Niemiecka giełda energii European Energy Exchange w sposób ciągły na swojej stronie internetowej, pod adresem www.eex-transparency.com, publikuje dane na temat godzinowego zapotrzebowania całego systemu, które pokrywane jest z poszczególnych źródeł wytwarzania.
Rys. 6. Podaż, popyt oraz ceny energii elektrycznej niemieckiego systemu elektroenergetycznego w dniu 14.03.2017 roku (European Energy Exchange, www.eex-transparency.com, 2017)
Rys. 6 przedstawia dla każdej godziny doby podaż, popyt oraz ceny energii elektrycznej niemieckiego systemu elektroenergetycznego w dniu 14.03.2017 roku. W tej losowo wybranej dobie najniższe zapotrzebowanie na energię wystąpiło o północy, w godzinie 0, przedstawionej po lewej stronie rysunku. Wyniosło ono 47,2 GW. Zapotrzebowanie pokryte zostało w tej godzinie przez wiatr on-shore 4,7 GW (pola szaro-zielone), wiatr off-shore 1,2 GW (pola jasno zielone) oraz 41,3 GW w elektrowniach konwencjonalnych (słupki szare). Najwyższe zużycie odnotowane było w 13 godzinie doby. Wyniosło ono 70,1 GW i pokryte było przez 15,2 GW energii słonecznej (pola żółte), 8,2 GW energii on-shore, 3,4 GW wiatru off-shore oraz 43,3 GW elektrowni konwencjonalnych. O północy OZE generowały 12,5% zapotrzebowania systemu. O godzinie 13.00 OZE odpowiadały za 38% całkowitego zapotrzebowania. Analizując czerwoną krzywą Rys. 6 przestawiającą cenę energii w danej godzinie, widoczne jest, że cena rynku hurtowego koreluje negatywnie z produkcją OZE. Najwyższe notowania występują, kiedy produkcja z PV jest
41
ograniczona, a zarazem zużycie jest wysokie. Jest to przykładowo 8 godzina doby – przy cenie 47,10 EUR/MWh oraz godzina 18 – przy notowaniu 45,58 EUR/MWh. Podczas najwyższego zapotrzebowania dobowego w godzinach południowych, sięgającego 70 GW, cena energii zamiast rosnąć, spada do poziomu 30 EUR/MWh. Za taki stan rzeczy odpowiadają moce OZE, gdzie przede wszystkim energia słoneczna spłaszcza tak zwaną krzywą rezydualną, czyli profil, który musi być wypełniony przez elektrownie konwencjonalne. Od momentu intensywnego rozwoju OZE w Europie ceny energii ustalane są nie na podstawie zapotrzebowania całego systemu, lecz właśnie na podstawie krzywej rezydualnej. Na rysunku widoczne jest, że przedział krzywej rezydualnej kształtował się w tej przykładowej dobie w zakresie około 40–50 GW. Bez OZE energetyka klasyczna musiałaby wygenerować zamiast 50 GW około 70 GW. Rysunek przykładowej doby w marcu 2017 roku nie reprezentuje całego roku, ponieważ przede wszystkim w okresie zimowym mogą występować bezwietrzne oraz bezsłoneczne dni.
Celem niniejszego rozdziału pracy jest przeanalizowanie współpracy OZE z niemieckim systemem elektroenergetycznym. W kolejnych rozdziałach przeprowadzono możliwe symulacje rozwoju OZE dla polskiego systemu. Podstawowe pytanie brzmiało: czy OZE mogą wspierać systemy elektroenergetyczne, czy jednak raczej będą je zaburzać?
W kolejnych analizach wykorzystano dane z 2013 roku, ponieważ były one w pełni dostępne na stronie niemieckiej giełdy energii EEX Transparency.
