W celu oszacowania możliwego kształtu krzywej KSE analizie poddano historyczne zmiany dobowej charakterystyki zapotrzebowania.
Rys. 43. Letnie, szczytowe zapotrzebowania na energię elektryczną w trzecią środę lipca (opracowanie własne na podstawie PSE, 2008–2017)
W pierwszym przykładzie przeanalizowano krzywe zapotrzebowania w trzecią środę lipca danego roku kalendarzowego. Dni te zostały wybrane losowo, aby zmniejszyć wpływ warunków pogodowych. Najniższe zapotrzebowanie wystąpiło w 2009 roku, natomiast w kolejnych latach stale wzrastało. Najwyższe zużycie miało miejsce w 2017 roku.
Dla zbilansowania systemu dużo bardziej istotne są jednak dni o ekstremalnym zapotrzebowaniu na moc, czyli czas występowania wysokich temperatur powietrza. Rys. 44 ilustruje zapotrzebowanie KSE w dni o ekstremalnym zapotrzebowaniu na moc dla 2013 roku, 2014 roku oraz dla 2017 roku.
[M
[h ]
89
Rys. 44. Lato – dni ekstremalne (wartości nominalne) (opracowanie własne na podstawie PSE, 2013– 2017)
Na Rys. 44 widać, że w 2017 roku szczególnie zapotrzebowanie w godzinach południowych było znacznie wyższe niż w 2013 roku. W godzinach nocnych wzrost zapotrzebowania nie ma istotnego znaczenia. Ważnym spostrzeżeniem jest jednak, że wieczorny szczyt zapotrzebowania w 2017 roku również okazał się bardzo wyrazisty.
Poniżej odzwierciedlono zużycie KSE w formie indeksowanej, gdzie pierwsza godzina doby = 100%.
Rys. 45. Lato – dni ekstremalne (wartości indeksowane) + magazyny/DSM (opracowanie własne na podstawie PSE, 2013–2017) [MW ] [h ] [h ] [% ]
90
Przyjmując za wartości wyjściowe pierwszą godzinę doby, zauważyć można wyraźny wzrost zapotrzebowania latem 2017 roku w stosunku do lata 2013 roku oraz 2014 roku. W okresie 2013–2014 szczyt dnia był o około 30% wyższy od pierwszej godziny doby. Pod koniec czerwca 2017 roku szczyt dzienny wzrósł o 38% względem pierwszej godziny doby. Natomiast 1 sierpnia 2017 roku wartość ta wzrosła do poziomu 41%. Jeżeli chodzi o szczyt wieczorny, 8 lipca 2014 roku reprezentował on wartość o 19% wyższą niż pierwsza godzina doby. W dniu 8 sierpnia 2013 roku szczyt plasował się na poziomie 25%, 28 czerwca 2017 roku wyniósł 29%, natomiast 1 sierpnia było to 33%.
Powyższe analizy pokazują, że historycznie w sezonie letnim: • wyraźnie rosło zapotrzebowanie w szczycie dnia;
• w godzinach nocnych nie odnotowano istotnej zmiany; • odnotowano wzrost szczytu wieczornego.
Bazując na próbce danych z lat 2008–2017, zaskoczeniem jest, że poza szczytem południowym szczyt wieczorny znajduje się na stosunkowo wysokim poziomie. Pierwotnie w niniejszym badaniu zakładano, że latem wzrastało będzie przede wszystkim zapotrzebowanie w godzinach popołudniowych. W celu zbilansowania systemu w upalne dni letnie magazyny energii oraz redukcja zapotrzebowania metodą DSM powinny odgrywać coraz większą rolę. Jest to bardzo istotnie, ponieważ – jak stwierdzono wcześniej – dyspozycyjność elektrowni chłodzonych wodą staje się mocno ograniczona w sezonie letnim.
