Index of /rozprawy2/11583

Pełen tekst

(1)AKADEMIA GÓRNICZO - HUTNICZA im. Stanisława Staszica w Krakowie. WYDZIAŁ ENERGETYKI I PALIW. Rozprawa doktorska Imię i nazwisko:. mgr Andrzej Modzelewski. Temat pracy dyplomowej - doktorskiej: Modelowe odzwierciedlenie nowych technologii wytwarzania energii oraz ich wpływ na Krajowy System Elektroenergetyczny Model representation of new energy generation technologies and their impact on the National Power System. Promotor pracy:. prof. dr hab. inż. Wojciech Suwała. Promotor pomocniczy:. dr. inż. Artur Wyrwa. Kraków, rok 2019. 1.

(2) Spis treści Spis skrótów ............................................................................................................................................ 4 Wstęp ...................................................................................................................................................... 7 Cel, zakres i tezy pracy ........................................................................................................................... 9 Część pierwsza: Polityka ochrony klimatu, scenariusze popytu i podaży na energię elektryczną ....... 13 1.1. Globalne trendy w zakresie ochrony klimatu ............................................................................. 13 1.2. Cele polityki energetyczno-klimatycznej Unii Europejskiej...................................................... 16 1.3. Światowe zapotrzebowanie na energię pierwotną ..................................................................... 19 1.4. Krajowe scenariusze podaży i popytu na energię elektryczną ................................................... 20 1.5. Prognozy wzrostu zapotrzebowania na moc .............................................................................. 22 1.6. Długotrwałe prognozy rynków energii oraz podejście dziedzin mikro- i makroekonomiczne w energetyce ........................................................................................... 27 1.7. Mechanizmy cenotwórcze .......................................................................................................... 29 Część druga: Modelowanie krzywej rezydualnej Krajowego Systemu Elektroenergetycznego .......... 31 2.1. Wpływ nowych technologii na krzywą Krajowego Systemu Elektroenergetycznego ............... 31 2.2. Opis metodyki ............................................................................................................................ 33 2.2.1. Model optymalizujący rezydualne zapotrzebowanie na moc.............................................. 33 2.2.2. Prognozy krzywych zapotrzebowania na moc dla 2030 r. .................................................. 38 2.3. Doświadczenia rynku niemieckiego w zakresie wpływu niestabilnych źródeł OZE na system elektroenergetyczny .................................................................................................... 40 2.4. Charakterystyka krzywych dobowo-godzinowych polskiego Krajowego Systemu Elektroenergetycznego............................................................................................................ 51 2.4.1. Letnie szczyty zapotrzebowania na energię elektryczną ..................................................... 52 2.4.2. Zimowe szczyty zapotrzebowania na energię elektryczną.................................................. 56 2.5. Możliwy wpływ źródeł niestabilnych na polski system elektroenergetyczny ........................... 60 2.6. Optymalizacja obciążenia w Krajowym Systemie Energetycznym przez elektrownie szytowo - pompowe ................................................................................................................ 64 2.7. Symulacje możliwej podaży energii z niestabilnych źródeł OZE oraz ich możliwy wpływ na Krajowy System Elektroenergetyczny ............................................................................... 71 2.7.1. Okres letni ........................................................................................................................... 71 2.7.2. Okres zimowy ..................................................................................................................... 86 2.8. Spodziewany profil zapotrzebowania na moc w 2030 roku....................................................... 88 2.9. Optymalizacja rezydualnego zapotrzebowania na moc w 2030 roku ........................................ 97. 2.

(3) Część trzecia: Konkurencyjność nowych technologii na rynku energii.............................................. 134 3.1. Nowe technologie i ich zastosowanie w energetyce ................................................................ 134 3.2. Postęp technologiczny w zakresie technologii rozproszonych oraz spodziewane trendy rozwoju ................................................................................................................................. 136 3.3. Zastosowanie metody LCOE w celu oszacowania kosztów wytwarzania energii w poszczególnych technologiach.............................................................................................. 139 3.4. System opustów dla mikroinstalacji......................................................................................... 140 3.5. Badanie opłacalności przydomowej instalacji PV ................................................................... 141 3.5.1. LCOE dla instalacji fotowoltaicznych w warunkach polskich ......................................... 141 3.5.2. LCOE dla instalacji PV przy zastosowaniu opustów ........................................................ 144 3.5.3. IRR dla instalacji PV przy zastosowaniu opustów............................................................ 146 3.5.4. Wpływ zmienności czasowej wytwarzania energii na opłacalność instalacji ................... 148 3.6. Magazyny energii ..................................................................................................................... 154 3.6.1. Trendy w zakresie magazynowania energii ...................................................................... 154 3.6.2. Możliwy poziom zużycia własnego bez zastosowania zasady bilansowania półrocznego....................................................................................................................... 156 3.6.3. Obecnie stosowane magazyny energii .............................................................................. 157 3.6.4. Duże magazyny energii (power-to-gas) ............................................................................ 160 3.6.5. Możliwości komercyjnego zastosowania magazynów energii ......................................... 168 3.6.6. Badanie opłacalności magazynu energii ........................................................................... 177 3.6.7. Podsumowanie zastosowania magazynu energii opartego na technologii litowojonowej ............................................................................................................................. 181 3.6.8. Pompy ciepła ..................................................................................................................... 184 Podsumowanie – wnioski końcowe .................................................................................................... 188 Spis literatury ...................................................................................................................................... 194 Spis rysunków ..................................................................................................................................... 203 Spis tabel ............................................................................................................................................. 208. 3.

(4) Spis skrótów ARE. Agencja Rynku Energii S.A.. BREF/BAT. best available techniques reference document/best available technology (najlepsze dostępne techniki). Btu. British thermal units (1 Btu = od 1054 J do 1059 J). CAGR. compound annual growth rate (średni roczny wzrost podanej wielkości). CAPEX. capital expenditures (koszty kapitałowe). CCGT. combined cycle gas turbine (turbina gazowo-parowa). CHP. combined heat power plant (elektrociepłownia). CIT. corporate income tax (podatek dochodowy od osób prawnych). COP. coefficient of performance (współczynnik wydajności chłodniczej lub cieplnej). COP. Conference of the Parties. Ct. Cent. DCF. discounted cash flow (zdyskontowane przepływy pieniężne). DRM. demand response management. DSM. demand side management. ESP. elektrownia szczytowo-pompowa. ETS. European Trading System (europejski system handlu uprawnieniami CO2). EUR. euro (w niniejszej pracy przyjęto stały kurs EUR na poziomie 4,2 PLN). FiT. feed in tariff. FOR. forced outage rate. IEA. International Energy Agency (Międzynarodowa Agencja Energetyczna). IEO. Instytut Energetyki Odnawialnej. IoT. Internet of Things (Internet rzeczy). IPPC. integrated pollution prevention and control (zintegrowane zapobieganie i ograniczanie zanieczyszczeń; dyrektywa Unii Europejskiej dotycząca zapobiegania zanieczyszczaniu powietrza, wody i gleby przez instalacje przemysłowe, rolnicze i inne). IPCC. Międzyrządowy Zespół do spraw Zmian Klimatu 4.

(5) IRiESP. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. IRR. internal rate of return (wewnętrzna stopa zwrotu). JWCD. jednostki wytwórcze centralnie dysponowane. KE. Komisja Europejska. KSE. Krajowy System Elektroenergetyczny. LCOE. levelized cost of electricity. LNG. liquefied natural gas. MAE/IEA. Międzynarodowa Agencja Energetyczna (International Energy Agency). MBtu. 1000 British thermal units (1 MBtu = od 1054 MJ do 1059 MJ). NBP. National Balancing Point (wirtualny punkt handlu gazem w Wielkiej Brytanii). NEC. national emission ceilings. NPV. net present value (wartość bieżąca netto). OECD. Organizacja Współpracy Gospodarczej i Rozwoju (Organization for Economic Co-operation and Development). OPEX. operational expenditures (koszty operacyjne). ORM. operacyjna rezerwa mocy. PEP. polityka energetyczna Polski. PIT. personal income tax (podatek dochodowy od osób fizycznych). PKB. produkt krajowy brutto. PKD. Plan Koordynacyjny Dobowy. PLN. zł (polska złotówka). PPA. power purchase agreement (umowa na długoterminowe dostawy energii). PPM. liczba części na milion. PSE. Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (operator sieci przesyłowej). PV. fotowoltaika. RE. Rada Europejska. SCR. selective catalytic reduction (katalityczna metoda odazotowania spalin). SNCR. selective non-catalytic reduction (niekatalityczna metoda odazotowania spalin). SNG. synthetic natural gas 5.