Na początku analizy przedstawiono sytuację wyjściową mocy zainstalowanych w całym systemie. Jako „non RES” odzwierciedlono źródła niezwiązane z energetyką odnawialną, czyli głównie elektrownie konwencjonalne. RES przedstawiają źródła odnawialne. TOTAL Wind + Solar zawiera moce zainstalowane energetyki wiatrowej on-shore oraz energetykę słoneczną w formie fotowoltaiki. Źródła wiatrowe typu off-shore nie zostały uwzględnione w tej kategorii, ponieważ w 2012 roku ich moc zainstalowana była na dość nikim poziomie 268 MW.
42
Tabela 14. Moce zainstalowane niemieckiego systemu elektroenergetycznego [GW] w latach 2011/2012 (Niemiecki Urząd Regulacji Energetyki, Bundesnezagentur, 2013)
[GW, %] 12/2011 12/2012 różnica Non RES 101,7 102,6 0,9 RES 66,2 75,6 9,4 TOTAL 167,9 178,2 10,3 Wind 28,5 30 1,5 Solar 25,5 33,1 7,6 TOTAL Wind+Solar 54 63,1 9,1 (wind+solar)/TOTAL 32% 35% 88%
Według danych niemieckiego Urzędu Regulacji Energetyki (Bundesnetzagentur, 2013), porównując 2012 rok z 2011 rokiem, moc zainstalowana systemu elektroenergetycznego wzrosła o 10,3 GW, z czego aż 9,4 GW reprezentowały źródła odnawialne. W ciągu jednego roku moc energii wiatrowej wzrosła o 1,5 GW, natomiast energia słoneczna o 7,6 GW. Wartością wyjściową dla 2013 roku są dane z grudnia 2012 roku. Wykorzystane zostały one w dalszej części do analizy faktycznego udziału w godzinowej produkcji energii elektrycznej. Na przełomie 2012/2013 moc zainstalowana całego systemu była na poziomie 178,2 GW, z czego 63,1 GW (35%) stanowiły źródła niestabilne (wiatr + słońce).
Po odzwierciedleniu mocy zainstalowanych na kolejnych rysunkach przedstawiono ich faktyczną produkcję w wybranych miesiącach 2013 roku. Pierwszym okresem, który został przeanalizowany, jest sierpień 2013 roku.
Rys. 7. Krzywa wykonanie KSE oraz krzywa rezydualna (wykonanie conv) niemieckiego systemu elektroenergetycznego, sierpień 2013 (opracowanie własne na podstawie European Energy Exchange
43
W sierpniu maksymalne zapotrzebowanie KSE wynosiło 67,4 GW. Dzięki OZE zostało ono zredukowane o około 20 GW, do 47,9 GW. Z drugiej strony minimum systemu odnotowano na poziomie 28,5 GW. Zredukowane ono zostało przy wsparciu OZE do 22,8 GW, czyli o 5,7 GW. Redukcja maksymalnego zapotrzebowania w tak równomierny sposób, jak odzwierciedlono to na Rys. 7 pozwala w środku dnia istotnie zredukować pracę elektrowni konwencjonalnych. Ma to znaczenie przede wszystkim latem, kiedy:
• istotnie wzrasta popyt w ciągu dnia z powodu wzmożonej pracy urządzeń klimatyzacyjnych (Suwała, 2019);
• spada podaż produkcji energii z powodu ograniczeń wody do chłodzenia bloków energetycznych.
Warto na podstawie danych przedstawionych na Rys. 7 można zaobserwować powtarzalność generacji OZE. Każdego dnia w szczycie krzywa rezydualna jest skutecznie redukowana przez OZE w bardzo równomierny sposób. Można zauważyć, że przez cały miesiąc krzywa rezydualna oscyluje w zakresie 30–40 GW.
Z drugiej strony OZE redukują również krzywą rezydualną przy minimalnym zapotrzebowaniu systemu. Są to godziny, gdzie OZE w ewidentny sposób, poprzez swój charakter pracy jako must run o zerowych kosztach zmiennych, „wypychają” energetykę konwencjonalną z systemu elektroenergetycznego. Można to nazwać po części efektem negatywnym silnego rozwoju OZE. W sierpniu 2013 roku w niemieckim systemie redukcja szczytów sięgnęła 19,5 GW, natomiast redukcja minimalnego zapotrzebowania plasowała się na poziomie 5,7 GW. Analizując godzinową produkcję źródeł niestabilnych w sierpniu (farmy wiatrowe onshore + PV), pracowały one w zakresie 9–31% swojej całkowitej mocy zainstalowanej. Na podstawie tego pierwszego przykładu można wnioskować, że OZE powinny być rozwijane w zrównoważony sposób, tak aby cały system był fizycznie zbilansowany.
