Okres letni

Aby móc zasymulować możliwy wpływ nowych technologii na KSE, konieczne jest przeanalizowanie charakterystyki profilu dobowego.

Rys. 29. Letni, przeskalowany profil dobowo-godzinowy (30°C), trzecia środa lipca 2013 roku (opracowanie własne na podstawie danych PSE oraz www.meteo.waw.pl, 2013)

W trzecią środę lipca 2013 roku temperatura maksymalna wyniosła 24°C. Szczytowe zapotrzebowanie przekroczyło 20 GW, osiągając 20 393 MW. Szczyt południowy może być skutecznie redukowany przez elektrownie słoneczne. Biorąc pod uwagę Rys. 29 wartość 936 MW jest mocą, która skutecznie mogłaby zostać zredukowana przez energię słoneczną. Idąc dalej, w sytuacji wypełnienia szczytu wieczornego na przykład magazynami energii (elektrownie szczytowo-pompowe, baterie litowo-jonowe itp.) lub chwilową redukcją zapotrzebowania metodą DSM, można istotnie zoptymalizować krzywą rezydualną.

Jak zbadano wcześniej, praca elektrowni wiatrowych jest mało przewidywalna. Wymaga ona dyspozycyjnych mocy rezerwowych. W przypadku energii promieniowania słonecznego profil produkcji jest bardziej przewidywalny i w okresie letnim może on częściowo korelować z zapotrzebowaniem na energię elektryczną. Dla przykładu poniżej przedstawiono wpływ energetyki odnawialnej na niemiecki

72

system elektroenergetyczny. We wtorek 18 lipca 2017 roku maksymalne zapotrzebowanie sięgało w godzinach południowych około 70 GW. W szczycie zapotrzebowania, przypadającego na godziny południowe, OZE, a w tym przede wszystkim energia słoneczna (żółte kolumny), stanowiły wsparcie dla systemu elektroenergetycznego. W tym dniu system wspomogły również elektrownie wiatrowe. Zielony kolor odzwierciedla produkcję energii wiatrowej offshore, natomiast kolor jasnoszary przedstawia produkcję w farmach wiatrowych typu onshore. Na przykładzie tego dnia energetyka słoneczna złagodziła szczyt południowy, natomiast energetyka wiatrowa wpłynęła łagodząco na szczyt wieczorny. Dzięki energetyce odnawialnej profil dzienny elektrowni konwencjonalnych wyniósł około 40 GW i przebiegał stosunkowo stabilnie.

Rys. 30. Podaż, popyt oraz ceny energii elektrycznej niemieckiego systemu elektroenergetycznego 18 lipca 2017 roku (European Energy Exchange, www.eex-transparency.com, 2017)

W porównaniu z marcem na Rys. 30, przedstawiającym dowolny dzień lipca, widoczna jest znaczna generacja energii słonecznej (żółte pola). W marcu źródło to generowało w szczycie dnia około 10 GW energii. Wartość ta wzrosła w lipcu do około 25 GW. Dzięki OZE energetyka konwencjonalna pracowała podobnie jak w marcu stabilnie, w zakresie około 50 GW.

2.5.1.1. Symulacja wpływu PV na KSE

Jako że w Polsce nie występuje istotna liczba generacji energii elektrycznej z promieniowania słonecznego, wykorzystano dane rynku niemieckiego do symulacji wpływu OZE na polski KSE. W analizie wzięto między innymi pod uwagę inną

73

niż w Niemczech charakterystykę krzywej KSE. Zasymulowano różne poziomy energii generowanej w instalacjach PV. W analizie pominięto szerszy rozwój generacji wiatrowej, ponieważ jest to energia mało przewidywalna.