Na Rys. 45 zwrócono dodatkowo uwagę na charakterystykę krzywej podczas godzin wieczornych. W szczególnie upalne dni widoczne jest, że około godzin 21.00– 22.00 powstaje dość duży szczyt zapotrzebowania. Na czerwono zaznaczono pola, które powinny zostać zredukowane magazynem energii lub DSM. Wydaje się to możliwe, ponieważ zwiększenie zapotrzebowania powyżej trendu występuje zaledwie przez 2–3 godziny. Przykładowo, energia w zakreślonych polach odpowiada 680–781 MWh. Należy przypomnieć, że szacuje się, iż możliwości magazynowe elektrowni szczytowo-pompowych znajdują się na poziomie około 10 GWh (Adamska, 2013). Wskazana powyżej ilość energii potrzebna do złagodzenia szczytu wieczornego stanowi około 8% zdolności magazynowych ESP. Sam wzrost w tym czasie kształtuje się w zakresie 500– 1 000 MW, co mieści się w granicach możliwości pracy ESP.
Pomijając skokowy wzrost szczytu wieczornego, można stwierdzić, że Polska w sezonie letnim coraz bardziej przypomina kształtem KSE rynku niemieckiego.
91
Na początek, dla porównania, przytoczono dane z rynku niemieckiego. Przy mocy zainstalowanej w PV na koniec 2015 roku równej 40 000 MW nowelizowane niemieckie prawo energetyczne założyło roczny cel wzrostu w technologii PV na poziomie kolejnych 2 500 MW (Fraunhofer, 2015). Jak wcześniej wskazano, na rynku polskim szczyt letniego zapotrzebowania w okresie 2013–2017 wrastał średniorocznie o około 400 MW. Aby wypełnić ten wzrost technologią PV, wskazano, że moc zainstalowana w tych źródłach mogłaby powiększyć się rocznie o około 600 dodatkowych MW, ponieważ jak wcześniej przeanalizowano, przy korzystnym nasłonecznieniu w sierpniu 2013 roku na rynku niemieckim instalacje PV pracowały maksymalnie na poziomie około 68% mocy zainstalowanej. W tej relacji moc zainstalowana brutto 600 MW generowałaby maksymalnie około 400 MW netto.
Według danych Komisji Europejskiej (Komisja Europejska, 2014b) w 2011 roku w Niemczech wyprodukowano 608 TWh energii elektrycznej. Zgodnie z tym samym źródłem w Polsce produkcja energii w 2012 roku wyniosła 162 TWh. W przybliżeniu można założyć, że niemiecki system elektroenergetyczny jest prawie czterokrotnie większy od polskiego.
Przy założeniu, że niemiecki system elektroenergetyczny jest około czterokrotnie większy od polskiego, stwierdzić można, że proponowany przez rząd federalny roczny przyrost PV na poziomie 2 500 MW odpowiadałby przyrostowi PV rzędu 600 MW/a. Niestety taki wniosek byłby przedwczesny, ponieważ z jednej strony system niemiecki posiada już istotny udział OZE w postaci energetyki wiatrowej oraz słonecznej, a z drugiej strony Niemcy dysponują bardziej zdywersyfikowanym miksem paliwowym konwencjonalnych jednostek wytwórczych, gdzie między innymi występują w dużej mierze elastyczne elektrownie gazowe. Można zatem stwierdzić, że niemiecki system jest obecnie mocniej nasycony energią odnawialną, co powinno skutkować mniejszą dynamiką rozwoju OZE niż przykładowo w Polsce. Z drugiej strony posiadanie w miksie energetycznym większej liczby źródeł elastycznych pozwala na liczniejszy niż w Polsce udział niestabilnych OZE.
Ponadto niemieckiego systemu nie można w prosty sposób przełożyć na polski system elektroenergetyczny, ponieważ w kształcie dobowych krzywych zapotrzebowania na energię elektryczną występują istotne różnice. Poniżej przedstawiono różnice w rozłożeniu zapotrzebowania w skali doby w systemie polskim oraz niemieckim.
92
Rys. 46. Dobowa krzywa systemu energetycznego w Polsce oraz w Niemczech, wartości indeksowane, pierwsza środa stycznia 2013 roku (opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency, 2013)
Biorąc pod uwagę krzywe dobowe dla okresu zimowego, widoczne jest, że na rynku niemieckim dobowy przebieg zapotrzebowania istotnie różni się od polskiego. W Niemczech szczyt zapotrzebowania dziennego występuje w godzinach południowych. W polskim systemie szczyt na przykładowym wykresie dnia zarejestrowany został o godzinie 17.00. Kolejną różnicę stanowi dynamika krzywych dobowych, gdzie w Niemczech w południe zapotrzebowanie przewyższało to z pierwszej godziny doby o około 45%. Natomiast w Polsce wartość ta sięgnęła poziomu 70%.
