Symulacja 1: Symulacja KSE latem 2008 roku przy wsparciu ESP
Poniżej, na przykładzie połowy lipca 2008, zasymulowano możliwe wsparcie elektrowni szczytowo-pompowych systemu elektroenergetycznego. Jak opisano wcześniej, w Polsce moc zainstalowania w tej technologii magazynowania energii wynosi 1 767 MW. Możliwość magazynowania energii elektrycznej w Polsce za pomocą elektrowni szczytowo-pompowych wynosi w sumie około 15 000 MWh, realnie osiągalne jest jednak około 10 000 MW (Adamska, 2013). Daje to około 5–6 godzin pracy ESP przy pełnym obciążeniu.
Na Rys. 27 odzwierciedlono możliwą pracę elektrowni szczytowo-pompowych, „wypłaszczając” krzywą rezydualną w środę 16 lipca 2008 roku. W modelu założono, że energia elektryczna będzie magazynowana w godzinach pozaszczytowych. Dla uproszczenia przewidziano, że woda będzie pompowana z mocą nieprzekraczającą 1767 MW. W praktyce poszczególne elektrownie mają możliwości poboru większej mocy z systemu niż wynosi ich moc, z jaką mogą oddać energię. Przykładowo, według danych PGE Energia Odnawialna (PGE Energia Odnawialna S.A., 2009) w elektrowni ESP Żarnowiec moc pracy pompowej elektrowni wynosi 4 × 200 MW = 800 MW. Natomiast moc generacyjna jest równa 4 × 179 MW = 716 MW. Oznacza to, że moc pompowa jest wyższa o około 11,7% od mocy generacyjnej. Minimalna moc, z jaką może pracować elektrownia w Żarnowcu, wynosi 30% mocy generacyjnej. W modelu jednak, dla uproszczenia i z powodu ograniczeń technicznych, które mogą się pojawiać przy eksploatacji elektrowni szczytowo-pompowych, założono ograniczenie pracy pompowej równe mocy generacyjnej. Ponadto przewidziano, że część odzyskanej energii zostanie pomniejszona o straty wynikające ze sprawności ESP, które oszacowano na 10%. Aby w jak największej mierze ograniczyć spadek produkcji, założono jak najwyższą pracę pomp w „dolinie nocnej”. W godzinach szczytu założono dopasowanie pracy magazynów wodnych, tak aby uzyskać jak najbardziej płaski profil krzywej rezydualnej. W przypadku 16 lipca był to poziom 17 500 MW.
65
Rys. 27. Możliwe zastosowanie elektrowni szczytowo-pompowych, środa 16.07.2008 (opracowanie własne na podstawie danych PSE, 2008; Adamska, 2013)
Stosując powyższe założenia, uzyskuje się następujące wyniki optymalizacji.
Tabela 20. Możliwa optymalizacja KSE przy zastosowaniu ESP, 17.07.2008 (opracowanie własne na podstawie danych PSE, 2008; Adamska, 2013)
16.07.2008 KSE0 ESP KSE0+ ESP = KSE1 KSE1 − KSE0 Min. [MW] 13 300 −1 767 15 067 1 767 Max. [MW] 19 331 1 767 17 564 −1 595 Różnica [MW] 6 031 3 534 2 669 −3 362 Min./max. 69% −100% 86% 16%
Pierwotnie system pracował według krzywej KSE0 w zakresie 13 300–19 331 MW. Daje to rozpiętość dobową sięgającą 6 031 MW. Oznacza to, że godzina o minimalnym zużyciu stanowiła 69% zapotrzebowania maksymalnego. W drugiej kolumnie ESP przedstawiono zakres pracy elektrowni szczytowych. Jak wcześniej wskazano, praca pompowa wielkości 1 767 MW odpowiada pracy turbinowej. Daje to sumarycznie 3 534 MW możliwości optymalizacji krzywej KSE. Efekt pracy magazynów energii przedstawiono w kolumnie KSE1. W tym przypadku elektrownie pracowałyby w zakresie 15 067–17 736 MW. Oznacza to rozpiętość 2 669 MW, gdzie moc minimalna odpowiada 85% dobowej mocy maksymalnej. Jest to poprawa o 16% w stosunku do scenariusza przed zastosowaniem ESP. Wracając do elastyczności elektrowni konwencjonalnych i bazując na danych Elektrowni
66
Kozienice, można stwierdzić, że w losowo wybraną środę lata 2008 roku elektrownie sprostałyby, nie podstawiając bloków w nocy, zapotrzebowaniu KSE. ESP mogły tego dnia dodatkowo odciążyć elektrownie konwencjonalne.
Jak pokazała symulacja losowo wybranego dnia roboczego latem 2008 roku, zbilansowanie między innymi dzięki magazynom energii nie stanowiło istotnego wyzwania dla operatora sieci.
Symulacja 2: Symulacja KSE latem 2008 roku przy wsparciu ESP (przejście z dni roboczych na dni wolne od pracy)
Poniżej symulacji poddano przejście z dni roboczych na dni wolne od pracy. W tym celu wykorzystano opisany wcześniej okres 18–20 lipca 2008 roku (piątek – niedziela).