W pierwszej symulacji założono następujące parametry: • KSEx = 17.07.2013

• PVdex = 17.07.2013 • PVplq = 1 500 MW

• dane wyjściowe: maksymalna wartość KSEx – 20 393 MW • maksymalna temperatura – 24°C

• liczba godzin > 18 500 MW = 15

Rys. 31. Symulacja 1500 MW PV 17 lipca 2013 roku (opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency, 2013)

Celem pierwszej symulacji było, na przykładzie 17 lipca 2013 roku, obniżenie za pomocą PV szczytu dziennego do poziomu szczytu wieczornego. KSE osiągnął tego dnia 20 393 MW. Szczyt wieczorny, przypadający na godzinę 22.00, wyniósł 19 456 MW. Na Rys. 31 niebieska linia przedstawia charakterystykę przeskalowanej powyżej 18 000 MW krzywej KSE. Linia czerwona odzwierciedla możliwą produkcję PV przy mocy zainstalowanej 1 500 MW. Biorąc pod uwagę parametry nasłonecznienia, tego dnia potencjalnie w warunkach polskich produkcja mogłaby wynieść 937 MW. W ten sposób maksymalna krzywa rezydualna wyniosłaby 19 456 MW. Poziom ten zbliżony jest do zapotrzebowania o godzinie 22.00. Bez udziału PV moc 19 456 MW zostałaby przekroczona przez 9 godzin w skali doby.

74

W kolejnej symulacji analizie poddano moc PV równą 3 000 MW PV (Rys. 32). Przy potencjalnych 3 000 MW PV redukcja mocy wynosi 1 893 MW. Celem niniejszej symulacji jest zredukowanie szczytu dziennego do poziomu 18 500 MW. Przy pierwotnej krzywej KSE poziom 18 500 MW został w skali doby przekroczony przez 15 godzin. Przy potencjalnej produkcji PV (3 000 MW mocy zainstalowanej oraz 1 893 MW maksymalnej produkcji) poziom 18 500 MW zostałby przekroczony przez 5 godzin szczytu wieczornego. Godziny te powinny być wypełnione przez elektrownie szczytowo-pompowe (ESP), innego rodzaju magazyny energii (np. baterie litowo-jonowe) lub aktywne zarządzanie popytem energii poprzez demand response management (DRM). W tym konkretnym przypadku same elektrownie szczytowo-pompowe byłyby w stanie bez większego problemu zredukować krzywą rezydualną do poziomu 18 500 MW (5 godzin przy maksymalnej pracy 956 MW). Natomiast 3 000 MW PV dodatkowo spłaszczają krzywą rezydualną.

Rys. 32. Symulacja 3 000 MW PV 17 lipca 2013 roku (opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency, 2013)

Na tym etapie warto przeanalizować pracę systemu w warunkach ekstremalnych. W kolejnej iteracji przedstawiono symulację PV przy temperaturze powietrza 37°C. Taka temperatura wystąpiła 8 sierpnia 2013 roku. Tego dnia maksymalne zapotrzebowanie wyniosło 21 044 MW i zostało ono zarejestrowane o godzinie 13.00. Dla porównania średnia wartość zapotrzebowania w sierpniu o godzinie 13.00 wyniosła 18 955 MW. Wzrost temperatury spowodował zatem skok zapotrzebowania w szczycie dnia o 2 089 MW w stosunku do wartości średniomiesięcznej.

75

Pierwszą zmianą w stosunku do poprzednich symulacji jest dostosowanie profilu niemieckiego do możliwych warunków polskich. W tym celu wykorzystano profil produkcji PV z rynku niemieckiego, zarejestrowany 5 sierpnia, który został wykorzystany dla rynku polskiego w postaci przeskalowanej do poziomu 3 000 MW 8 sierpnia. Powodem takiej zmiany był fakt, że podobnie wysokie temperatury w Polsce jak dla 8 sierpnia zostały odnotowane w Niemczech 5 sierpnia. W tym konkretnym przypadku front pogodowy powiązany z ekstremalnymi upałami dotarł do Polski z trzydniowym opóźnieniem.

Rys. 33. Symulacja 3 000 MW PV 8 sierpnia 2013 roku przy 37°C bez wykorzystania magazynów energii/ESP/DSM (opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency, 2013)

Powyżej odzwierciedlono produkcję PV, która w szczycie sięga około 2 000 MW (przy 3 000 mocy zainstalowanej w PV), obniżając jednocześnie krzywą rezydualną. Średniomiesięczne wartości produkcji PV o godzinie 13.00 wyniosły 1 455 MW. Gdyby w systemie nie było magazynów energii, przede wszystkim w postaci ESP, elektrownie konwencjonalne przy wysokiej produkcji OZE (w tym przypadku PV) musiałyby ograniczyć produkcję do poziomu 18 000 MW, aby w godzinach wieczornych na krótko podnieść pracę do około 20 000 MW.

