem.
Doświadczenia z kryzysu w 2022 roku
Potrzeba posiadania takich mechanizmów została potwierdzona w listopadzie 2022 roku, kiedy silna burza uszkodziła infrastrukturę przesyłową, izolując Australię Południową od reszty krajowego rynku energii. Jednocześnie prognozowano bardzo wysoką produkcję z dachowych instalacji fotowoltaicznych, której nie można było swobodnie eksportować.
W dniach 13-17 listopada oraz 19 listopada 2022 roku, generacja rozproszonej fotowoltaiki była ograniczana. Działania trwały od czterech do dziewięciu godzin dziennie, a maksymalna redukcja wyniosła około 410 MW. Operator australijskiego rynku ocenił, że te działania pozwoliły na bezpieczną pracę odizolowanego systemu. To doświadczenie pokazuje, że zdalne ograniczanie instalacji nie jest tylko teorią, ale zostało już wykorzystane w rzeczywistej sytuacji kryzysowej.
Jak technicznie wygląda zdalne sterowanie
Operator sieci nie ma bezpośredniego dostępu do każdego domowego falownika. Od 28 września 2020 roku nowe instalacje w Australii Południowej muszą posiadać techniczną możliwość zdalnego odłączenia i ponownego przyłączenia. Właściciel instalacji wskazuje uprawniony podmiot, tzw. Relevant Agent, który wykonuje polecenie wydane przez instytucję z podstawą prawną. System ten ma jasno określony łańcuch odpowiedzialności, a pośrednicy muszą być gotowi do reakcji w ciągu 15 minut. Równie ważnym elementem mechanizmu jest ponowne uruchomienie instalacji po ustaniu zagrożenia.
Polska perspektywa: brak planów podobnej ingerencji
Przykład australijski jest istotny, choć nie należy stawiać znaku równości między oboma systemami. W Polsce, na koniec 2025 roku, działało ponad 1,6 miliona mikroinstalacji prosumenckich o łącznej mocy około 13,1 GW, niemal w całości opartych na fotowoltaice. Przy takiej skali, kwestia współpracy milionów małych źródeł z systemem elektroenergetycznym staje się również kluczowa.
W Polsce projekt nowego rozporządzenia dotyczącego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego wywołał dyskusje. Jednak 29 maja Ministerstwo Energii wyraźnie oświadczyło, że w finalnych przepisach „nie znajdzie się jakakolwiek ingerencja w instalacje prosumenckie”, a rozwiązania związane z bezpieczeństwem mają dotyczyć najpoważniejszych sytuacji kryzysowych. Oznacza to, że polscy operatorzy obecnie nie otrzymają możliwości zdalnego wyłączania domowej fotowoltaiki na wzór australijski.
Doświadczenia Australii Południowej pokazują, jak wraz ze wzrostem liczby rozproszonych instalacji PV zmienia się zarządzanie systemem elektroenergetycznym. Łączna moc setek tysięcy źródeł zaczyna być porównywalna z dużymi elektrowniami, co wymaga od operatorów narzędzi pozwalających reagować również po stronie generacji rozproszonej.
Opracowano na podstawie informacji rynkowych: Testo. Inspiracja źródłowa: GLOBEnergia.