(6) SPBT. statyczna metoda liczenia czasu zwrotu z inwestycji. STE. solar thermal energy (energia solarno-termalna). toe. tona oleju ekwiwalentnego. UE. Unia Europejska. UPS. uninterruptible power supply. URE. Urząd Regulacji Energetyki. USD. dolar amerykański. VAT. value-added tax (podatek od towarów i usług). Vlh. full load hours (pełne godziny pracy). 6.

(7) Wstęp Polityka klimatyczna Unii Europejskiej (UE), światowy trend dekarbonizacji gospodarek, wysoki wiek polskich elektrowni stawiają polski sektor energetyczny przed ogromnymi wyzwaniami. Odbudowa mocy wytwórczych nigdy nie była tak bardzo skomplikowana jak obecnie. Wpływają na to między innymi niestabilne ramy prawne, niepewne przychody spowodowane wysoką fluktuacją cen energii oraz pojawieniem się nowych technologii, które mogą odegrać znaczną rolę na rynku energii. Silny rozwój energetyki odnawialnej znacząco zmienił zasady funkcjonowania europejskiego rynku energii, który według założeń Komisji Europejskiej ma być coraz bardziej zintegrowany oraz coraz bardziej niskoemisyjny. Nowe technologie, w postaci energetyki rozproszonej, magazynów energii, inteligentnego zarządzania popytem, do tej pory nie odgrywały w Polsce istotnej roli. Obraz ten może ulec zmianie dzięki systemom wsparcia oraz szybkiego postępu technologicznego. Jak wskazują zapisy projektów Polityki energetycznej Polski do 2050 roku (Ministerstwo Gospodarki, 2015a) oraz do 2040 roku (Ministerstwo Energii, 2018a), rola energetyki tradycyjnej będzie spadać na poczet technologii niskoemisyjnych. Poprzez rozwój technologiczny oraz spadające koszty inwestycyjne nowe technologie są w stanie odegrać znaczącą rolę w energetyce zarówno po stronie podaży, jak i popytu. Mogą się one stać alternatywą, która przy odpowiednim rozwoju technologicznym ma szansę rozwijać się bez systemów wsparcia. W. obecnym. z funkcjonowaniem. kształcie. elektroenergetyki. mechanizmów. rynkowych.. pojawił. się. jednak. problem. Klasyczne. rynki. energii. odzwierciedlające podaż i popyt zostały zachwiane poprzez różnego rodzaju systemy wsparcia oraz coraz większą zmienność podaży i popytu. W ten sposób można stwierdzić, że nastąpiła pewnego rodzaju destrukcja rynkowa. Wyżej wymienione czynniki powodują zachwianie funkcjonowania rynków energii, gdzie odnotowywana jest coraz głębsza ingerencja różnego rodzaju regulacji. Energetyka konwencjonalna jest coraz częściej „wypychana z krzywej podaży” przez technologie niekontrolowane typu must run, najczęściej źródła odnawialne. Powoduje to, że pole działalności energetyki konwencjonalnej jest coraz mocniej zawężane i tzw. krzywa rezydualna, powstała po odjęciu od popytu produkcji źródeł must run, podlega silnym wahaniom. Bazując na doświadczeniach zachodnioeuropejskich, krzywa rezydualna, czyli 7.

(8) przestrzeń, w której działają elektrownie konwencjonalne, może niekiedy być nawet bliska zeru. Możliwe są również sytuacje, w których podaż generacji w technologiach typu must run przewyższa popyt na energię elektryczną danego kraju. Wynikiem tego mogą być ujemne ceny energii elektrycznej na giełdzie energii, co powoduje również fizycznie wymuszony eksport do krajów sąsiadujących. Wymienione wyżej czynniki doprowadziły do niepewności inwestycyjnych, a w konsekwencji pojawił się problem niedostatecznego rozwoju kontrolowalnych źródeł energii (dispatchable energy sources). Ubiegłe lata pokazały, jak bardzo polski system energetyczny narażony jest na czynniki zewnętrzne. Latem 2016 roku pojawił się brak możliwości zbilansowania systemu, zostały wprowadzone interwencyjnie stopnie zasilania redukujące zużycie dużych odbiorców. Natomiast druga połowa 2018 roku oraz 2019 rok pokazały, jak bardzo polski system energetyczny podatny jest na ceny węgla oraz emisji CO2. W tym okresie ceny energii notowane na Towarowej Giełdzie Energii istotnie wzrosły.. 8.

(9) Cel, zakres i tezy pracy Celem niniejszej pracy jest oszacowanie możliwego wpływu nowych technologii,. zwłaszcza. odnawialnych. źródeł. energii,. na. Krajowy. System. Elektroenergetyczny (KSE), a także ocena możliwości ich komercyjnego zastosowania oraz zbadanie konkurencyjności tych rozwiązań. W tym celu zostały przeprowadzone symulacje podaży i popytu na energię elektryczną w horyzoncie 2030 roku. W pracy sformułowano tezę, że można określić racjonalny udział nowych technologii, zwłaszcza odnawialnych źródeł energii, które wprowadzają znaczące zmiany w systemie KSE. Udział ten należy dobrać tak, aby utrzymać stabilność pracy tradycyjnych źródeł wytwarzania, przy optymalnych parametrach ich pracy. Tezą niniejszej pracy jest również stwierdzenie, że zapotrzebowanie na moc będzie stale rosło przy jednoczesnej zmianie charakterystyki kształtu dobowej krzywej zapotrzebowania KSE. Założeniem jest, że sam profil dobowy zapotrzebowania będzie dążył do wyższych wartości szczytowych w lecie w godzinach południowych. Można się spodziewać, że w okresie zimowym zapotrzebowanie na energię elektryczną koreluje z zapotrzebowaniem na energię cieplną. W tym aspekcie można postawić drugą tezę, że w południowych godzinach latem fotowoltaika może stać się istotnym elementem wspierającym bezpieczeństwo energetyczne, a elektrociepłownie pomogą zbilansować KSE w okresie zimowym.. Zadanie badawcze pracy to: 1. ocena wpływu polityk na scenariusze podaży i popytu na energię elektryczną, 2. oszacowanie krzywych zapotrzebowania na energię elektryczną, w perspektywie roku 2030, na podstawie danych historycznych oraz oczekiwanych zmian w rozkładzie popytu na energię, 3. opracowanie modelu symulacyjnego pozwalającego na badanie wpływu udziałów różnych technologii na pracę systemu, 4. oszacowanie racjonalnego udziału nowych technologii, a szczególnie uwzględniając stabilność pracy konwencjonalnych źródeł wytwarzania, 5. ocena efektywności ekonomicznej nowych technologii, zwłaszcza opartych na odnawialnych źródłach energii, technologii magazynowania energii.. 9.

(10) Część pierwszą pracy poświęcono polityce ochrony klimatu i scenariuszom popytu oraz podaży na energię elektryczną. Głównym zakresem badania tej części pracy jest przede wszystkim oszacowanie zapotrzebowania na moc w okresie zimowym oraz letnim. Mniejszą uwagę poświęcono całkowitemu zapotrzebowaniu w skali całego roku. Ponadto w tej części przeanalizowano indywidualne preferencje konsumenta. W drugiej części pracy zbadany został możliwy wpływ nowych technologii na KSE. Na tym etapie przeprowadzono symulacje krzywej rezydualnej, która odzwierciedla, po odjęciu z KSE pracy mocy wytwórczych typu must run, przestrzeń produkcji energii do zagospodarowania przez energetykę konwencjonalną. Celem analizy było oszacowanie w latach 2013, 2017 oraz 2030 optymalnej podaży nowych technologii. Początkowo zbadano kształt krzywych KSE na przestrzeni lat 2008–2018. Na podstawie tych danych oszacowany został kształt KSE dla 2030 roku w okresie zimowym oraz letnim. Funkcją opracowanego dla niniejszej pracy modelu symulacji KSE jest oszacowanie jak najbardziej stabilnej pracy energetyki konwencjonalnej. Bloki energetyczne charakteryzują się pewną elastycznością techniczną, niemniej jednak w momencie, gdy energetyka konwencjonalna pracuje na parametrach minimum technicznego lub musi być odstawiana w ciągu jednej doby, aby ponownie być załączona, powstają dodatkowe koszty, które ostatecznie muszą zostać pokryte przez odbiorców energii. Im bardziej energetyka konwencjonalna jest marginalizowana w ciągu doby, tym większe koszty dla danej gospodarki, które finalnie muszą być pokryte na przykład w ramach rynku mocy. Jest to istotne też w kontekście tego, że na KSE coraz większą presję będą wywierały rosnące zdolności transgranicznej wymiany energii elektrycznej (Zamasz, 2015). W. pracy przenalizowano. również. funkcjonowanie magazynów. energii.. W kontekście rosnącej generacji instalacji PV analizie poddano przede wszystkim magazyny przydomowe, bazujące na bateriach litowo-jonowych. W celu zbilansowania generacji dużego OZE jak na przykład farm wiatrowych przenalizowane zostały elektrownie szytowo-pompowe (ESP) oraz technologia magazynowania power to gas. W zakresie zbilansowania pracy elektrociepłowni, gdzie krzywa ciepła nie zawsze pokrywa się z zapotrzebowaniem KSE na energię elektryczną, analizie poddano magazyny energii cieplnej. W trzeciej, ostatniej części pracy zbadana została konkurencyjność nowych technologii. Rozwój nowych technologii o nieprzewidywalnej, zależnej od pogody 10.