76

Rys. 34. Symulacja 3 000 MW PV 8 sierpnia 2013 roku przy 37°C z wykorzystaniem magazynów energii/ESP/DSM (opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency, 2013) Powyższa symulacja wygenerowała następujące wyniki:

Parametry wyjściowe

• maksymalna wartość KSEx 21 044 MW

• wymagany, procentowy poziom redukcji mocy: 21 044/14 765–1 = 43% • liczba godzin przekraczających 19 000 MW = 14 h

• ilość energii przekraczająca 19 000 MW = 16 224 MWh

Przy użyciu parametrów wyjściowych rozpiętość pomiędzy godziną o najwyższym zużyciu a najniższym sięga 6 279 MW. Bez wykorzystania magazynów energii regulacyjność systemu byłaby na granicy możliwości pracy bloków energetycznych, ponieważ rozpiętość krzywej KSE w tym dniu wyniosła 43%. Jak wskazano wcześniej na przykładzie Elektrowni Kozienice, minimum techniczne bloku klasy 200 MW wynosi 55% (redukcja 45%), czyli 110 MW. Są to jednak wartości występujące przy optymalnych warunkach pogodowych. Ograniczanie pracy bloków do minimum technicznego w okresach letnich, kiedy panują wysokie temperatury powietrza, nie jest zalecane, ponieważ w ciągu dnia woda do celów chłodzenia jest intensywnie nagrzewana. W chłodniach kominowych następuje wysoka kondensacja wody układu zamkniętego. Z kolei w otwartych układach chłodzenia dochodzi do nadmiernego podgrzania zewnętrznego zbiornika poprzez zrzut wody chłodzącej. Biorąc pod uwagę ograniczenia hydrologiczne podczas pracy w godzinach dziennego szczytu zapotrzebowania, nie rekomenduje się nadmiernego prowadzenia bloków

77

na minimum technicznym podczas „doliny nocnej”, ponieważ praca taka wymaga częściowo wysokiej kondensacji i dodatkowego schładzania jednostek wytwórczych. W ten sposób zarówno w dzień, jak i w nocy praca bloków nadmiernie pogarszałaby warunki chłodzenia. Z tego powodu konieczne jest w szczytach letnich korzystanie z ESP. W sytuacji występowania wysokich temperatur zewnętrznych można jednak również przy ESP spodziewać się ograniczeń wywołanych niskimi stanami zbiorników wodnych. Biorąc pod uwagę powyższe aspekty, widać, że mimo zastosowania regulacyjności bloków, magazynów energii w formie elektrowni szczytowo-pompowych konieczne jest częściowe odstawianie bloków na godziny nocne.

Symulacja PV: 3 000 MW

• redukcja szczytu południowego do 19 000 MW = −2 000 MW • procentowy poziom redukcji mocy: 35%

• liczba h>19 000 MW przy 3 000 MW PV = 7

• zapotrzebowanie >19 000 MW do wypełnienia przez ESP/DRM lub inne magazyny => 2 653 MWh

Przy zastosowaniu 3 000 MW PV produkcja w warunkach polskich wyniosłaby tego dnia około 2 000 MW. W ten sposób rozpiętość krzywej rezydualnej sięga 5 164 MW, co oznacza różnicę pomiędzy szczytem a doliną zapotrzebowania na poziomie 35%. Przy wyjściowej krzywej KSE poziom 19 000 MW przekroczony został przez 14 h w skali doby, przy ilości energii 16 224 MWh. Wartość ta dowodzi, że nawet przy pełnym zastosowaniu elektrowni szczytowo-pompowych w tym dniu nie była możliwa stabilna praca bloków energetycznych, ponieważ pojemność zbiorników w elektrowniach szczytowo-pompowych pozwala na ciągłą pracę przy pełnym wykorzystaniu mocy przez około 5 h. Możliwa do zmagazynowania energia przy optymalnych warunkach hydrologicznych wynosi około 8 000–10 000 MWh. Ponadto, jak zilustrowano na Rys. 35, moc maksymalna ESP wynosi 1 767 MW, a wartość maksymalna powyżej 19 000 MW wyniosła 2 044 MW. Korzystając tego dnia z 3 000 MW PV, poziom 19 000 MW byłby przekroczony o 7 godzin. Natomiast energia konieczna do zmagazynowania (> 19 000 MW) sięgnęłaby 2 653 MWh. Przy pojemności magazynowania energii w ESP rzędu 8 000–15 000 MW ilość energii wynosząca 2 653 MWh byłaby nawet przy niskich stanach zbiornikach wodnych możliwa do zmagazynowania.

