Zima (symulacja liniowa)
Przy przyjęciu dla zimy rocznej wartości ∆aZ na poziomie 458 MW otrzymuje się następujący kształt krzywej KSE dla 2030 roku.
Rys. 51. Ekstrapolacja krzywej KSE dla 2013 roku (zima) do 2030 roku (opracowanie własne na podstawie danych PSE, 2013)
W pierwszej symulacji przeprowadzono liniowy wzrost, gdzie każda godzina doby 23 stycznia, czyli doby o najwyższym zużyciu 2013 roku, została powiększona wartością ∆aZ, wynoszącą 458 MW. W pierwotnym kształcie dobowa wartość
maksymalna sięga 25 333 MW. Przy symulacji dla 2030 roku zapotrzebowanie rośnie do poziomu 33 124 MW.
[MW]
98
Lato (symulacja liniowa)
W podobny sposób za pomocą symulacji liniowej odzwierciedlono kształt krzywej dla sezonu letniego 2030 roku.
Rys. 52. Ekstrapolacja krzywej KSE dla 2013 roku (lato) do 2030 roku (opracowanie własne na podstawie danych PSE, 2013)
W okresie letnim, przy zastosowaniu symulacji liniowej dla 30 lipca 2013 roku (dnia o najwyższym zużyciu w sezonie letnim w 2013 roku), gdzie ∆aL = 412 MW, szczytowe zapotrzebowanie w skali doby 21 836 MW rośnie w 2030 roku do 28 838 MW.
Wymagana moc w 2030 roku powiększona o rezerwę mocy potrzebną w KSE Zima
Według założeń operatora sieci przesyłowych do zapotrzebowania szczytowego powinna zostać dodana rezerwa mocy na poziomie 9%, co oznaczałoby konieczność utrzymywania mocy dyspozycyjnej dla sezonu zimowego oscylującej wokół 36 GW. W scenariuszu mniej dynamicznego wzrostu zimowego szczytu zapotrzebowania na energię elektryczną, gdzie ∆aZ = 77 MW, moc maksymalna wyniosłaby około 26,6 GW. Dodając do tego 9% rekomendowanej rezerwy, poziom mocy dyspozycyjnej powinien wzrosnąć do około 29 GW.
Podsumowując dwa powyższe scenariusze, czyli ∆aZ = 458 MW oraz ∆aZ = 77 MW, można stwierdzić, że w pierwszym wymagane są dodatkowe moce dyspozycyjne rzędu 8 GW. W drugim scenariuszu konieczne jest, aby moce dyspozycyjne utrzymały się na poziomie tych z 2017 roku. Technologią, która w obu
[MW]
99
przypadkach powinna być rozwijana, jest kogeneracja. W obu scenariuszach niezbędne jest jednak odtworzenie istniejących mocy, które do 2030 roku zostaną wycofane z eksploatacji. Do 2030 roku, w stosunku do 2012 roku, Ministerstwo Gospodarki (Ministerstwo Gospodarki, 2013a) oszacowało ten poziom na około 12 GW. Część mocy odbudowywana jest poprzez takie projekty jak: Kozienice, Opole, Turów oraz Jaworzno. Do tego dochodzą nowo wybudowane jednostki w technologii kogeneracji, takie jak na przykład: EC Gorzów, EC Toruń, EC Włocławek, EC Płock, EC Stalowa Wola itp.
Lato
Według Ministerstwa Gospodarki latem 2030 roku w szczycie dnia krzywa zapotrzebowania rośnie do 28,8 GW. Z 9-proc. rezerwą rekomendowana moc osiągalna dla 2030 roku wynosi 31,4 GW. Moc dyspozycyjna w latach 2013–2017 plasowała się dla okresu letniego w granicach 25 GW. W odniesieniu do potrzeb 2030 roku powinno powstać zatem około 7,6 GW mocy dyspozycyjnych wypełniających szczyt letni. Samo zapotrzebowanie rośnie z około 25 GW do 31,4 GW, co stanowi wzrost rzędu 6,4 GW.