(11) charakterystyce produkcji powinien być skorelowany ze wzrostem zapotrzebowania, a docelowa moc tych technologii winna powstawać w zrównoważony sposób. Główne pytanie w tej części pracy brzmi: czy wcześniej odzwierciedlone w modelu symulacji KSE nowe technologie powinny, ze względów ekonomicznych, rozwijać się na szerszą skalę? Szczególną uwagę poświęcono tu instalacjom PV, które wspierać mają szczyty zapotrzebowania. Wytwarzanie energii w technologii promieniowania słonecznego, magazyny energii, klastry energii stają się coraz bardziej powszechne (Miśkiewicz, 2018). Dzięki temu postępuje stały transfer wiedzy i technologii w kierunku sektora energetycznego. Ponadto szczegółowej analizie ekonomicznej zostały poddane magazyny energii oraz pompy ciepła. Na Rys. 1 zaprezentowano zakres tematyczny oraz strukturę pracy.. Dotychczasowe rynki energii. Istniejąca literatura. Rola energii elektrycznej w miksie energetycznym – scenariusze popytu. Teoria podaży i popytu i jej zastosowanie w elektroenergetyce. Nie były brane pod uwagę indywidualne preferencje konsumenta. Część naukowa pracy. Struktura pracy. Analiza roli/indywidualnych preferencji odbiorcy jako prosumenta. Konsument do tej pory nie występował w roli inwestora lub producenta energii. Opis nowych technologii oraz możliwości ich zastosowania. W niewielkim stopniu analizowano możliwości podaży kapitału ze strony prosumenta. Możliwy wpływ nowych technologii na KSE / Modelowanie krzywej rezydualnej. Istnieje niewiele publikacji na temat krzywej rezydualnej, wpływu prosumenta na KSE. Nowe wyzwania, cele klimatyczne, polityka energetyczna – istniejące scenariusze podaży. Istniejąca literatura opisuje w dużej mierze skalę makro. Rys. 1. Struktura i zakres pracy (opracowanie własne, 2018). Zarówno istniejąca literatura, jak również projekty rządowych polityk energetycznych koncentrują się głównie na dużej energetyce i ujmują ją przede wszystkim w skali makro, czyli na poziomie całego kraju. Widoczne jest to przede wszystkim w rządowych projektach Polityki Energetycznej (Ministerstwo Energii, 2018a). Dotychczas w niewielkim stopniu były brane pod uwagę indywidualne preferencje konsumenta, który do tej pory nie występował w roli inwestora 11.

(12) lub producenta energii. W literaturze międzynarodowej pojawia się coraz więcej publikacji które opisują rosnące możliwości optymalizacji zużycia i produkcji energii przez odbiorcę końcowego (Khemakhem, 2019). W artykułach dotyczących rynku polskiego, gdzie jest badany wpływ energetyki odnawialnej brane są pod uwagę z reguły wartości zagregowane a nie decyzje i preferencje odbiorcy końcowego (Andrychowicz, 2017). W niewielkim stopniu w istniejącej literaturze analizowano możliwości podaży kapitału ze strony podmiotów indywidualnych. Dla polskiego rynku energii istnieje niewiele publikacji na temat krzywej rezydualnej oraz wpływu prosumenta (jednoczesny producent i konsument energii) na KSE w horyzoncie 2030 roku. Zakres tematyczny pracy Analiza roli/indywidualnych preferencji odbiorcy jako prosumenta (istniejące modele przeważnie analizują skalę makro, obecne prognozy rządowe w ogóle nie przewidują w miksie energetycznym technologii rozproszonych). Modelowe odzwierciedlenie nowych technologii w krzywej zapotrzebowania KSE, symulacja krzywej rezydualnej, analiza możliwego ograniczania produkcji OZE w godzinach nadpodaży energii elektrycznej, symulacja krzywej 2030. Analiza konkurencyjności nowych technologii (grid parity, generation parity, merit order, LCOE, DCF). Istniejąca literatura. tak. nie. tak. nie. tak. nie. Rys. 2. Zakres tematyczny pracy, odzwierciedlenie w istniejącej literaturze (opracowanie własne, 2018). Na Rys. 2 przedstawiono trzy główne bloki tematyczne pracy oraz oszacowano, w jaki sposób są one odzwierciedlone w istniejącej literaturze i prognozach rządowych dotyczących przyszłego miksu energetycznego. Niniejsza praca wykorzystuje istniejące już badania oraz prognozy w zakresie przede wszystkim podaży, jak również popytu na energię elektryczną. W pracy celowo skoncentrowano się nad okresem prognoz do 2030 roku. Głównym powodem takiego podejścia jest fakt, że rozwój technologiczny oraz rynkowy nowych technologii jest bardzo dynamiczny, a co za tym idzie – trudny do przewidzenia.. 12.

(13) Część pierwsza: Polityka ochrony klimatu, scenariusze popytu i podaży na energię elektryczną 1.1. Globalne trendy w zakresie ochrony klimatu Mimo globalnych starań w celu ograniczania emisji gazów cieplarnianych amerykańska agencja NASA alarmuje, że w 2013 roku odnotowano po raz pierwszy w historii stężenie CO2 w atmosferze przekraczające poziom 400 ppm (cząstek na milion) (NASA, 2013). Jednym z globalnych celów polityki klimatycznej jest ograniczenie wzrostu globalnej temperatury do 2°C do końca XXI wieku w odniesieniu do okresu przedindustrialnego. Międzyrządowy Zespół do spraw Zmian Klimatu w swoim raporcie (IPCC, 2014) stwierdza między innymi, że bez dodatkowych środków zaradczych globalna temperatura wzrośnie o 3,7–4,8°C w odniesieniu do okresu przedindustrialnego. W celu ograniczenia wzrostu temperatury o 2°C do 2100 roku koncentracja CO2 w atmosferze nie powinna przekroczyć poziomu 450°ppm. Według analiz Komisji Europejskiej globalny cel klimatyczny ograniczenia ocieplenia klimatu o 2°C oznacza w praktyce zatrzymanie wzrostu emisji do 2020 roku, a następnie zmniejszenie jej o połowę w stosunku do poziomu z 1990 roku (Unia Europejska, 2014). Zgodnie z raportem Międzynarodowej Agencji Energetycznej Tracking Clean Energy Process 2015 (IEA, 2015) wdrażanie głównych mechanizmów umożliwiających redukcję gazów cieplarnianych w celu ograniczenia ocieplenia klimatu o 2°C nie odbywa się zbyt skutecznie. Raport wskazuje, że w zakresie energetyki odnawialnej, gazowej oraz w obszarze przemysłu poziom wdrożenia wymaga większego wysiłku niż dotychczas. Natomiast w zakresie wprowadzania energetyki jądrowej, wysokosprawnej energetyki węglowej oraz w CCS poziom wdrożenia jest niezgodny z założeniami. Żadne z wyżej wymienionych zadań nie mieści się w obszarze zgodnym z pierwotnymi założeniami ograniczenia ocieplenia klimatu. Autorzy raportu stwierdzają, że rozwój niektórych technologii, takich jak fotowoltaika, przyśpieszył znacząco, a poziom wdrożenia ma szansę nawet przerosnąć pierwotnie założenia, lecz ogólny stan zaawansowania nie jest obecnie wystarczający. Jednocześnie spodziewane jest przyśpieszenie rozwoju niskoemisyjnych technologii, ponieważ różnica kosztów wytwarzania z OZE i energetyki konwencjonalnej stale maleje. Wyzwaniem będzie. 13.