78

Rys. 35. Dnia 8 sierpnia 2013 roku; poziom przekroczenia 19 000 MW przy zastosowaniu 3 000 MW PV (opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency, 2013)

Na Rys. 35 krzywa niebieska ilustruje wartości KSE > 19 000 MW. Krzywa czerwona odzwierciedla KSE z wykorzystaniem 3 000 MW PV, natomiast linia zielona pokazuje moc zainstalowaną elektrowni szczytowo-pompowych. Bez optymalizacji PV widoczne jest, że krzywa niebieska przecina częściowo linię zieloną. Natomiast przy zastosowaniu PV taka sytuacja nie występuje. W ten sposób udowodniono, że możliwe jest wypełnienie szczytu wieczornego pracą elektrowni szczytowo-pompowych. W tym konkretnym przypadku 3 000 MW PV poprawiłoby pracę systemu, gdzie elektrownie konwencjonalne nie przekroczyłyby poziomu 19 000 MW.

W celu odzwierciedlenia efektu pogodowego porównano uśrednioną krzywą KSE z sierpnia 2013 roku oraz 17 lipca (24°C) oraz przy warunkach ekstremalnych 8 sierpnia (37°C).

Rys. 36. Krzywe KSE dla średnich wartości w sierpniu 2013 roku, 17 lipca 2013 roku, 8 sierpnia 2013 roku (opracowanie własne na podstawie danych PSE, 2013)

79

Uśrednione wartości dla sierpnia przedstawione są kolorem zielonym, krzywa czerwona prezentuje 17 lipca, natomiast krzywa niebieska odnotowana została 8 sierpnia, przy najwyższych temperaturach. Jak widać na rysunku, efekt pogodowy jest istotnie zauważalny, gdzie przede wszystkim zarówno w środku dnia, jak i wieczorem osiągnięte zostały najwyższe wartości, istotnie różniące się od pozostałych dwóch krzywych.

Instalacje PV mogą powstawać modułowo. Przykładowo, gospodarstwa domowe mogą mieć niższe oczekiwania ze zwrotu z kapitału niż inwestorzy biznesowi. Duzi inwestorzy mają rozwinięte działy, które oszacowują poziom ponoszonego ryzyka inwestycyjnego. Ryzyko takie jest odzwierciedlane w premii za ponoszone ryzyko. Jak wskazuje autor artykułu Investment risk forecasting in a local energy market (Kamrat, 2002) oszacowanie ryzyka w sektorze energetycznym charakteryzuje się dużą złożonością. Poza aspektami finansowymi domowe instalacje PV wiążą się z ograniczonym ryzykiem konstrukcyjnym lub problemami związanymi z pozwoleniami środowiskowymi, budowlanymi, zintegrowanymi itp. Te wyżej wymienione czynniki mogą wpłynąć na wzmożony rozwój źródeł rozproszonych. W kolejnych etapach symulacji poddano 5 000 MW oraz 10 000 MW w PV.