Na wcześniejszym etapie wskazano, że rekomendowanym poziomem dla polskiego KSE, w celu złagodzenia szczytu letniego w 2013 roku, byłyby instalacje PV o mocy około 5 GW, natomiast w 2017 roku rekomendowany poziom oscylował wokół 7,5 GW. Aby w 2030 roku osiągnąć dodatkowe 6,4 GW mocy dyspozycyjnej, w okresie letnim rekomendowane jest, aby przy dyspozycyjności PV rzędu 68% powstało 9,4 GW w PV.
x*0,68 = 6400 x = 9411
Do tej wartości należy dodać, wcześniej zdefiniowane dla poziomu wyjściowego, 5 GW w energii słonecznej. W ten sposób otrzymuje się:
9411 + 5000 = 14 411MW
Do 2030 roku istnieje ponadto możliwość założenia wzrostu sprawności ogniw PV. Wartość 14,4 GW może zatem ulec obniżeniu.
Dynamiczna symulacja krzywych dobowo-godzinowych dla 2030 roku
Wzrost zapotrzebowania spodziewany jest nie tylko w godzinach szczytu, lecz również w godzinach pozaszczytowych. Poniżej zaprezentowano symulacje możliwych
100
profili dobowego zapotrzebowania KSE dla zimy oraz lata. Do analizy wykorzystano rozkład zapotrzebowania polskiego KSE oraz danych niemieckiego systemu elektroenergetycznego. W obu przypadkach wykorzystano rozkład godzinowy z 2013 roku. Jak wcześniej opisano, profile dobowo-godzinowe na rynku niemieckim istotnie różnią się od profili polskich.
Rys. 53. Możliwe krzywe KSE w 2030 roku (zima) (opracowanie własne na podstawie danych PSE; EEX, 2013)
Krzywa niebieska przedstawia możliwy rozkład zapotrzebowania polskiego KSE w 2030 roku przy liniowej symulacji wartości z 2013 roku dla ∆aZ = 458 MW. Krzywa czerwona ilustruje natomiast symulację krzywej dla 2030 roku na podstawie rozkładu zużycia niemieckiej krzywej zapotrzebowania na energię elektryczną. Według niemieckiego profilu zaobserwować można, że zapotrzebowanie w godzinach południowych jest istotnie wyższe niż zgodnie z profilem polskim (linia niebieska). W godzinach popołudniowych sytuacja się odwraca i zużycie według niemieckiego profilu jest niższe niż w przypadku szablonu polskiego. Na podstawie symulacji szczytu zimowego zaobserwować można, że podwyższając szczyt południowy i jednocześnie obniżając nieznacznie szczyt wieczorny, uzyskuje się sumarycznie zbliżony poziom zapotrzebowania na energię w ciągu całej doby. Energia występująca pod krzywą niebieską odpowiada wartości 697 GWh. Dla porównania: energia występująca pod przerywaną krzywą zieloną odpowiada 695 GWh. A zatem redukcja wynosi 0,3%.
Analogicznie do profilu zimowego poniżej przeprowadzono symulację dynamiczną dla profilu letniego.
[MW]
101
Rys. 54. Możliwe krzywe KSE w 2030 roku (lato) (opracowanie własne na podstawie danych PSE; EEX, 2013)
W tym przypadku również w profilu niemieckim definiowano indeksowo godzinę o najwyższym zapotrzebowaniu jako hmax = 100%. Czerwona krzywa, ilustrująca strukturę niemiecką, pokazuje, że zapotrzebowanie w nocy plasuje się na niższym poziomie niż w Polsce, natomiast kształt szczytu w godzinach południowych jest bardziej stromy. Podobnie jak na przykładzie profilu zimowego zdefiniowano w symulacji letniej krzywą pośrednią (zielona przerywana), która może realnie odzwierciedlić zapotrzebowanie KSE w Polsce w 2030 roku.
Istotnym założeniem jest, że krzywa przerywana osiąga swój szczyt dnia na poziomie pierwotnie planowanej wartości 28 838 MW przy użyciu ∆aL = 412 MW. Sam profil dzienny nie zachował struktury z 2013 roku. Na Rys. 54 widać, że przerywana krzywa zielona znajduje się poniżej krzywej niebieskiej – z wyjątkiem godzin południowych, kiedy krzywe są na zbliżonym poziomie. Dobowa ilość energii pod krzywą niebieską oscyluje w granicach 604 GWh, natomiast pod krzywą zieloną, przerywaną – 569 GWh. W ten sposób zużycie dobowe zostało w modelu obniżone o około 6% przy zachowaniu tego samego poziomu zapotrzebowania szczytowego w godzinach południowych. Dla porównania: dobowe zapotrzebowanie 8 sierpnia 2013 roku wyniosło 444 GWh.