(14) poziom mocy wytwórczych o nieprzewidywanym profilu produkcji. W skali globalnej w 2012 roku ze źródeł niestabilnych wyprodukowano 2,8% energii elektrycznej. W 2025 roku spodziewane jest, że udział ten wzrośnie do 12%. Duży potencjał w celu redukcji emisji dwutlenku węgla tkwi w kogeneracji, która charakteryzuje się dużą sprawnością przetwarzania energii pierwotnej w energię finalną. W krytyce wobec polityki klimatycznej UE często przytaczany jest fakt, że jest ona bardziej restrykcyjna niż porozumienie klimatyczne, które zostało uchwalone na szczycie klimatycznym COP 21 w Paryżu w 2015 roku. W ramach tego porozumienia 195 krajów w drodze konsensusu zgodziło się redukować emisję. Uzgodnione działania mają powstrzymać zmiany klimatu, gdzie wzrost średniej temperatury na Ziemi do 2100 roku ma nie przekroczyć 2°C w odniesieniu od ery przedindustrialnej. Ponadto mają zostać dołożone wszelkie starania, aby wzrost ten nie przekroczył 1,5°C (Organizacja Narodów Zjednoczonych, 2015; Komisja Europejska, 2015). Osiągnięcie obu celów zakłada istotny spadek emisji CO2 spowodowanej przez człowieka. Jednym z intensywnie dyskutowanych elementów jest zdefiniowanie mechanizmów finansowych dla krajów rozwijających się, które obecnie nie są w stanie samodzielnie sfinansować technologii umożliwiających ograniczanie emisji gazów cieplarnianych. Bez rozwiązania tego problemu osiągnięcie celów klimatycznych wydaje się trudne, ponieważ emisja CO2 w krajach rozwijających się rośnie w szybszym tempie, niż realizowane są redukcje przez kraje wysokorozwinięte. Dużym sukcesem COP 21 jest fakt, że w trakcie konferencji do porozumienia przystąpili najwięksi emitenci gazów cieplarnianych, tacy jak USA, Chiny czy Indie, niemniej jednak w 2017 roku Stany Zjednoczone odstąpiły od tych ustaleń. Na początku czerwca 2017 roku prezydent Trump ogłosił, że USA wycofa się paryskiego porozumienia klimatycznego (PAP, 2017). Jako uzasadnienie tej decyzji podano wysokie obciążenia finansowe dla gospodarki USA. Rząd USA podkreśla, że posiada własne narzędzia, które prowadzą do ochrony klimatu. Według informacji opublikowanych przez Biały Dom (Biały Dom, 2014) Stany Zjednoczone oraz Chiny opublikowały własne cele w zakresie ograniczania emisji gazów cieplarnianych. Prezydent Obama ogłosił, że Stany Zjednoczone do 2025 roku zredukują emisję CO2 o 26–28% w stosunku do 2005 roku. Natomiast Chiny w 2030 roku mają osiągnąć najwyższy poziom emisji CO2, co oznacza utrzymanie lub redukcję CO2 po 2030 roku. Ponadto do 2030 roku udział energii z innych źródeł niż spalanie paliw kopalnych ma wzrosnąć do 20% całkowitego zużycia energii. O ile w przypadku Chin widać, 14.

(15) że polityka klimatyczna realizowana jest w sposób ambitny, między innymi ze względu na niską jakość powietrza w tym kraju, w przypadku USA można zakładać, że cele wyznaczone przez prezydenta Obamę zostaną złagodzone. Z drugiej strony w USA poszczególne stany realizują swoje polityki ochrony klimatu, które często okazują się bardziej ambitne niż cele krajowe, wyznaczane przez Waszyngton. Za przykład może posłużyć Kalifornia, z bardzo ambitnymi programami w dziedzinie ochrony klimatu, gdzie m.in. do 2030 roku zadeklarowano redukcję emisji o 40% w odniesieniu do 1990 roku (U.S. Energy Information Administration, 2018).. 15.

(16) 1.2. Cele polityki energetyczno-klimatycznej Unii Europejskiej Unia Europejska wprowadziła restrykcyjny plan ochrony środowiska, którego duża część przypada na emisje pochodzące z produkcji i zużycia energii (Komisja Europejska, 2014a). Pod koniec 2014 roku przywódcy krajów UE zdefiniowali nowe cele klimatyczne, zakładające między innymi, że do 2030 roku emisja CO2 spadnie o 40%. Oznacza to, że sektory objęte systemem handlu emisjami, tzw. ETS (np. duża energetyka), będą zobowiązane do zredukowania emisji o 43% w porównaniu z 2005 rokiem. W sektorach nieobjętych systemem handlu będzie to redukcja 30–proc. w odniesieniu do 2005 roku. W dłuższej perspektywie celem UE do 2050 roku jest redukcja gazów cieplarnianych o 80–95% w odniesieniu do 1990 roku. Według planu działania opublikowanego przez KE w 2011 roku do połowy XXI wieku produkcja energii będzie musiała odbywać się prawie bez udziału węgla. Inne sektory, nieobjęte ETS, stanowiące około 55% europejskich emisji, jak na przykład transport, powinny do 2050 roku ograniczyć emisyjność o 60% w odniesieniu do 1990 roku. Jak jednak widać powyżej, sektorem najbardziej dotkniętym polityką klimatyczną KE będzie sektor energetyczny. Kolejnym celem Unii Europejskiej jest osiągnięcie w 2030 r. udziału OZE w ogólnym zużyciu energii na poziomie 27%. W zakresie efektywności energetycznej cel został zdefiniowany również na poziomie 27%, jednak z zastrzeżeniem, że w zależności od sytuacji może być zwiększony do poziomu 30% (Komisja Europejska, 2014a). Według danych Komisji Europejskiej w latach 1990–2012 UE ograniczyła emisję gazów cieplarnianych o 19% przy jednoczesnym wzroście gospodarczym na poziomie 45%. Komisja przyznaje jednak, że niecała połowa redukcji emisji w UE w okresie 2008–2012 stanowiła wynik kryzysu gospodarczego, czyli nie było to spowodowane działaniem narzędzi polityki klimatycznej. Pod koniec 2016 roku Komisja Europejska opublikowała dokument zatytułowany Czysta energia dla wszystkich Europejczyków (Komisja Europejska, 2016d). Potocznie dokument ten nazywany jest pakietem zimowym i – co do zasady – ma na celu przedstawienie ścieżki dojścia do osiągnięcia celów w zakresie ochrony klimatu. Dokument ten podtrzymuje zdefiniowane wcześniej cele (Paska, Surma, 2017). Komisja Europejska w pakiecie zimowym definiuje, jak w dłuższej perspektywie powinien wyglądać sektor energetyczny. Dokument ten zakłada między innymi: istotne ograniczenie emisji 16.

(17) w całej Unii Europejskiej, dekarbonizację gospodarek, rozwój efektywności energetycznej, rozwój transgranicznych przepływów energii oraz coraz większą rolę energetyki odnawialnej. Z dość silną krytyką ze strony polskiej spotkały się niektóre zapisy pakietu. Jednym z najbardziej kontrowersyjnych jest propozycja maksymalnej emisji dla jednostek wspieranych finansowo na poziomie 550°gr°CO2/kWh. Regulacje Parlamentu Europejskiego dotyczące wewnętrznego rynku energii elektrycznej (Komisja Europejska, 2016c) w artykule 23.4 proponują, aby jednostki wytwórcze, dla których decyzja inwestycyjna zapadła po wejściu w życie pakietu zimowego, mogły partycypować w rynku mocy pod warunkiem emitowania mniej niż 550°gr°CO2/kWh. Jednostki emitujące 550°gr°CO2/kWh lub więcej mają być upoważnione do opłat z tytułu rynku mocy do pięciu lat od wejścia w życie regulacji. Propozycja tego zapisu może stać się problematyczna przede wszystkim dla nowo wybudowanych bloków węglowych. W Polsce pod koniec 2018 roku przeprowadzone zostały pierwsze aukcje mocowe dla dostaw w 2021 roku oraz w ciągu kolejnych lat. Faktem natomiast jest, że ograniczane emisji przez kraje Europy, które powodują około 10% światowej emisji gazów cieplarnianych (Unia Europejska, 2014), nie jest w stanie powstrzymać globalnego wzrostu emisji CO2, spowodowanego głównie przez kraje rozwijające się. Nasuwa się zatem uzasadnione pytanie na temat determinacji UE do wprowadzania restrykcyjnej polityki klimatycznej. Warto zwrócić uwagę na inne aspekty związane z transformacją systemu energetycznego. Poprawiając efektywność energetyczną oraz inwestując w energetykę odnawialną, możliwe jest częściowe uniezależnienie się od importu energii. Warto również wspomnieć o aspektach geopolitycznych, które mogą przyczynić się do łagodzenia konfliktów regionalnych oraz globalnych, jakie często spowodowane są walką o zasoby surowców energetycznych. Osiągając coraz większy udział energetyki odnawialnej w miksie energetycznym. lub. elektroenergetycznym,. redukując ale. zużycie. również. na. energii przykład. (nie w. tylko. sektorze. w. sektorze. transportu. lub. ciepłowniczym), można coraz bardziej uniezależnić się od importu energii, unikając w ten sposób częściowo konfliktów międzynarodowych, spowodowanych wywieraniem wpływów na regiony o dużych zasobach surowców energetycznych. W Polsce z powodu wyeksploatowania bloków energetycznych konieczna jest odbudowa mocy wytwórczych, jako że obecne moce są w dużej mierze zamortyzowane. Odbudowanie energetyki będzie się wiązało z wyższymi kosztami amortyzacji oraz kosztami kapitałowymi, co oznacza, że pochodząca z nowych jednostek wytwórczych 17.