Rys. 37. Symulacja 5000 MW PV 8 sierpnia 2013 roku przy 37°C z wykorzystaniem magazynów energii/ESP/DSM(opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency, 2013)

Parametry wyjściowe

• maksymalna wartość pierwotnej KSE = 21 044 MW • liczba h > 18 500 MW = 14

• rozpiętość min/max= 70% Symulacja PV: 5 000 MW

80

• redukcja szczytu południowego do 18 500 MW • liczba h > 18 500 MW = 5

• rozpiętość min/max= 74%

• zapotrzebowanie >18 500 MW do wypełnienia przez ESP/DRM lub inne magazyny => suma 3249 MWh

• rozpiętość min/max (pierwotnamax./min. = 25% (3 700 MW)

Przy parametrach wyjściowych odnotowano 14 godzin, które przekraczały poziom 18 500 MW. Jest to wartość, która nie jest możliwa do pokrycia przez same ESP. Przy potencjalnych 5 000 MW PV poziom 18 500 MW przekroczony byłby przez 5 godzin. Stanowi to 3 249 MWh energii potencjalnie do zmagazynowania, wyprodukowania w elektrowniach szczytowych lub przesunięcia w zużyciu za pomocą DSM. Na Rys. 37, przy mocy zainstalowanej PV na poziomie 5 000 MW i potencjalnej produkcji 8 sierpnia 2013 roku, widoczne jest, że w szczycie dnia, kiedy panują najwyższe temperatury, elektrownie konwencjonalne, odzwierciedlone poprzez zieloną krzywą, mogłyby być nawet częściowo odciążone. W praktyce mogłoby się okazać, że przy najwyższych temperaturach w ciągu doby elektrownie pracują z nieco niższą mocą, co spowodowałoby możliwość częściowego obniżenia temperatur wód zrzutowych z elektrowni przede wszystkim o otwartym układzie chłodzenia. Alternatywnie możliwe byłoby również częściowe uzupełnienie energii w ciągu dnia w elektrowniach szczytowo-pompowych.

Reasumując powyższe, można zatem stwierdzić, że zarówno poziom 3 000 MW, jak i 5 000 MW w PV byłby wskazany dla poprawy polskiego bezpieczeństwa energetycznego. Poniżej przeanalizowano 10 000 MW PV.

81

Rys. 38. Symulacja 10 000 MW PV 8 sierpnia 2013 roku przy 37°C z wykorzystaniem magazynów energii/ESP/DSM (opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency; 2013)

Parametry wyjściowe

• maksymalna wartość pierwotnej KSE = 21 044 MW • liczba h > 15 000 MW = 22

• rozpiętość min/max= 70% Symulacja PV: 10 000MW

• redukcja szczytu południowego do 15 000 MW = −6 000 MW • liczba h >15 000 MW = 18

• minimalna wartość krzywej rezydualnej = 14 016 MW o godz. 15.00 • rozpiętość min/max= 74%

Przy 10 000 MW PV w szczycie dnia instalacje słoneczne wyparłyby częściowo z rynku elektrownie konwencjonalne. Z pierwotnych 21 044 MW produkcja w szczycie dnia pokryta byłaby przez elektrownie konwencjonalne na poziomie 14 016 MW. Stanowiłoby to produkcję o około 1 000 MW poniżej „doliny nocnej”. Przy tak wysokiej produkcji PV pojawia się dodatkowo następujący problem. O godzinie 15.00 krzywa rezydualna spada do 14 016 MW. Po tej godzinie, dzięki coraz mniejszej generacji PV, krzywa rezydualna znacząco wzrasta, aby o godzinie 22.00 osiągnąć poziom 19 915 MW. Jest to wzrost w ciągu 7 godzin o 42% w stosunku do godziny 15.00. Aby określić rekomendowany poziom wzrostu w technologii PV na rynku polskim, analizie poddano średnie wartości generacji PV w sierpniu 2013 roku niemieckiego KSE. W tym okresie w Niemczech w technologii PV zainstalowanych było 33 800 MW. Jak wskazuje Tab. 24, produkcja z PV nie jest każdego dnia miesiąca

82

silna. Analiza wykazała, że w godzinie 13. generacja PV plasowała się na najwyższym poziomie.

Rys. 39. Sierpień 2013 roku – produkcja PV w niemieckim KSE, godz. 13.00 (opracowanie własne na podstawie EEX Transparency, 2013)

W każdej dobie sierpnia 2013 roku w niemieckim systemie energetycznym o godzinie 13.00 generacja z PV wahała się w zakresie 8 423–22 828 MW.

dzień m-ca

83

W Tab. 24 pokazano, jak wartości te odnoszą się w ujęciu procentowym do mocy zainstalowanej.