[MW]
102
Krzywa rezydualna dla 2030 roku, symulacja liniowa (lato)
Poniżej przedstawiono liniową symulację różnych poziomów mocy PV, gdzie linie przerywane odzwierciedlają krzywe rezydualne do wypełnienia przez energetykę konwencjonalną.
Rys. 55. Symulacja PV dla 2030 roku przy 10-proc. niedyspozycyjności, symulacja liniowa według profilu polskiego KSE (opracowanie własne, 2017)
Na Rys. 55 linia niebieska odzwierciedla liniową symulację krzywej KSE dla 2030 roku. W tym przypadku przeprowadzono symulację liniową, gdzie południowy szczyt zapotrzebowania znajduje się na poziomie 28,8 GW, natomiast szczyt wieczorny oszacowany został na około 27 GW. Ponadto w parametrach modelu założono niedyspozycyjność produkcji PV na poziomie 10%, co przy zdecentralizowanych jednostkach może w praktyce występować często. Ponadto w pracy założono, że istotną część instalacji PV będą odgrywały jednostki prosumenckie. W tego rodzaju rozproszonych elektrowniach ich użytkownicy zainteresowani są maksymalizacją ich zużycia, co w efekcie w przykładowym systemie opustów daje ich większa rentowność. Pierwsza od góry linia przerywana (czerwona) odpowiada krzywej rezydualnej przy PV na poziomie 3 GW. Przy takim udziale PV widoczne jest, że energia słoneczna redukuje szczyt południowy do poziomu szczytu wieczornego. Przy 5 GW PV (zielona przerywana) krzywa rezydualna spada nieznacznie poniżej szczytu wieczornego. W kolejnych symulacjach 10 GW, 14,4 GW oraz 20 GW widać, że krzywa rezydualna istotnie spada poniżej szczytu wieczornego. Do poziomu 5 GW energetyka słoneczna powoduje bardziej stabilną pracę elektrowni systemowych. Przy 10 GW elektrownie systemowe również funkcjonowałyby
[MW]
103
stosunkowo stabilnie w środku dnia, na poziomie około 23 GW. O godzinie 22.00 krzywa rezydualna osiąga około 27 GW. Przy 14,4 GW PV w szczycie dnia krzywa
rezydualna spada poniżej 20 GW, a w przypadku PV
na poziomie 20 GW poziom krzywej rezydualnej w szczycie dnia spada do około 16 GW.
Dzięki powyższej symulacji można stwierdzić, że:
• 3–5 GW w PV są poziomami bezpiecznymi dla systemu;
• 20 GW nie jest rekomendowanym poziomem energii słonecznej w 2030 roku, ponieważ zbyt mocno zaniżałby on krzywą rezydualną w godzinach południowych; • bez dalszego rozwoju magazynowania energii 20 GW w PV jest
nierekomendowanym poziomem.
Krzywa rezydualna dla 2030 roku, symulacja dynamiczna (lato)
Poniżej zaprezentowano symulację dynamiczną, przy założeniu pełnej dyspozycyjności instalacji PV.
Rys. 56. Symulacja PV dla 2030 roku przy 100-proc. dyspozycyjności, symulacja dynamiczna według profilu polskiego KSE (opracowanie własne, 2017)
Przy symulacji dynamicznej widoczne jest, że do poziomu 10 GW w technologii PV krzywa rezydualna spłaszcza szczyt dzienny do poziomu mniej więcej szczytu wieczornego. Na podstawie powyższego można stwierdzić, że poziom 10 GW przy iteracji dynamicznej byłby z jednej strony bezpieczny dla systemu, zaś z drugiej strony wręcz rekomendowany dla 2030 roku. W przypadku 14,4 GW energii słonecznej
[MW]
104
widoczne jest już spłaszczenie szczytu dziennego poniżej poziom szczytu wieczornego. Przy 20 GW PV spłaszczenie to staje się już bardzo wyraziste.
W kolejnej iteracji przyjęto dodatkowo 10% niedyspozycyjności instalacji słonecznych.