44
Kolejnym poddanym analizie miesiącem był wrzesień 2013 roku.
Rys. 8. Krzywa wykonanie KSE oraz krzywa rezydualna niemieckiego systemu elektroenergetycznego, wrzesień 2013 (opracowanie własne na podstawie European Energy Exchange Transparency, 2013) Tabela 15. Krzywa KSE oraz krzywa rezydualna niemieckiego systemu elektroenergetycznego, sierpień oraz wrzesień 2013 roku (opracowanie własne na podstawie European Energy Exchange Transparency, 2013)
sie-13 wrz-13 różnica min. max. min. max. min. max.
KSE 28,5 67,4 30,8 72,5 2,3 5,1
Rezydualna 22,8 47,9 23,6 55,1 0,8 7,2
OZE 5,7 19,5 7,2 17,4 1,5 −2,1
OZE/KSE 20% 29% 23% 24%
W porównaniu z sierpniem we wrześniu 2013 roku maksymalny poziom zapotrzebowania na moc w Niemczech wzrósł z 67,4 GW do 72,5 GW (+5,1 GW). Szczytowa krzywa rezydualna wzrosła w ciągu jednego miesiąca z 47,9 GW do 55,1 GW (+7,2 GW). Przy szczytowym obciążeniu systemu OZE wygenerowały 17,4 GW. Jest to spadek wobec poprzedzającego miesiąca o 2,1 GW. Jak widać, zaledwie jeden miesiąc różnicy powoduje istotnie mniejszą generację OZE. Dolina zapotrzebowania miesiąca września została odnotowana na poziomie 30,8 GW. W tym miesiącu minimalna krzywa rezydualna sięgnęła 23,6 GW (+0,8 GW wobec sierpnia).
Porównując te dwa miesiące, można zaobserwować, iż w obu miesiącach, zarówno przy maksymalnym, jak i minimalnym zapotrzebowaniu, OZE wygenerowały od 20% od 29% potrzebnej mocy.
45
W kolejnej symulacji dla porównania przytoczono miesiąc styczeń, gdzie spodziewana generacja z PV jest niższa niż w okresie letnim.
Rys. 9. Krzywa KSE oraz krzywa rezydualna niemieckiego systemu elektroenergetycznego, styczeń 2013 (opracowanie własne na podstawie European Energy Exchange Transparency, 2013)
Tabela 16. Krzywa KSE oraz krzywa rezydualna niemieckiego systemu elektroenergetycznego, styczeń oraz wrzesień 2013 (opracowanie własne na podstawie European Energy Exchange Transparency, 2013)
sie-13 sty-13 różnica min. max. min. max. min. max.
KSE 28,5 67,4 31,5 72,2 3 4,8
Rezydualna 22,8 47,9 22,4 64,8 −0,4 16,9
OZE 5,7 19,5 9,1 7,4 3,4 −12,1
OZE/KSE 20% 29% 29% 10%
W styczniu maksymalne zapotrzebowanie na moc niemieckiego systemu wynosiło 72,2 GW. Krzywa rezydualna została zredukowana przez OZE do 64,8 GW. Istotną redukcję krzywej rezydualnej można zauważyć pod koniec miesiąca (prawa część Rys. 9). Czerwona linia reprezentuje całkowite zapotrzebowanie systemu, które wzrasta do ponad 70 GW. W tym samym czasie produkcja OZE również wzrasta, co powoduje znaczny spadek krzywej rezydualnej (niebieska linia) do około 50 GW. Podobną sytuację można było zaobserwować na początku miesiąca, gdzie widać również znaczące rozwarstwienie czerwonej i niebieskiej linii. W środku miesiąca miała miejsce zdecydowanie mniejsza generacja OZE, gdzie system w mniejszym stopniu wspierany był przez energetykę odnawialną.