Tabela 24. Procentowy udział generacji PV w niemieckim KSE w sierpniu 2013 roku (opracowanie własne na podstawie EEX Transparency; Fraunhofer, 2013)

h Średnia DE PV ^{% mocy} zainst. Min. sierp. DE % mocy zainst. Max. sierp. DE % mocy zainst. 1 – 0% – 0% – 0% 2 – 0% – 0% – 0% 3 – 0% – 0% – 0% 4 – 0% – 0% – 0% 5 – 0% 1 0% 29 0% 6 6 0% 139 0% 632 2% 7 269 1% 1 082 3% 3 055 9% 8 1 807 5% 3 010 9% 7 926 23% 9 5 175 15% 4 525 13% 13 100 39% 10 9 182 27% 6 005 18% 17 553 52% 11 12 865 38% 7 095 21% 20 617 61% 12 15 486 46% 7 684 23% 22 325 66% 13 16 541 49% 8 423 25% 22 828 68% 14 16 463 49% 8 592 25% 22 110 65% 15 15 630 46% 8 025 24% 20 210 60% 16 13 912 41% 6 719 20% 17 000 50% 17 11 347 34% 5 112 15% 12 565 37% 18 8 188 24% 3 248 10% 7 417 22% 19 4 708 14% 1 331 4% 2 971 9% 20 1 796 5% 204 1% 625 2% 21 295 1% 0 0% 20 0% 22 4 0% – 0% – 0% 23 0 0% – 0% – 0% 24 – 0% – 0% – 0% Moc PV 33 804

O godzinie 13.00 każdej doby sierpnia generacja PV wahała się w zakresie 25– 68% mocy zainstalowanej. W ujęciu średniodobowym całego miesiąca wartość ta pozostawała na poziomie 49% mocy zainstalowanej.

Opierając się na przeskalowanych danych niemieckiej generacji PV w sierpniu 2013 roku, poniżej zaprezentowano symulację PV dla polskiego KSE dla uśrednionych wartości sierpnia 2013 roku przy 5 000 oraz 10 000 MW w technologii PV. Podobnie jak w przypadku ekstremalnych warunków przy wartościach uśrednionych krzywa rezydualna przy mocy 10 000 MW dość istotnie spada około godziny 15.00, aby ponownie wzrosnąć o godzinie 22.00.

84

Tabela 25. Możliwy wpływ generacji PV na polski KSE w przypadku 5 000 MW PV oraz 10 000 MW PV dla 7 sierpnia 2013 roku oraz uśrednionych wartości z sierpnia 2013 roku (opracowanie własne na podstawie PSE; EEX Transparency, 2013)

5000 MW PV 10 000 MW PV

07.08 godz. 15 godz. 22 różnica 07.08 godz. 15 godz. 22 różnica

KSE0 20 670 19 919 −3,6% KSE0 20 670 19 919 −3,6%

Rezydualna 17 343 19 917 14,8% Rezydualna 14 016 19 915 42,1%

średnia sier. godz. 15 godz. 22 różnica średnia sier. godz. 15 godz. 22 różnica

KSE0 18 539 18 174 −2,0% KSE0 18 539 18 174 −2,0%

Rezydualna 16 227 18 173 12,0% Rezydualna 13 915 18 173 30,6%

W dniu 7 sierpnia 2013 roku KSE0 spada o godzinie 22.00 o 3,6% w stosunku do godziny 15.00. Przy zastosowaniu 5 000 MW PV godzina 22.00 wyższa jest o 14,8% względem godziny 15.00. Biorąc pod uwagę średnie wartości miesiąca, KSE0 (czyli bez udziału PV) spada o 2%, natomiast rośnie o 12% przy zastosowaniu 5 000 MW PV. W przypadku 10 000 MW PV, przy ekstremalnie upalnym dniu 7 sierpnia, krzywa rezydualna rośnie o godzinie 22.00 o 42,1% w stosunku do godziny 15.00. Dla wartości uśrednionych dla całego miesiąca wartość ta rośnie o 30,6%.