Rys. 57. Symulacja PV dla 2030 roku przy 10-proc. niedyspozycyjności, symulacja dynamiczna według profilu polskiego KSE (opracowanie własne, 2017)
Przy założeniu 10-proc. niedyspozycyjności krzywa rezydualna 10 GW PV przebiega po wyjściu z „doliny nocnej” niemalże liniowo i jest zbliżona do szczytu wieczornego.
Krzywa rezydualna dla 2030 roku, symulacja maksymalna według profilu niemieckiego (lato)
Dla porównania analogiczne poziomy mocy energii słonecznej zostały zasymulowane w horyzoncie 2030 roku dla kształtu profilu niemieckiego (scenariusz maksymalny).
[MW]
105
Rys. 58. Symulacja PV dla 2030 roku przy 10-proc. niedyspozycyjności, symulacja liniowa według profilu niemieckiego (opracowanie własne, 2017)
Szczytowe zapotrzebowanie polskiego KSE latem 2030 roku, według struktury zużycia niemieckiego systemu, byłoby zdecydowanie mocniej szczytowe w godzinach południowych. Przy przyjęciu struktury niemieckiej, 10-proc. niedyspozycyjności PV widoczne jest, że potencjalne zastosowanie energetyki słonecznej redukowałoby szczyt zapotrzebowania podczas godzin południowych. Za ciekawe należy uznać zjawisko, w którym przy 14,4 GW PV (pomarańczowa przerywana) krzywa rezydualna przebiega praktycznie na stałym poziomie podczas godzin południowych oraz szczytu wieczornego. Dopiero przy zastosowaniu 20 GW PV zapotrzebowanie dzienne znajduje się poniżej szczytu wieczornego. Założenia powyższej symulacji wydają się jednak zbyt skrajne dla polskiego KSE. Niemniej jednak w polskim KSE można się spodziewać latem coraz bardziej „szczytowej” charakterystyki dla godzin największego zapotrzebowania.
[MW]
106
Podsumowanie scenariuszy PV dla 2030 roku
Poniżej dokonano podsumowania scenariuszy w celu wybrania bazowego do finalnej rekomendacji poziomu PV w 2030 roku.
Rys. 59. Porównanie scenariuszy poziomu PV dla 2030 roku (opracowanie własne, 2017)
Dla 2030 roku jako bazowe rekomendowane zostały poziomy 10 GW oraz 14,4 GW energii słonecznej. Dwie pierwsze symulacje w górnej części Rys. 59 reprezentują podejście liniowe.
Scenariusz 1
W lewym górnym rogu rysunku symulacja bazuje na liniowym przeskalowaniu profilu krzywej z 2013 roku na 2030 rok. Jak widać w tym scenariuszu, model jest stosunkowo sensytywny na wprowadzenie dodatkowej energii z promieniowania słonecznego.
Scenariusz 2
Po prawej stronie przyjęto w 2030 roku kształt krzywej według profilu niemieckiego. W tej iteracji widoczne jest, że polski system KSE mógłby przyjąć istotną ilość energii słonecznej w 2030 roku. Do poziomu 14,4 GW PV krzywa rezydualna przyjmuje stosunkowo płaski kształt w szczytach południowo/wieczornych.
107
Scenariusz 3
W trzecim scenariuszu przyjęto, przy profilu dynamicznym, pełną dyspozycyjność instalacji PV. Tutaj zauważyć można, że w szczycie dziennym i wieczornym krzywa rezydualna do poziomu 10 GW PV przebiega stosunkowo płasko.
Scenariusz 4
W scenariuszu czwartym założono również iterację dynamiczną, przy 10-proc. niedyspozycyjności instalacji PV. Na rysunku widoczne jest, że przy 10 GW PV szczyt dzienny idealnie pokrywa się ze szczytem wieczornym. Poziom 14,4 GW PV powoduje lekki spadek krzywej rezydualnej w godzinach szczytu.
W celu zawężenia wyników w dalszej analizie odrzucono dwa scenariusze. Są to: • scenariusz drugi, w którym kształt krzywej KSE w 2030 roku przybiera formę
krzywej rynku niemieckiego;
• scenariusz trzeci, w którym zastosowany został profil dynamiczny, bez 10-proc. niedyspozycyjności instalacji PV.