46
W szczycie zapotrzebowania OZE wygenerowały 7,4 GW energii elektrycznej. W okresie minimalnego popytu na energię elektryczną OZE wygenerowały 9,1 GW mocy. Udział mocowy źródeł OZE wyniósł zatem od 10% do 29%. W styczniu widoczne jest, że OZE stanowiły przede wszystkim wsparcie w nocy. Tam udziałowa generacja wyniosła 29%, w dzień było to około 10%.
Porównując oba okresy (zima oraz lato) podczas najniższego zapotrzebowania, udział OZE w styczniu wzrósł z 20% do 29%. W szczycie popytu na energię elektryczną udział OZE spadł z 29% do 10%, co stanowi spadek dyspozycyjnej mocy o 12,1 GW. Na podstawie Tab. 16 można zauważyć, że latem niemiecki miks OZE wspierał system bardziej w ciągu dnia, natomiast zimą były to nocne godziny doby. Taką podaż źródeł OZE można w zimie wykorzystać przykładowo do celów grzewczych, latem zaś generacją OZE można skutecznie wspierać produkcję chłodu.
Na próbce trzech przeanalizowanych miesięcy można stwierdzić, że generacja OZE zarówno w okresie zimowym, jak i letnim przyczyniła się do redukcji krzywej rezydualnej.
Jak wskazano na przykładzie trzech miesięcy niemieckiego systemu elektroenergetycznego, w skali miesięcznej OZE mogą częściowo wypełniać krzywą zapotrzebowania systemu. Na tym etapie pracy należy przeanalizować przewidywalność produkcji niestabilnych źródeł odnawialnych oraz rozłożenie produkcji OZE w ciągu doby.
Rys. 10. Planowana produkcja energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych oraz wykonanie (niemiecki system elektroenergetyczny, sierpień 2013; opracowanie własne na podstawie European
47
Na podstawie 744 godzin sierpnia można zauważyć dość duże wahania godzinowej produkcji energii farm wiatrowych. Stosunkowo często wykonanie produkcji (niebieska linia) było wyższe niż jej prognoza (czerwona linia). Produkcja z wiatru przekroczyła kilkakrotnie poziom 8 GW, osiągając w szczycie, około 410. godziny miesiąca, 10 GW. Po tym krótkim okresie wzmożonej generacji produkcja w farmach wiatrowych załamała się, spadając około 435. godziny miesiąca do wielkości rzędu 1 GW. Następnie odnotowano krótki wzrost, natomiast około 500. godziny generacja całego kraju w farmach wiatrowych była bliska zeru. Analizując Rys. 10, można zauważyć dość silną fluktuację produkcji farm wiatrowych, gdzie relatywnie często po wzmożonej generacji następowało jej załamanie. Jest to klasyczny przykład niestabilnej generacji w farmach wiatrowych. Na bazie Rys. 10 nie można zaobserwować powtarzalności produkcji energii.
Rys. 11. Planowana produkcja energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych oraz wykonanie (niemiecki system elektroenergetyczny, wrzesień 2013; opracowanie własne na podstawie European
Energy Exchange Transparency, 2013)
We wrześniu szczyt produkcji farm wiatrowych przekroczył 16 GW. Było to około 30. godziny miesiąca. Podobnie jak w przypadku sierpnia, w ciągu zaledwie około 30 godzin generacja z farm wiatrowych spadła do 1 GW, po czym w granicach około 90. godziny zmniejszyła się niemal do zera. Jeżeli chodzi o jakość prognoz, widoczne jest, że jedynie godziny najwyższych szczytów były niedoszacowane. Tego rodzaju sytuacja stanowi dodatkowe wyzwanie zbilansowania systemu za pomocą rynku bilansującego.