W okresie piątek – niedziela KSE0 zawierała wartości w zakresie 10 947– 19 024 MW. Szczyt zapotrzebowania przypadł w piątek w 14. godzinie doby. Minimalne zapotrzebowanie osiągnięto w niedzielę o godzinie 6.00 rano. Oznacza to redukcję zapotrzebowania KSE o 42% – do poziomu 58% szczytu piątkowego. Przy braku zastosowania elektrowni szczytowo-pompowych konieczne byłoby odstawienie części bloków w okresie weekendowym, ponieważ wymagana redukcja mocy zbliżyłaby się do poziomu technicznego minimum. Trzeba ponadto założyć, że z powodu letniego okresu remontowego bloków energetycznych oraz ograniczeń technicznych konieczne jest sezonowe odstawianie części jednostek. Głównym jednak ograniczeniem produkcji w okresie niskiego zapotrzebowania na energię KSE są aspekty ekonomiczne. W okresie małego zapotrzebowania na energię koszt krańcowy stanowią jednostki o najniższych kosztach zmiennych. W okresie niskiego zapotrzebowania starsze jednostki, o mniejszej elastyczności oraz niższej sprawności, mogłyby generować straty. Na przykładzie lipca 2008 roku istotne wsparcie w przejściu z pracy dni roboczych w pracę weekendową mogły stanowić ESP.
67
Rys. 28. Możliwe zastosowanie elektrowni szczytowo-pompowych 18–20.07.2008 (opracowanie własne na podstawie danych PSE, 2008; Adamska, 2013)
Tabela 21. Możliwa optymalizacja KSE przy zastosowaniu ESP, 18–20.07.2008 (opracowanie własne na podstawie danych PSE, 2008; Adamska, 2013)
18-20.07.2008 KSE0 ESP KSE0 + ESP = KSE1 KSE1 − KSE0 Min. [MW] 10 947 −1 756 12 714 1 767 Max. [MW] 19 024 1 767 17 500 −1 523 Różnica [MW] 8 077 3 523 4 786 −3 291 Min./max. 58% 73% 15%
Powyżej pokazano dla tego okresu możliwą pracę KSE. Praca ESP daje w sumie możliwość optymalizacji na poziomie 3 523 MW (praca pompowa + praca turbinowa). W optymalizacji dobowej założono pojemność magazynów wynoszącą około 10 000 MWh. W pracy turbinowej, czyli przy spuszczaniu wody, pomniejszono odzysk energii o sprawność systemu o około 10%. Optymalizacja zakłada, że moc, z jaką przeprowadzana jest praca pompowa, odpowiada pracy turbinowej. Technicznie praca pompowa może być wyższa niż praca turbinowa, ale w modelu założono ograniczenia po stronie na przykład dostępności wody do pracy pompowej. Latem takie ograniczenie może wystąpić przy wysokich temperaturach powietrza i jednocześnie niskich poziomach zbiorników wodnych. Zimą ograniczania mogą występować z powodu zamarzania zbiorników wodnych. Na Rys. 28 kolorem niebieskim oznaczono wyjściową krzywą systemu, oznaczoną jako KSE0. Po optymalizacji systemu dzięki KSE otrzymano krzywą KSE1. Istotną cechę charakterystyczną dla krzywej KSE
68
stanowi fakt, że „dolina nocna” jest z reguły krótsza niż „szczyt dzienny”. Przy możliwej symulacji ESP założono, że praca pompowa przeprowadzana jest z reguły z pełną mocą. Natomiast w modelu za pomocą algorytmu zasymulowano pracę turbinową, tak aby w jak największym stopniu wyrównać krzywą dzienną. Z tego powodu na rysunku można zaobserwować równe rozłożenie krzywej dziennej oraz nierównomierne rozłożenie krzywej nocnej. Efektem niniejszej optymalizacji jest zmniejszenie delty pomiędzy szczytem występującym w piątek a minimalnym zapotrzebowaniem w nocy z soboty na niedzielę. Przed optymalizacją różnica krzywej KSE0 wyniosła 8 077 MW, natomiast po optymalizacji poprzez krzywą KSE1 – 4 786 MW. W ten sposób rozpiętość pomiędzy minimalną a maksymalną wartością wzrosła z pierwotnych 58% do 73%. Jest to „spłaszczenie” krzywej KSE o 15%. Wartość 73% oznacza redukcję mocy w niedzielę rano wobec godziny 14.00 a w piątek o 27%. Redukcja taka powinna być zatem możliwa nawet bez odstawania od pracy jednostek wytwórczych w weekend.