(18) energia będzie musiała zawierać ich dodatkowe koszty. Warto zwrócić uwagę, że OZE oraz efektywność energetyczna stają się coraz bardziej konkurencyjne na skutek procesów doskonalenia technologii, tzw. learning (widoczne przede wszystkim na przykładzie rozwoju fotowoltaiki). Kreując zatem długookresowe polityki energetyczne, trzeba porównać koszty poszczególnych technologii, aby długookresowo nie spowodować zbyt wysokich wzrostów kosztów nośników energetycznych dla odbiorcy końcowego.. 18.

(19) 1.3. Światowe zapotrzebowanie na energię pierwotną Według Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA, 2012) światowe zapotrzebowanie na energię pierwotną w okresie 35 lat (1975–2010) wzrosło o 105%. W okresie 2010–2035 zapotrzebowanie ma wzrosnąć natomiast z 12 380 Mtoe do 16 730 Mtoe, czyli o kolejne 35%. Tabela 1. Światowe zapotrzebowanie na energię pierwotną Mtoe (World Energy Outlook 2012; IEA, 2012) Różnica. Rok. [Mtoe]. 1975. 6 030. 2010. 12 380. 105%. 2035. 16 730. 35%. W okresie 1975–2035 spodziewany jest spadek udziału zużycia energii pierwotnej przez kraje OECD z 60% do około 30%. Główny wzrost ma nastąpić w Chinach, Indiach oraz krajach Środkowego Wschodu. Dane te pokazują, że w perspektywie 60 lat światowe zużycie energii pierwotnej ma się niemalże potroić. Według raportu Tracking Clean Energy Progress 2015, opublikowanego przez Międzynarodową Agencję Energetyki (IEA, 2015) w 2012 roku, światowe zużycie energii pierwotnej w przeliczeniu na osobę wyniosło 22 MWh. W tym koszyku zużycia energii pierwotnej 36% przypadało na wytwarzanie energii elektrycznej. Średnia emisja CO2 na osobę wyniosła 4,5 t w skali roku. W 2014 roku węgiel był głównym źródłem produkcji energii elektrycznej, stanowiąc około 40%, OZE plasowały się na poziomie 21%, a energia nuklearna reprezentowała około 11%. Nie ulega wątpliwości, że w kilku kolejnych dekadach zużycie energii pierwotnej będzie stale rosło. Głównymi czynnikami powodującymi ten trend jest stale rosnąca światowa populacja ludzi, coraz dłuższa oczekiwana długość życia oraz rosnąca zamożność.. 19.

(20) 1.4. Krajowe scenariusze podaży i popytu na energię elektryczną Istnieje wiele dokumentów rządowych, jak również pozycji w literaturze prognozujących scenariusze krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną. Autorzy tych źródeł są zgodni w założeniach, że zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie wzrastać. Należy jednak zadać pytanie, jak bardzo dynamiczny okaże się ten rozwój. Według założeń PEP 2030, zaktualizowanych w publikacji Aktualizacja prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030 Agencji Rynku Energii (ARE, 2011), w okresie 2008–2030 prognozowane zapotrzebowanie na energię elektryczną przez odbiorców końcowych wzrośnie z 118 TWh do 168 TWh w 2030 roku. Tabela 2. Struktura zapotrzebowania na energię elektryczną według sektorów (ARE, 2011) [TWh]. 2008. 2010. 2015. 2020. 2025. 2030. 2030/2008. 44,3. 43,9. 44,7. 46,8. 51. 53,8. 21%. Transport. 3,6. 3,6. 4,4. 4,7. 5. 5,2. 44%. Rolnictwo. 1,6. 1,7. 1,9. 2,1. 2,1. 2,2. 38%. Handel i usługi. 41,1. 42,4. 47,5. 52,2. 57,3. 65,6. 60%. Gospodarstwa domowe. 27,1. 27,8. 30,9. 33,6. 36,5. 40,7. 50%. 117,7. 119,4. 129,4. 139,4. 151,9. 167,5. 42%. Przemysł i budownictwo. Razem. Ministerstwo Gospodarki w prognozach przewidywało na lata 2008–2030 wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną o 42%, co daje około 1,9% w skali roku. Patrząc na sektory, najmniejszy przyrost można zaobserwować w przemyśle i budownictwie (21%), największy natomiast w gospodarstwach domowych (50%) oraz w handlu i usługach (60%). Przedstawiony pod koniec 2018 roku projekt PEP do 2040 roku przewiduje w perspektywie 2030 roku również roczne wzrosty zapotrzebowania na poziomie 1,9% (Ministerstwo Energii, 2018b). W. planie. rozwoju. w. zakresie. zaspokojenia. obecnego. i. przyszłego. zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016–2025 operator sieci przesyłowych PSE, powołując się na projekcje PSE Innowacje, KAPE oraz ARE, spodziewał się średniorocznego wzrostu na poziomie 1,5–1,6% (PSE, 2015). Niższe wzrosty w porównaniu z projektami PEP 2030/2040 mogą wynikać z analizy danych historycznych, które pokazują, że w latach 2005–2014 zużycie rosło średniorocznie o 1,1%, natomiast w latach 2009–2014 o 1,5%. W 2014 r. zaś maksymalne zapotrzebowanie na moc zostało odnotowane w styczniu na poziomie 25 535 MW, 20.

(21) co oznaczało wzrost na poziomie 3,1% w stosunku do 2013 roku. Na przykładzie porównania 2014 roku z 2013 rokiem widoczne jest, że moce szczytowe rosną w szybszym tempie niż całkowite zużycie. Tabela 3. Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną według założeń PSE (PSE, 2015b) [TWh]. 2015. 2025. różnica. [%] r/r. PSE Innowacje. 163. 190. 17%. 1,7%. KAPE. 159. 187. 18%. 1,8%. ARE. 162. 186. 15%. 1,5%. Jak wskazuje Tab. 4, zapotrzebowanie brutto składa się z finalnego zapotrzebowania odbiorców końcowych, potrzeb własnych sektora energii, strat przesyłowych, strat dystrybucyjnych oraz potrzeb własnych elektrowni. Tabela 4. Struktura zapotrzebowania brutto na energię elektryczną TWh (Wyrwa, 2012) Zapotrzebowanie [TWh]. 2008. 2030. 2050. 118. 161. 181. Sektor energii. 10. 12. 11. Straty przesył / dystrybucja. 13. 14. 13. Potrzeby własne elektrownie. 14. 16. 18. 155. 203. 223. Zapotrzebowanie finalne. Zapotrzebowanie brutto. Według danych ARE z 2011 roku krajowe zapotrzebowanie brutto oraz produkcja energii elektrycznej mają wzrosnąć z około 160 TWh w 2012 roku do około 210 TWh w 2030 roku. Tabela 5. Prognozy produkcji oraz zużycia energii elektrycznej TWh do 2030 roku według założeń ARE (ARE, 2011) [TWh]. 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2030/2012. Krajowa produkcja energii elektrycznej. 160. 163. 166. 169. 179. 192. 212. 32%. Krajowe zużycie energii elektrycznej. 157. 160. 163. 167. 177. 190. 210. 34%. Zużycie przez odbiorców finalnych. 121. 124. 127. 129. 139. 152. 168. 39%. Porównując poszczególne źródła prognoz do 2030 roku, można podsumować, że krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną w 2030 roku powinno oscylować w zakresie mniej więcej 200–210 TWh. W projekcie PEP 2040 przyjęto dla 2030 roku poziom zużycia energii 198,8 TWh (Ministerstwo Energii, 2018b).. 21.