Aby poszerzyć próbkę badań, w kolejnym etapie przeanalizowano uśrednione wartości dla stycznia.
Rys. 47. Dobowe krzywe systemu energetycznego w Polsce oraz w Niemczech, wartości indeksowane, średnie wartości stycznia 2013 roku (opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency, 2013)
[%]
[%]
93
W przypadku uśrednionych wartości dobowych zaobserwowano podobną sytuację do tej z 2 stycznia, jednak rozpiętość godzin pomiędzy 1. godziną doby a szczytem dnia nie były już tak wysokie jak w przypadku wcześniej opisanego 2 stycznia. Mimo to w polskim KSE wzrost wyniósł około 35%, zaś w Niemczech był on zaledwie 20-proc.Poniżej opisano analogicznie dynamikę krzywych dobowych dla okresu letniego.
Rys. 48. Dobowa krzywa systemu energetycznego w Polsce oraz w Niemczech, wartości indeksowane, pierwszy piątek sierpnia 2013 roku (opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency, 2013)
W przypadku krzywych letnich w obu przypadkach odnotowano szczyt zapotrzebowania w południe, aczkolwiek w polskim KSE wyraźnie widoczny jest również szczyt wieczorny. W zakresie dynamiki wzrostu zapotrzebowanie w Polsce względem 1. godziny doby (linia niebieska) wzrosło o około 35%. Natomiast w przypadku Niemiec (linia czerwona) zapotrzebowanie szczytowe zwiększyło się o około 60%. Ponadto w strukturze linii czerwonej nie jest widoczny wyrazisty szczyt wieczorny. Poniżej, analogicznie do okresu zimowego, przedstawiono uśrednione wartości dla sierpnia 2013 roku.
94
Rys. 49. Dobowe krzywe systemu energetycznego w Polsce oraz w Niemczech, wartości indeksowane, średnie wartości sierpnia 2013 roku (opracowanie własne na podstawie PSE, EEX Transparency, 2013) W przypadku wartości dobowych można również zauważyć, że dynamika zużycia energii w Niemczech w południe jest wyższa niż w Polsce. Średnio w sierpniu w Niemczech zużycie w południe wzrastało o 50% względem nocy. W Polsce wartość ta wyniosła 30%. Szczyt zapotrzebowania w systemie polskim został osiągnięty zarówno w godzinach południowych, jak również wieczornych.
Reasumując powyższe badania, można stwierdzić, że zimą w polskim KSE różnica szczytu wieczornego względem „doliny nocnej” jest istotnie wyższa niż w systemie niemieckim. W porównaniu z Europą Zachodnią spowodowane jest to między innymi klimatem kontynentalnym, gdzie występuje wyższa amplituda temperatury powietrza zarówno w ujęciu dobowym, jak i rocznym. W Polsce szczyt zapotrzebowania dziennego przypada w około 17.00, natomiast w Niemczech jest to południe. W polskim systemie elektroenergetycznym elektrociepłownie odgrywają istotną rolę. W celu wypełnienia rosnących szczytów zimowych produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem powinna odegrać kluczową rolę. Latem zarówno w Polsce, jak i w Niemczech dobowy szczyt zapotrzebowania przypada na godziny południowe. W Polsce widoczny jest również szczyt wieczorny. W dni z wysoką temperaturą powietrza w Polsce zapotrzebowanie w południe wzrasta o około 35% względem nocy, w Niemczech wartość ta sięga 60% => niemiecki KSE jest bardziej predysponowany do przyjęcia dużej ilości PV niż polski. W Polsce, ze względu przede wszystkim na wzrost liczby urządzeń klimatyzacyjnych, odnotowuje się rocznie około
[%]
95
400 MW wzrostu letniego szczytu zapotrzebowania. Dzięki wzrostowi letniemu krzywa w Polsce będzie bardziej przypominała kształt niemieckiej, z wyraźnym szczytem w środku dnia oraz mniej wyrazistym szczytem wieczornym. Na skutek rosnącej rozpiętości godzin szczytowych w stosunku do zapotrzebowania nocnego w Polsce powinny powstawać rozproszone instalacje PV w formie prosumenckiej, rozproszone magazyny energii (gdy staną się konkurencyjne cenowo dzięki spadkowi kosztów inwestycyjnych – po 2020 roku) oraz elastyczne bloki gazowe. Rozwijane powinny być programy DSM. Istniejące bloki energetyczne powinny być zmodernizowane w celu poprawy możliwości pracy w okresie letnim.