Przy eliminacji scenariuszy zastanawiano się nad odrzuceniem tych najbardziej sprzyjających rozwojowi PV, czyli scenariusza drugiego (wg profilu niemieckiego) oraz czwartego (symulacja dynamiczna, przy 10-proc. niedyspozycyjności). Po głębszej analizie stwierdzono, że 10% niedyspozycyjności jest jednak stosunkowo prawdopodobne. Spowodowane może być to z jednej strony faktyczną niedyspozycyjnością elektrowni słonecznych, z drugiej zaś strony wydaje się, że prosumenci będą dążyć do jak najwyższego zużycia własnego wyprodukowanej energii poprzez celowe uruchamianie urządzeń podczas autoprodukcji, przy zastosowaniu magazynów energii oraz korzystaniu z urządzeń typu IoT (Internet of Things).
Rekomendowane scenariusze:
• nr 1 – widoczne jest, że poziom 10 GW PV to poziom bezpieczny dla KSE lekko obniżającego poziom krzywej rezydualnej w środku dnia, natomiast 14,4 GW wymaga większej elastyczności jednostek, które pracują w reżimie rezydualnym, oraz zastosowania magazynów energii lub DSM. Ponadto 10% niedyspozycyjności jednostek wydaje się realne przy założeniu niejednoczesności produkcji;
108
• nr 4 – przy 10 GW PV krzywa rezydualna przebiega niemalże liniowo w godzinach południowych oraz wieczornych, przy 14,4 GW wymagana jest większa elastyczność jednostek, które pracują w reżimie rezydualnym, oraz zastosowania magazynów energii lud DSM.
Poniżej dokładniej przeanalizowano scenariusze 1 i 4. Aby odzwierciedlić możliwy przebieg krzywej rezydualnej w 2030 roku, na początku zasymulowano jej możliwy przebieg 1 sierpnia 2017 roku, przy zastosowaniu ESP. Tego dnia w stacji meteorologicznej Warszawa–Okęcie odnotowano temperaturę 34,5°C
(www.weatheronline.pl; 2017).
Rys. 60. Możliwy przebieg KSE 1 sierpnia 2017 roku przy wsparciu ESP (opracowanie własne na podstawie danych PSE, 2017)
Tabela 28. KSE 1 sierpnia 2017 roku przy wsparciu ESP (opracowanie własne na podstawie danych PSE, 2017)
KSE0 KSE0 + ESP
Min. 15 464 16 964
Max. 22 963 21 200
Różnica MW −7 499 −4 236
Min./max. 67% 80%
Bez wsparcia elektrowni szczytowo-pompowych przy KSE0 rozpiętość pomiędzy godziną o najniższym i najwyższym zużyciu wyniosła 1 sierpnia 2017 roku 7 499 MW, co stanowi 67% redukcji mocy w „dolinie nocnej” według godziny o maksymalnym zapotrzebowaniu. Dzięki zastosowaniu ESP rozpiętość spadłaby do około 4 236 MW, co stanowiłoby redukcję mocy do w przybliżeniu 80%. Przebieg krzywej rezydualnej przy wsparciu elektrowni szczytowo-pompowych został na Rys. 60 przedstawiony
[MW ]
109
za pomocą czerwonej linii. Jak wcześniej opisywano na przykładzie bloków Elektrowni Kozienice, minimum techniczne zakładane jest na około 55% dla bloków klasy 200 MW oraz na 45% dla bloków klasy 560 MW. Są to jednak wartości przy optymalnych warunkach pogodowych. Biorąc pod uwagę dość częste ograniczenia w ilości wody do chłodzenia bloków podczas wysokich temperatur powietrza, w analizie przyjęto średnią, możliwą redukcję bloków do 60% minimum technicznego. Ponadto elastyczność systemu w warunkach realnych może być znacznie niższa z powodu niskiego poziomu wody w zbiornikach ESP. Wracając do przykładu 1 sierpnia 2017 roku, redukcja pracy elektrowni do poziomu 80% nie powinna zatem stanowić dla systemu większego wyzwania. W razie anomalii w przypadku dostępności ESP, braku możliwości schładzania bloków termicznych lub nieplanowanych awarii jednostek wytwórczych PSE wdrożył odpłatną usługę DSM, która ogranicza zużycie w godzinach ekstremalnego zapotrzebowania.
Poniżej przedstawiono analogiczną symulację przy wykorzystaniu ESP oraz zastosowaniu PV w 2030 roku.