(22) 1.5. Prognozy wzrostu zapotrzebowania na moc Z jednej strony istotne jest, aby przeanalizować całkowite zapotrzebowanie na energię elektryczną w ujęciu czasowym. To ważne na przykład w zakresie oszacowania zasobów nośników energetycznych poziomu emisji itp. Z drugiej strony moc szczytowa jest równie istotna, ponieważ występuje ona sporadycznie, z reguły przy ekstremalnych. warunkach. pogodowych.. Zadaniem. operatora. systemu. jest. zbilansowanie KSE. W Tab. 6-7 widać, według scenariusza PSE Innowacje, że prognozy szczytu letniego rosną szybciej niż przewidziane szczyty zimowe (PSE, 2015b). Prognozowane wzrosty szczytu rocznego w okresie 2015–2025 wynoszą według operatora sieci przesyłowych 1,8%. W przypadku szczytów letnich wartość ta oszacowana została na 2,4%. Tabela 6. Prognoza rozwoju zapotrzebowania na moc szczytową (zima) (PSE, 2015b) [GW]. różnica r/r. różnica 2015/2025. 9%. 1,7%. 18%. 1,8%. 31,0. 18%. 3,6%. 19%. 1,9%. 29,5. 15%. 3,0%. 13%. 1,3%. 2015. 2020. 2025. PSE Innowacje. 25,8. 28,0. 30,5. KAPE. 26,0. 29,0. ARE. 26,0. 28,0. różnica 2015/2020. różnica r/r. Tabela 7. Prognoza rozwoju zapotrzebowania na moc szczytową (lato) (PSE, 2015b) [GW] PSE Innowacje. 2005 2010 2015 2016 2020 2025 19,0. 20,6. 22,1. 22,7. 24,8. 27,5. różnica 2015/2020. różnica r/r. różnica 2015/2025. różnica r/r. 12%. 2,4%. 24%. 2,4%. W okresie 2015–2025, zarówno w przypadku zimy, jak i lata, w scenariuszu PSE Innowacje zapotrzebowanie na moc szczytową rośnie o około 5 GW. Jest to dość dużym wyzwaniem, ponieważ moc ta odpowiada równowartości około 6 bloków klasy 800 MW. W zasadzie takie porównanie nie jest adekwatne, ponieważ przy coraz większej ingerencji źródeł OZE typu must run powinny powstawać w systemie raczej mniejsze jednostki niż wspomniane klasy 800 MW lub większe, bowiem w przyszłości wymagana będzie rosnąca elastyczność systemu. Odnosząc się do dodatkowego zapotrzebowania na moc rzędu 5 GW, trzeba również wziąć pod uwagę wycofanie istniejących jednostek. W 2013 roku Ministerstwo Gospodarki zakładało, że do 2020. 22.

(23) roku zostanie wycofane z sieci około 6,5 GW istniejących mocy wytwórczych, a do 2030 roku wartość ta miała wynieść około 12,3 GW (Ministerstwo Gospodarki, 2013a). Wedle projektu PEP 2040 (Ministerstwo Energii, 2018b) w przedziale czasowym 2018–2035 spodziewane jest wycofanie mocy o wartości 16,7 GW. Natomiast z 63 ankietowanych przez URE przedsiębiorstw energetycznych wynika, że w okresie 2018–2032 z systemu wycofanych ma być 11,8 GW przy jednoczesnym 11,9 GW oddanych do eksploatacji (URE, 2019). Powyższe źródła wskazują podobne poziomy mocy, które są przeznaczone do wycofania. W większości prognoz spodziewany jest coraz większy udział źródeł niestabilnych, co powodować będzie zawężający się obszar działania jednostek konwencjonalnych. Tabela 8. Projekcja stabilnych i niestabilnych mocy wytwórczych do 2040 roku (Ministerstwo Energii, 2018b) [MW]. 2020. 2025. 2030. 2035. 2040. Elektrownie wiatrowe lądowe. 6 400. 7 000. 6 000. 2 100. 800. –. –. 4 600. 6 100. 10 300. Elektrownie wiatrowe morskie Elektrownie fotowoltaiczne. 900. 5 200. 10 200. 15 200. 20 200. 7 300. 12 200. 20 800. 23 400. 31 300. Suma stabilne. 34 700. 35 100. 36 900. 39 000. 41 300. SUMA. 42 000. 47 300. 57 700. 62 400. 72 600. 17%. 26%. 36%. 38%. 43%. Suma niestabilne. Udział niestabilne. Z danych projektu PEP 2050 wynikało, że w 2010 roku źródła niestabilne (wiatr i PV) stanowiły zaledwie 1 801 MW z 36 005 mocy zainstalowanej (5%). W 2020 roku udział mocowy źródeł niestabilnych spodziewany jest na poziomie 17%. Natomiast w 2030 roku źródła niestabilne mogą reprezentować ponad 20 GW, co odpowiadać ma 36% mocy ogółem. Z analiz Ministerstwa Gospodarki z 2013 roku, opublikowanych w Sprawozdaniu z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej (Ministerstwo Gospodarki, 2013a) wynika, że w latach 2015–2017 w szczytowym zapotrzebowaniu zimowym mógł pojawić się deficyt mocy sięgający około 1,1 GW w 2017 roku.. 23.

(24) Tabela 9. Zimowy bilans KSE do 2030 roku (Ministerstwo Gospodarki, 2013a) Zima [MW]. 2013. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2020. 2025. 2030. Szczytowe zapotrzebowanie. 25 333 25 823 26 313 26 644 26 976 27 308 27 972 30 042 33 124. Szczytowe zapo. z rezerwą mocy. 27 613 28 147 28 681 29 042 29 404 29 766 30 489 32 746 36 105. Moc dyspozycyjna (zima). 29 076 28 758 28 586 28 239 28 303 29 880 33 168 34 125 37 295. Nadwyżka/Niedobór. 1 463. Moc zainstalowana Moc dyspozycyjna / zainstalowanej Rezerwa mocy. 611. −95. −803 −1 101. 114. 2 679. 1 379. 1 190. 37 965 38 035 37 861 38 135 39 992 41 847 45 328 48 387 53 680 77%. 76%. 76%. 74%. 71%. 71%. 73%. 71%. 69%. 9%. 9%. 9%. 9%. 9%. 9%. 9%. 9%. 9%. W Tab. 9 w pozycji nadwyżka/niedobór widoczne są ujemne wartości w latach 2015–2017. Opisany deficyt nie oznacza skrajnego scenariusza, czyli załamania systemu, lecz sytuację, w której w 2017 roku dobowa rezerwa mocy mogłaby spaść do poziomu 5% względem rekomendowanych 9% (PSE, 2014a). Tabela 10. Wymagane rezerwy mocy w systemie elektroenergetycznym (PSE, 2014a) Wymagane nadwyżki w planie rocznym. PKR 2012. 18%. planach miesięcznych. PKM 2012. 17%. planach dobowych. BPKD. 9%. Według IRiESP PSE (Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej) rekomendowana wielkość rezerwy odpowiada utracie największej jednostki w systemie. Dotychczasowo był to blok w Bełchatowie o mocy 858 MW. Od końca 2017 roku największą jednostką wytwórczą jest blok węglowy w Kozienicach, którego moc wynosi 1075 MW. W okresie letnim szczytowe zapotrzebowanie rośnie z około 22 GW do prawie 29 GW w 2030 roku. W tym przypadku niewielki deficyt mocy miał się pojawić w latach 2016–2018. W 2017 roku rezerwa mocy spodziewana była na poziomie około 6% zamiast 9%.. 24.