Po 2008 roku powstało w Polsce wiele źródeł OZE, które istotnie wpływają na pracę systemu. Pewnym wyzwaniem dla systemu mogą być elektrownie wiatrowe, które przy spadającym zapotrzebowaniu systemowym, przypadającym przykładowo w weekendy, mogą ograniczać w dość nieprzewidywalny sposób generację energii w źródłach konwencjonalnych. Jak wskazano wcześniej, wahania te mogą być do pewnego poziomu kompensowane elastycznością elektrowni konwencjonalnych oraz elektrowniami szczytowo-pompowymi. O ile w przykładowym 2008 roku źródła wiatrowe nie stanowiły praktycznie wyzwania dla zbilansowania systemu elektroenergetycznego, w 2017 roku sytuacja ta uległa istotnej zmianie. Według danych Urzędu Regulacji Energetyki w 2008 roku moc zainstalowana w źródłach wiatrowych wyniosła 451 MW (Urząd Regulacji Energetyki, 2016). Natomiast na dzień 31 grudnia 2016 roku moc ta wzrosła do poziomu 5 807 MW (Urząd Regulacji Energetyki, 2017b). Ponadto w sieci zainstalowane było na koniec 2016 roku 99 MW instalacji wykorzystujących energię promieniowania słonecznego.
Wpływ OZE w 2016 roku
Istotny wpływ energetyki odnawialnej w KSE zaobserwować można było pod koniec 2016 roku.
• Zapotrzebowanie KSE
o 20.12 – 23.12 (dni robocze), maks. KSE: 24 423MW
69
o wymagana redukcja o 50%
• Generacja – energetyka wiatrowa, 26.12
o ponad 4900MW (PGE Energia Odnawialna S.A., 2017), około 85% mocy zainstalowanych
Na tym etapie warto sprawdzić, jaki wpływ miały wyżej wymienione parametry na rentowność elektrowni węglowych. W 2016 roku jednostkami wyznaczającymi cenę w krzywej kosztów zmiennych były bloki klasy 200 MW opalane węglem kamiennym. Dark spread:
S = PE – PC *1/ƞ (2.11)
gdzie dla 20–26 grudnia 2016: S = dark spread,
PE = price electricity – cena energii elektrycznej (83,87 PLN/MWh (Towarowa Giełda Energii, 2016)),
PC = price coal – cena węgla kamiennego ((8,61 PLN/GJ + 1 PLN/GJ koszt transportu oraz przeładunku) * 3,6 = 34,60 PLN/MWh (Agencja Rozwoju Przemysłu S.A., 2016)),
Ƞ = efficiency – sprawność jednostki wytwórczej (35,42% (Paska, 2005)).
W Tab. 22 przedstawiono w okresie od wtorku 20.12 do poniedziałku 26.12 możliwe do osiągnięcia poziomy marży brutto (dark spread).
Tabela 22. Dark spread dla elektrowni typu 200 MW w dniach 20–26.12.2016 (opracowanie własne, 2016) Wt. 20/12 Śr. 21/12 Cz. 22/12 Pt. 23/12 So. 24/12 Nd. 25/12 Pn. 26/12 PE (base) 262,71 167,64 190,43 147,46 100,06 85,97 83,37 PC 9,61 9,61 9,61 9,61 9,61 9,61 9,61 ƞ 35,42% 35,42% 35,42% 35,42% 35,42% 35,42% 35,42% PC * ƞ-1 97,67 97,67 97,67 97,67 97,67 97,67 97,67 S 165,04 69,97 92,76 49,79 2,39 −11,70 −14,30
70 Clean dark spread:
C = S – N * PCC * FX (2.13)
gdzie dla 20–26 grudnia 2016: C = clean dark spread,
N = number of carbon credits – liczba uprawnień emisji CO2 (0,831 tCO2/MWh (KOBIZE, 2015)),
PCC = price carbon credits – cena uprawnień emisji CO2 (5,09 EUR/t (European Energy Exchange, 2016)),
FX = foreign exchange – kurs wymiany walut (4,41 PLN/EUR (Narodowy Bank Polski, 2016)).
Tabela 23. Clean dark spread dla elektrowni typu 200 MW w dniach 20–26.12.2016 (opracowanie własne, 2016) Wt. 20/12 Śr. 21/12 Cz. 22/12 Pt. 23/12 So. 24/12 Nd. 25/12 Pn. 26/12 PE (base) 262,71 167,64 190,43 147,46 100,06 85,97 83,37 PC 9,61 9,61 9,61 9,61 9,61 9,61 9,61 ƞ 35,42% 35,42% 35,42% 35,42% 35,42% 35,42% 35,42% PC * ƞ 97,67 97,67 97,67 97,67 97,67 97,67 97,67 N * PC * Fx 18,65 18,65 18,65 18,65 18,65 18,65 18,65 C 146,39 51,32 74,11 31,14 −16,26 −30,35 −32,95
Po uwzględnieniu kosztu CO2 clean dark spread spadł 26 grudnia do −32,96 PLN/MWh. Oznacza to, że wyprodukowanie dodatkowych ilości energii sprzedawanych na rynku spot wygenerowałyby stratę finansową. Analiza powyższa dowodzi, że spadający popyt na energię połączony z wysoką produkcją OZE typu must run może doprowadzić do załamania rentowności klasycznych źródeł energii elektrycznej. Dla porównania wpływ energetyki wiatrowej w Niemczech był jeszcze wyższy, gdzie w poniedziałek 26 grudnia cena spot na giełdzie EEX była ujemna i wynosiła −12,25 EUR/MWh (−54,02 PLN/MWh).
71