Scenariusz 1
Poniżej przedstawiono przy symulacji liniowej wzrost zapotrzebowania w 2030 roku wyrażony krzywą KSE0 (linia niebieska) oraz możliwą jej redukcję przy wsparciu ESP. W analizie przyjęto, że poziom mocy i dyspozycyjności ESP w 2030 roku nie ulega zmianie wobec wartości z 2017 roku.
Rys. 61. Możliwy przebieg KSE latem 2030 roku przy wsparciu ESP, symulacja liniowa (opracowanie własne, 2017)
[MW]
110
Tabela 29. KSE latem 2030 roku przy wsparciu ESP, symulacja liniowa(opracowanie własne, 2017)
KSE0 KSE0+ESP
Min. 20 190 21 957
Max. 28 838 27 071
Różnica MW −8 648 −5 114
Min./max. 70% 81%
W 2030 roku, stosując symulację liniową bez zastosowania ESP, moc spada do około 70%, natomiast przy optymalizacji ESP moc minimalna spada do około 81%. Jak można zauważyć, redukcja do 81% wydaje się dość bezpieczna dla systemu. Na Rys. 61 charakterystyczny jest łuk linii czerwonej w godzinach południowych. Powód tego stanowi ograniczenie pracy ESP do 1 767 MW.
Scenariusz 1 + ESP + 10 GW PV
Gdyby w 2030 roku w polskim KSE powstało 10 GW mocy zainstalowanej PV, krzywa rezydualna przy założeniu jej liniowej symulacji oraz wykorzystaniu ESP mogłaby przyjąć kształt linii zielonej Rys. 62.
Rys. 62. Możliwy przebieg KSE latem 2030 roku przy wsparciu ESP oraz 10 GW PV, symulacja liniowa (opracowanie własne, 2017)
Jak widać powyżej, niebieska krzywa wyjściowa odzwierciedlająca zapotrzebowanie KSE0 osiąga ponad 28 GW w południe. Dzięki potencjalnej generacji PV o mocy zainstalowanej 10 GW zapotrzebowanie na energię ze źródeł konwencjonalnych mogłoby istotnie spaść przede wszystkim w ciągu dnia (czerwona linia). Niemniej jednak należy dostrzec, że linia czerwona rośnie w godzinach
[MW]
111
8.00–9.00 oraz 19.00–22.00. Są to pory dnia, kiedy generacja z PV nie jest na najwyższym poziomie, a zapotrzebowanie systemu na energię elektryczną pozostaje nadal wysokie. Efekt ten został częściowo zniwelowany dzięki symulacji zastosowania ESP (zielona linia). Dzięki ESP udało się praktycznie wyeliminować wzrost zapotrzebowania w godzinach 8.00–9.00 oraz częściowo złagodzić wzrost zapotrzebowania w godzinach 9.00–22.00.
Tabela 30. KSE latem 2030 roku przy wsparciu ESP oraz 10 GW PV, symulacja liniowa (opracowanie własne, 2017)
KSE0 KSE0+ESP 10 GW PV 10 GW PV + ESP
Min. 20 190 21 957 20 190 21 957
Max. 28 838 27 071 26 938 25 171
Różnica MW −8 648 −5 114 −6 748 −3 214
Min./max. 70% 81% 75% 87%
Pierwotnie przy KSE0 konieczna byłaby redukcja mocy do około 70%. Przy zastosowaniu samych ESP redukcja wymagana byłaby do 81%. Natomiast przy samym udziale 10 GW PV należałoby dokonać redukcji do około 75%. Przy jednoczesnym udziale 10 GW PV + ESP wymagana redukcja sięgnęłaby 87%, czyli zaledwie −3 214 MW. Bazując na powyższej symulacji, stwierdzić można, że kombinacja 10 GW PV oraz ESP byłaby dla systemu wskazana. Na rysunku widać ponadto, że szczyt wieczorny krzywej rezydualnej (zielona linia) trwa stosunkowo krótko.
W kolejnej symulacji przedstawiono wpływ 14,4 GW PV.