(25) Tabela 11. Letni bilans KSE do 2030 roku (Ministerstwo Gospodarki, 2013a) Lato [MW]. 2013. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2020. 2025. 2030. Szczytowe zapotrzebowanie. 21 836 22 481 22 908 23 197 23 486 23 774 24 352 26 155 28 838. Szczytowe zapo. z rezerwą mocy. 23 802 24 504 24 969 25 284 25 599 25 914 26 544 28 509 31 433. Moc dyspozycyjna (lato). 25 507 25 175 25 170 24 761 24 915 25 884 28 566 29 645 32 673. Nadwyżka/niedobór. 1 705. Moc zainstalowana. 671. 201. −523. −684. −30. 2 022. 1 136. 1 240. 37 965 38 035 37 861 38 135 39 992 41 847 45 328 48 387 53 680. Moc dyspozycyjna / zainstalowana Wymagana rezerwa mocy. 67%. 66%. 66%. 65%. 62%. 62%. 63%. 61%. 61%. 9%. 9%. 9%. 9%. 9%. 9%. 9%. 9%. 9%. Jak pokazały dane rzeczywiste, w sierpniu 2015 roku OSP zmuszony był do wprowadzenia stopni zasilania, czego konsekwencją stało się ograniczenie poboru energii. elektrycznej. po stronie odbiorców. końcowych.. Temat. ten opisano. w późniejszym etapie, przy okazji dogłębnej analizy okresu zimowego i letniego. Praktyka pokazała, że deficyt mocy pojawił się w okresie letnim, a nie zimowym, gdzie zapotrzebowanie na moc jest największe. Według raportu URE, dotyczącego planowanych inwestycji do 2032 roku, w 2019 roku oraz kolejnych latach może ponownie dojść do ograniczeń w dostawach energii dla dużych odbiorców (URE, 2019). Jest tu mowa o okresie letnio-jesiennym, gdzie nadwyżka w systemie, z uwzględnieniem 9-proc. rezerwy, spada do ok. 1 000 MW. Jednym z powodów możliwych ograniczeń według URE jest fakt, że w systemie pojawiły się jednostki 800– 1 100 MW,. które. przy. jakiejkolwiek. niedyspozycyjności. mogą. doprowadzić. do ponownej konieczności ograniczeń w dostawie energii do odbiorców końcowych. Istotną kwestią w obu sezonach, zimowym i letnim, jest spodziewana redukcja mocy dyspozycyjnej. Według założeń Ministerstwa Gospodarki z 2013 roku w zimie 2012 roku moc dyspozycyjna wynosiła 80% w stosunku do mocy zainstalowanej. Do 2030 roku spodziewany jest spadek dyspozycyjności elektrowni w okresie zimowym do około 69%. W przypadku lata spadek ten jest jeszcze większy, gdzie dyspozycyjność zmniejsza się z 72% w 2012 roku do 61% w 2030 roku. Tabela 12. Poziom mocy dyspozycyjnej w relacji do mocy zainstalowanej (opracowanie własne na podstawie danych Ministerstwa Gospodarki, 2013a) Zima. Lato. 2012. 80%. 72%. 2013. 77%. 67%. 2030. 69%. 61%. 25.

(26) Dane te pokazują dla okresu letniego, że przy rosnącym szczycie zapotrzebowania bliskim 29 GW, spadającej dyspozycyjności, wymaganej przez OSP rezerwie mocy na każdy 1 MW zapotrzebowania powinny przypadać niemalże 2 MW mocy. W praktyce oznacza to istotne nakłady inwestycyjne oraz konieczność odpowiedniego zaplanowania infrastruktury energetycznej. Kluczowe dla tej dyskusji jest, czy niektóre źródła nie mogą się uzupełniać nawzajem lub czy nie można podjąć kroków po stronie popytu, aby złagodzić skutki niezbilansowania systemu. Przedstawione poniżej dane KSE w okresie styczeń 2008 – wrzesień 2015 wskazują, że zapotrzebowanie na moc Krajowego Systemu Elektroenergetycznego kształtowało się pomiędzy 9,5 GW a 25,8 GW.. Rys. 3.. Wykres uporządkowany KSE 2008–2015 (opracowanie własne na podstawie danych PSE, 2015). Analizując wykres uporządkowany, okazuje się, że w okresie 8,5 lat zapotrzebowanie powyżej 25 GW wystąpiło przez 39 godzin, co daje średnio zaledwie 5 godzin w skali roku. Powyżej 24 GW odnotowane zostało średniorocznie 57 godzin. Moce powyżej 20 GW wykorzystywano przez około 2 000 godzin rocznie.. 26.

(27) 1.6. Długotrwałe prognozy rynków energii oraz podejście dziedzin mikro- i makroekonomiczne w energetyce W kontekście decentralizacji energetyki warto przeanalizować kwestie z zakresu mikro-. oraz. makroekonomii.. Przedmiotem. analizy. mikroekonomicznej. jest. „szczegółowe badanie indywidualnych decyzji, odnoszących się do pojedynczych towarów” (Begg, Fischer, Dornbusch; 2007). Natomiast w makroekonomii „kładzie się nacisk na wzajemne związki zachodzące w gospodarce jako całości. Celowo upraszcza się w niej analizę poszczególnych elementów w trosce o przejrzystość obrazu działania całej gospodarki” (Begg, Fischer, Dornbusch, 2007). Aspekty mikroekonomiczne w sektorze energetycznym badające zachowania indywidualne miały do tej pory ograniczoną rolę. Odzwierciedlały one dotychczas w głównej mierze zachowania przedsiębiorców, pomijając – z przyczyn praktycznych – zachowania indywidualnych konsumentów. W dużej mierze było to spowodowane faktem, że odbiorcy mediów energetycznych nie mieli możliwości wyboru: •. dostawcy energii (do momentu liberalizacji rynków energii),. •. źródła energii,. •. narzędzi optymalizacji zużycia. Ponadto z powodu dotychczasowo scentralizowanego charakteru sektora. energetycznego obiorca w niewielu przypadkach miał możliwość bycia zarówno konsumentem, jak również producentem nośników energetycznych. W zakresie elektroenergetyki oraz w wielu przypadkach powszechnie stosowanej energetyki odbiorca indywidualny nie miał praktycznie wpływu na zastosowane medium energetyczne. Z wyżej wymienionych powodów badania mikroekonomiczne nie miały większego znaczenia dla długotrwałych prognoz oraz tworzenia miksów energetycznych.. Istotne. okazało. się. natomiast. odzwierciedlenie. wartości. zagregowanych, opisujących cały sektor energetyczny. Dotychczas jedynie na rynku ciepła klienci indywidualni mieli częściowo możliwość: •. wyboru stosowanego paliwa,. •. produkcji własnej lub zakupu ciepła z lokalnych sieci dystrybucyjnych. Mikroekonomia jako dziedzina nauki skupiająca się na indywidualnych. preferencjach idealnie wpisuje się w analizę zastosowania źródeł rozproszonych. Poprzez rozwój technologiczny, spadek cenowy, relatywnie niskie koszty inwestycyjne rozproszone źródła energii, zarówno w dziedzinie energii elektrycznej, jak również 27.

(28) w zakresie energii cieplnej, stały się dostępne dla indywidualnych odbiorców. Z tego powodu wagi nabiera mikroekonomia jako nauka badająca indywidualne preferencje konsumenta, których zagregowane wartości mogą przyczynić się do zauważalnego udziału w danym miksie energetycznym. Niniejsza praca ma celu między innymi zbadanie gotowości odbiorców do stosowania nowych technologii wynikającej z kierowania się aspektami ekonomicznymi, takimi jak: w zakresie mikroekonomicznym: •. indywidualne preferencje odbiorców energii,. •. rentowność źródeł rozproszonych,. w zakresie makroekonomicznym: •. odzwierciedlenie. zagregowanych. ilości. produkcji. energii. w. źródłach. rozproszonych, •. oszacowanie w długoterminowym horyzoncie ilości energii generowanej w źródłach rozproszonych,. •. przebadanie wpływu zagregowanych ilości energii wytworzonej w źródłach rozproszonych oraz odzwierciedlenie ich na krzywej KSE.. 28.

(29) 1.7. Mechanizmy cenotwórcze Energia elektryczna, gaz, paliwa należą do produktów typu commodity. Definicję tę można przetłumaczyć jako „towar”. Dzięki porównywalności tych produktów możliwy jest ich obrót na globalnych giełdach towarowych. W ten sposób uczestnicy rynku są w stanie po cenie rynkowej zakontraktować niezbędne dla nich surowce, gwarantując, że cena kontraktu odpowiada cenie rynkowej. To możliwe w przypadku, gdy obrót danym produktem jest płynny. Ponadto dzięki rynkom towarowym istnieje możliwość kontraktacji danych produktów na rynku terminowym. Przy towarach lub produktach typu commodity cenę rynkową tworzy koszt krańcowy, czyli koszt wyprodukowania przez producenta o najniższych kosztach zmiennych dodatkowej jednostki towaru. Jak wskazują autorzy artykułu Wybrane problemy szacowania kosztów krańcowych i ustalania cen w górnictwie i energetyce (Suwała, Kaszyński, Kamiński, 2012), zastosowanie mikroekonomii dostarcza wskazówek w zakresie ustalania cen, niemniej jednak nie można w pełni zastosować tej teorii na realnych rynkach energii. Według teorii ekonomii to właśnie koszty krańcowe powinny odzwierciedlać ceny produktów, w tym produktów energetycznych. W praktyce często stosuje się uśrednione koszty przedsiębiorstwa powiększone o spodziewany zysk.. MC (marginal cost) – koszt krańcowy, MC OZE (marginal cost OZE) – koszt krańcowy odnawialnych źródeł energii, ATC (average total cost) – średni koszt całkowity, AVC (average variable cost) – średni koszt zmienny, AFC (average fix cost) – średni koszt stały Rys. 4. Relacje między kosztami zakłócone przez OZE (opracowanie własne na podstawie Suwała, Kaszyński, Kamiński, 2018). 29.