Na poczet analizy 2030 roku przytoczono ponownie prognozę wzrostu zapotrzebowania na moc na podstawie danych Ministerstwa Gospodarki (Ministerstwo Gospodarki, 2013a):
Tabela 26. Planowane wzrosty zapotrzebowania szczytowego (Ministerstwo Gospodarki, 2013a)
[MW] 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2020 2025 2030 % różnica 13-30
Zima 25 333 25 823 26 313 26 644 26 976 27 308 27 972 30 042 33 124 31% 7 791 Lato 21 836 22 481 22 908 23 197 23 486 23 774 24 352 26 155 28 838 32% 7 002
Według powyższych danych szczytowe zapotrzebowanie zimą na moc ma wzrosnąć w okresie 2013–2030 (17 lat) o 7 791 MW, co stanowi przyrost o 31%. W analogicznym okresie dla szczytu letniego Ministerstwo Gospodarki prognozowało wzrost o 7 002 MW – to dodatkowe 32% w stosunku do wartości wyjściowej. Uśredniając powyższe dane do skali rocznej, otrzymuje się następujące dane:
Tabela 27. Planowane roczne wzrosty zapotrzebowania szczytowego (Ministerstwo Gospodarki, 2013a)
[Δ/a] 13/30 13/20 20/30
Zima 458 377 515
Lato 412 359 449
W całym okresie zimowym roczne zapotrzebowanie rośnie o 458 MW, natomiast latem jest to odpowiednio 412 MW. Odnosząc się do danych Ministerstwa Gospodarki z 2013 roku ex post, można zaobserwować na próbce lat 2012–2017, że zimowe zapotrzebowanie wzrastało o koło 77 MW/a, natomiast wartość letnia oscylowała w granicach 400 MW/a. Faktyczny rozwój zapotrzebowania letniego zbliżony jest do prognoz Ministerstwa Gospodarki, natomiast zimowy wydaje się zawyżony.
96
Z drugiej strony zapotrzebowanie na moc zimą ma szansę rozwijać się bardziej dynamicznie niż na próbce danych z okresu 2012–2017, przy walce z niską emisją, gdzie – przykładowo – elektryczne pompy ciepła będą coraz bardziej rozpowszechnione. Pracę elektrycznego ogrzewania można wysterować w taki sposób, aby nie pobierało ono znaczącej ilości energii w szczycie krzywej dnia, przypadającej w okresie zimowym na godzinę 17.00. Jest to możliwe dzięki inteligentnemu sterowaniu, magazynowaniu ciepła w piecach akumulacyjnych lub przy zastosowaniu buforu ciepła przy pompach ciepła. Na podstawie danych Ministerstwa Gospodarki można również zauważyć znaczący wzrost dynamiki zapotrzebowania po 2020 roku. W okresie 2013–2020 zapotrzebowanie zimą wzrasta o 377 MW/a, zaś latem o 359 MW/a. W okresie 2020–2030 zimą rośnie o 515 MW/a, natomiast latem o 449 MW/a. Rosnąca dynamika po 2020 roku widoczna jest na Rys. 50.
Rys. 50. Planowane wzrosty zapotrzebowania szczytowego (Ministerstwo Gospodarki, 2013a)
Zasadniczo można stwierdzić, że prognozowane w 2013 roku przez Ministerstwo Gospodarki dane potwierdzają się w praktyce przede wszystkim w okresie letnim, natomiast zimą w latach 2012–2017 odnotowano ex post niższe wartości wzrostu niż Ministerstwo Gospodarki przewidywało w 2013 roku.
W pracy do symulacji krzywej KSE 2030 roku jako scenariusze bazowe przyjęto: o dla lata do 2030 roku wzrost roczny zapotrzebowania 412MW
o dla zimy przyjęto dwa warianty 77MW oraz 458MW [MW]
97