48
Dane przedstawione dla generacji wiatrowej w sierpniu i we wrześniu reprezentują farmy wiatrowe na terenie całych Niemiec. Można zatem stwierdzić, że próbka zawierająca około 30 GW mocy zainstalowanej w technologii wiatrowej jest jak najbardziej reprezentatywna. Na podstawie powyższych danych można wyciągnąć następujące wnioski:
• prognoza produkcji z farm wiatrowych jest mocno skorelowana z jej wykonaniem; • brak charakterystyki dobowej produkcji energii;
• stosunkowo silne wahania produkcji w skali kilkunastu godzin;
• silny udział energetyki wiatrowej może istotnie wpływać na produkcję energii w źródłach konwencjonalnych i może stanowić duże wyzwanie dla bilansowania systemu;
• silny rozwój energetyki wiatrowej powinien być skorelowany na przykład z rozwojem magazynów energii o dużej mocy, narzędzi zarządzania popytem, z rozwojem sieci krajowych, jak również transgranicznych.
Na Rys. 12-13 w celu porównania przedstawiono generację energii z instalacji PV dla analogicznych miesięcy.
Rys. 12. Planowana produkcja energii elektrycznej w instalacjach PV oraz wykonanie (niemiecki system elektroenergetyczny, sierpień 2013; opracowanie własne na podstawie European Energy Exchange
Transparency, 2013)
Dane dla instalacji PV w sierpniu 2013 roku pokazują dość dużą powtarzalność produkcji. Każdego dnia miesiąca można zauważyć zbliżony profil, gdzie najwyższa generacja odnotowywana jest w godzinach południowych. Natomiast, jak widać
49
na rysunku, w nocy produkcja spada do zera. W szczycie dnia minimalnie wyprodukowano 10 GW, a maksymalnie produkcja sięgnęła około 22 GW. Jakość prognozy jest wysoka, jedynie przez kilka dni w szczytach produkcja została niedoszacowana. Sytuacje, w których prognoza została przeszacowana, praktycznie nie występowały.
Rys. 13. Planowana produkcja energii elektrycznej w instalacjach PV oraz wykonanie (niemiecki system elektroenergetyczny, wrzesień 2013; opracowanie własne na podstawie European Energy Exchange
Transparency, 2013)
Dla porównania we wrześniu generacja znacznie spadła w stosunku do sierpnia. W połowie miesiąca widoczne są dni, kiedy produkcja w szczycie dnia spadała poniżej 10 GW. W tym przypadku jakość prognozy była również na względnie wysokim poziomie. Przewidywalność energetyki słonecznej potwierdzają również badania międzynarodowe, gdzie jakość prognoz sięga poziomu 80% (Kazem, 2017). Do celów prognostycznych można wykorzystać zaawansowane modele, które dają coraz bardziej poprawne prognozy (Graditi, 2016).
Poniżej zaprezentowano udział godzinowy niestabilnej energetyki odnawialnej w niemieckim systemie elektroenergetycznym dla sierpnia 2013 roku. Maksymalny udział OZE w sierpniu 2013 roku wyniósł 47,7%, a minimalny zaledwie 0,7%.
50
Rys. 14. Udział godzinowy niestabilnej energetyki odnawialnej w systemie (niemiecki system elektroenergetyczny, sierpień 2013; opracowanie własne na podstawie European Energy Exchange
Transparency, 2013) Poniżej przedstawiono dane dla stycznia 2013 roku.
Rys. 15. Udział godzinowy niestabilnej energetyki odnawialnej w systemie (niemiecki system elektroenergetyczny, styczeń 2013; opracowanie własne na podstawie European Energy Exchange
Transparency, 2013)
W styczniu procentowy udział OZE w zapotrzebowaniu całego systemu plasował się na podobnym poziomie jak w sierpniu. Udział niestabilnych OZE wahał się w zakresie 0,72–44,76%. Z wyżej przedstawionych danych płynie następująca konkluzja: wiatr i PV są raczej niestabilnymi źródłami i wymagają bilansowania rezerwowego poprzez elektrownie konwencjonalne.
51