Powyższa analiza potwierdza, że poziom 5 000 MW PV, zarówno dla ekstremalnych warunków pogodowych, jak również dla wartości uśrednionych z sierpnia 2013 roku, jest poziomem bezpiecznym, wspierającym KSE poprzez redukcję krzywej rezydualnej w szczycie dnia. Przy 10 000 MW PV, zarówno dla wartości dnia ekstremalnego, jak również dla miesięcznych wartości uśrednionych, poziom generacji PV jest zbyt wysoki.

Można zatem skonkludować, że przy odpowiednio dobranym poziomie PV w KSE jest to narzędzie samoregulujące, które poprawia bezpieczeństwo energetyczne.

2.5.1.2. Perspektywa 2017 roku

Rozwój przede wszystkim niestabilnych OZE powinien zostać skorelowany ze zmianami całego systemu energetycznego. Przykładowo, szczytowe zapotrzebowanie z 8 sierpnia 2013 roku wyniosło 21 044 MW. Praktycznie w każdym kolejnym roku szczytowe zapotrzebowanie letnie stale rosło:

• 2013: 21 601 MW (21 czerwca) lub 21 044 MW (8 sierpnia); • 2014: 21 804 MW;

• 2015: 22 186 MW;

85

• 2017: 23 215 MW.

Na podstawie powyższych danych można wnioskować, że w ciągu 4 lat zapotrzebowanie letnie urosło średnio o 400 MW w ujęciu r/r.

Rys. 40. Letnie, szczytowe zapotrzebowania na energię elektryczną w 2013 roku oraz. 2017 rok (opracowanie własne na podstawie PSE, 2017)

Odnosząc się do faktu, że szczytowe zapotrzebowanie latem w dużej mierze koreluje z profilem produkcji PV, można wysnuć tezę, że wsparcie dla PV lub rozwój tych instalacji w przypadku braku konieczności wsparcia, na przykład przy systemie opustów, powinno być dopasowane do rocznego wzrostu zapotrzebowania na moc szczytową. Powyżej przedstawiono profile szczytowego zapotrzebowania latem 2013 roku oraz 2017 roku. Jedynie w godzinach wieczornych zapotrzebowanie w obu dniach pozostaje na zbliżonym poziomie. Natomiast w szczycie dnia zaobserwować można istotny wzrost w 2017 roku względem 2013 roku. Wcześniejsze symulacje pokazały, że w przypadku lata 2013 roku odpowiednim poziomem PV dla polskiego KSE, który by pozytywnie wypłynął na bezpieczeństwo pracy systemu, było 5 000 MW PV. Letnie, szczytowe zapotrzebowanie wzrosło pomiędzy 2013 rokiem a 2017 rokiem o 1 614 MW. Do wcześniej wspomnianych 5 000 MW w technologii PV trzeba dodać, w zaokrągleniu, 2 500 MW energii słonecznej, aby wygenerować dodatkowe 1 600 MW w szczycie zapotrzebowania.

W ten sposób można stwierdzić, że rekomendowanym poziomem PV dla 2017 roku mogłoby być 7 500 MW.

86

Rys. 41. Symulacja 7 500 MW PV 1 sierpnia 2017 roku (opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency, 2017)

Na Rys. 41 zaobserwować można, że redukcja szczytu południowego powoduje obniżenie krzywej rezydualnej w godzinach południowych. Pierwotna krzywa KSE charakteryzuje się rozpiętością 67% pomiędzy godziną minimalną a maksymalną. Po ingerencji 7,5 GW PV poziom ten rośnie do 72%, czyli przy dość wysokiej generacji PV, która zaniża krzywą rezydualną we wczesnych godzinach popołudniowych, krzywa rezydualna jest bardziej stabilna, niż pierwotna krzywa KSE. Na rysunku widoczne jest, że zielona krzywa rezydualna poprzez wpływ PV nieco spada w południe dnia, aby ponownie wzrosnąć w godzinach wieczornych. Wskaźnik min/max pomiędzy godz. 15 a 21 jest na poziomie 80%. Przedstawia to wartość, która mieści się w zakresie regulacyjności bloków konwencjonalnych. Można zatem stwierdzić, że 7 500 PV byłby nadal odpowiednią wartością dla KSE.