Rys. 63. Możliwy przebieg KSE latem 2030 roku przy wsparciu ESP oraz 14,4 GW PV, bez ograniczenia pracy ESP, symulacja liniowa(opracowanie własne, 2017)
[MW]
112
Powyższa symulacja okazuje się jednak niemożliwa w realnych warunkach, ponieważ zielona krzywa, która uwzględnia pracę PV oraz ESP w południe, w realnych warunkach nie miałaby prawa zaistnieć. Powodem tej sytuacji jest fakt, że napełnione w nocy zbiorniki wodne ESP nie byłyby w stanie rozładować się przed południem, kiedy występuje największa generacja z energii słonecznej. Z tego powodu poniżej przeprowadzono optymalizację pracy magazynów energii, gdzie zbiorniki wodne napełniane są w nocy tylko częściowo, aby w ten sposób wykorzystać jak największą ilość napełniania zbiorników w południe, z występującą największą generacją PV. W ten sposób zgromadzoną energię wykorzystano by do optymalizacji szczytu wieczornego.
Rys. 64. Możliwy przebieg KSE latem 2030 roku przy wsparciu ESP oraz 14,4 GW PV, z ograniczeniem pracy ESP, symulacja liniowa (opracowanie własne, 2017)
Tabela 31. KSE latem 2030 roku przy wsparciu ESP oraz 14,4 GW PV, symulacja liniowa (opracowanie własne, 2017)
KSE0 KSE0 + ESP 14,4 GW PV 14,4 GW PV + ESP
Min. 20 190 21 957 19 485 20 785
Max. 28 838 27 071 26 936 25 169
Różnica MW −8 648 −5 114 −7 451 −4 384
Min./max. 70% 81% 72% 83%
Przy samej pracy 14,4 GW krzywa rezydualna spada do 72%, natomiast przy wygładzeniu krzywej przez ESP wartość ta rośnie do 83%.
[MW]
113
Konkluzja związana ze scenariuszami 10 GW oraz 14,4 GW przy symulacji liniowej brzmi następująco: poziom 10 GW wydaje się przy optymalizacji przez ESP bardziej zrównoważony. Przy poziomie 14,4 GW widoczne jest już częściowe obniżenie krzywej rezydualnej w ciągu dnia, a następnie wzrost podczas szczytu wieczornego o około 4 300 MW, co stanowi rozpiętość 83%, która jest nadal bezpieczna dla systemu.
W celu uzyskania pełnego obrazu przeanalizowano scenariusz krańcowy 20 GW PV w 2030 roku.
Rys. 65. Możliwy przebieg KSE latem 2030 roku przy wsparciu ESP oraz 20 GW PV, symulacja liniowa (opracowanie własne, 2017)
Przy 20 GW można dostrzec już istotną ingerencję generacji PV na krzywą rezydualną (czerwona linia). Nawet przy zastosowaniu ESP produkcja źródeł konwencjonalnych byłaby istotnie obniżona w ciągu dnia, aby wieczorem ponownie wzrosnąć.
Tabela 32. KSE latem 2030 roku przy wsparciu ESP oraz 20 GW PV, symulacja liniowa (opracowanie własne, 2017)
KSE0 KSE0+ESP 20 GW PV 20 GW PV + ESP
Min. 20 190 21 957 16 052 17 819 Max. 28 838 27 071 26 933 25 166 Różnica MW −8 648 −5 114 −10 881 −7 347 Min./max. 70% 81% 60% 71% [MW] h
114
Bez zastosowania ESP produkcja w źródłach konwencjonalnych musiałaby zostać zredukowana do 60%, natomiast przy zastosowaniu ESP byłoby to 71%. Dzięki tej symulacji widoczne jest, że 20 GW PV istotnie pogarsza stabilność KSE.
Podsumowując symulację scenariusza 1:
• KSE0 + ESP daje w 2030 roku redukcję na poziomie 81%; • 10 GW PV + ESP: 87%;
• 14,4 GW PV + ESP: 83%; • 20 GW PV + ESP: 71%.
Biorąc pod uwagę powyższe wartości, można stwierdzić, że poziom 20 GW PV zbyt mocno zaburza system. Należy zastanowić się nad tym, jaki jest zatem rekomendowany udział PV przy założeniu symulacji liniowej. W celu określenia rekomendowanego poziomu poniżej dokonano dodatkowej symulacji. Jej celem jest jak najbardziej stabilna praca energetyki konwencjonalnej, gdzie instalacje PV mają stanowić wsparcie systemu, a nie jego obciążenie. Dla przykładowej krzywej w lecie