(30) Przy niskim popycie danego produktu (na lewo od wielkości QS) cena realizowana na rynku pokrywa tylko koszty zmienne i nie zawiera średnich kosztów zmiennych AVC oraz średnich kosztów stałych ATC. Dopiero przy zwiększonym popycie przy ilości QS i cenie PS koszt zmienny MC odpowiada AVC, czyli średniemu kosztowi stałemu. Mimo tego w dłuższym horyzoncie nawet ten poziom przychodów nie jest wystarczający dla przetrwania przedsiębiorstwa, ponieważ nie pokrywa on kosztów stałych AFC. Dopiero w punkcie relacji QL; PL, czyli przy zwiększonym popycie przychody ze sprzedaży danego produktu pokrywają średni koszt całkowity ATC. Krzywa MC OZE prezentuje koszt krańcowy dla źródeł odnawialnych. Sporą część OZE charakteryzują zerowe koszty zmienne (elektrownie wiatrowe, wodne lub słoneczne), są to jednostki typu must run. W następnej kolejności na krzywej kosztów krańcowych pojawiają się na przykład OZE biomasowe oraz biogazowe. W tym przypadku OZE zakłócają stronę podażową, przez niskie koszty, które przekładają się na ceny znacznie poniżej cen klasycznych źródeł. Po stronie prosumentów instalacje OZE mają również wpływ na stronę popytową. W praktyce sytuacja taka doprowadza do skurczenia się strony popytowej do przykładowej ilości Qx. To z kolei powoduje, że cena rynkowa Px jest niższa niż ceny PL i PS. W konsekwencji elektrownie konwencjonalne o najniższym stopniu sprawności nie są w stanie konkurować na rynku. W obecnych czasach, przy zwiększającym się udziale OZE rynek jednotowarowy nie gwarantuje więc wystarczających przychodów dla części elektrowni konwencjonalnych. Bazując na powyższej teorii, w sposób modelowy wykazano, że OZE zakłócają mechanizmy podaży i popytu na klasycznym rynku energii. Z tego powodu na arenie europejskiej wprowadzane są różne formy rynku mocy.. 30.

(31) Część druga: Modelowanie krzywej rezydualnej Krajowego Systemu Elektroenergetycznego 2.1. Wpływ nowych technologii na krzywą Krajowego Systemu Elektroenergetycznego Planowanie rozwoju systemu energetycznego wymaga dogłębnego rozpoznania procesów zachodzących po stronie podaży i popytu na energię elektryczną. Po stronie popytu, będą one skutkować nie tylko zmianą wielkości rocznego zużycia energii elektrycznej, ale również zmianami w profilu czasowym obciążenia systemu elektroenergetycznego. Właściwe zdiagnozowanie zmian w zapotrzebowaniu na energię elektryczną stwarza szansę na optymalne sterowanie istniejącymi jednostkami wytwórczymi i rozwój strony podaży tj. opracowanie planu rozbudowy mocy wytwórczych w technologiach najlepiej dostosowanych do przyszłego profilu obciążenia (Swisher, 1997). Istnieje wiele metod prognozowania przyszłego zapotrzebowania na energię (Singh et al., 2013). Możemy je podzielić ze względu na zadany okres prognozowania. Dla prognoz krótkookresowych sięgających godzin czy dni w istocie ich celem jest zmaksymalizowanie prawdopodobieństwa zaistnienia danego stanu systemu w przyszłości. W tego typu prognozach wykorzystywane są tradycyjne metody regresji jak również nowoczesne metody wykorzystujące algorytmy genetyczne i sieci neuronowe. Poszczególne metody szczegółowo zostały opisane w artykule An overview of energy demand forecasting methods published in 2005–2015 (Ghalehkhondabi, 2017). W prognozach dłuższych tj. średnio- i długookresowych oprócz wymienionych już metod zastosowanie mają również metody eksperckie, takie jak ta zaproponowana w niniejszej rozprawie doktorskiej. Analizowany jest wpływ na przyszłe zużycie energii zidentyfikowanych czynników sprawczych oraz makro-trendy, również te przyczyniające się do zmian w sektorach końcowego wykorzystania energii skutkujących np. ich elektryfikacją (np. rozwój elektro-mobilności).. Po. stronie. podaży,. pod. uwagę. brany. jest. rozwój. perspektywicznych technologii energetycznych, który może przyczynić się do zmian struktury systemu. Przykładowo, dynamiczny rozwój technologii odnawialnych mikro i małej skali powoduje, że struktura systemu ewoluuje w kierunku zdecentralizowanego modelu prosumenckiego. Oczywiście rozwój energetyki prosumenckiej jest możliwy w sytuacji, kiedy staje się ona opłacalna ekonomicznie (Comello, 2018). W chwili 31.

(32) obecnej istniejące w wielu krajach systemy polityczno-ekonomicznego wsparcia stają się głównym czynnikiem promującym rozwój energetyki prosumenckiej (Inderberg 2018). Należy się jednak spodziewać, że dzięki procesom doskonalenia skutkującym ciągłą obniżką kosztów jednostkowych instalacji OZE energetyka prosumencka w przyszłości staniesię atrakcyjną alternatywą nawet bez dedykowanych systemów wsparcia. Będzie to miało wpływ na zmianę na krzywą rezydualną i pracę jednostek konwencjonalnych (Michaels, 2016). Innowacje takie jak prosumenckie wytwarzanie energii lub jej magazynowanie powinny być istotne nie tylko dla małych prosumentów, ale również dla dużych przedsiębiorstw energetycznych, których rentowność istotnie spadała w ostatnich latach (Zamasz, 2018).. 32.

(33) 2.2. Opis metodyki 2.2.1. Model optymalizujący rezydualne zapotrzebowanie na moc Na poczet niniejszej pracy został stworzony autorski model optymalizacji dobowych krzywych rezydualnych (Lres) w horyzoncie do 2030 roku. Ilustracją funkcji celu modelu jest zapis w postaci: [𝑚𝑎𝑥𝑡∈(1,…,24) (𝐿𝑟𝑒𝑠 (𝑡)) − 𝑚𝑖𝑛𝑡∈(1,…,24)(𝐿𝑟𝑒𝑠 (𝑡))]  min. (2.1). Celem modelu jest osiągnięcie jak najmniejszej rozpiętości pomiędzy obciążeniem systemu w czasie doliny nocnej i szczytu dziennego, co można określić jako swego rodzaju spłaszczanie krzywej obciążenia. W modelu założono, że w horyzoncie 2030 roku oprócz jednostek będących w budowie nie będą powstawały nowe źródła węglowe. Istniejące oraz aktualnie w budowie elektrownie potraktowane są jako zadane, nie występuje już więc możliwość optymalizacji poniesionych kosztów inwestycyjnych (CAPEX). Profil krzywych obciążenia KSE modyfikowany jest przez dobieranie poziomu generacji instalacji fotowoltaicznych (PV), elektrowni wodnych szczytowo-pompowych (ESP), elektrociepłowni (CHP) wyposażonych w magazyny energii cieplej, wykorzystanie magazynów energii oraz redukcję obciążenia poprzez zarządzanie stroną popytu (DSM). Podstawa zapotrzebowania (baseload) pokrywana jest poprzez istniejące oraz obecnie budowane źródła konwencjonalne, uzupełniane przez planowane morskie jednostki wiatrowe (offshore). Odpowiednie sterowanie elementami systemu i właściwie dobrany miks wytwarzania pozwala na osiągnięcie optymalnych parametrów pracy jednostek konwencjonalnych (rozpiętość krzywej rezydualnej pomiędzy doliną a szczytem utrzymywana na jak najniższym poziomie) i prowadzi do minimalizacji kosztów operacyjnych (OPEX). Działanie autorskiego modelu opisuje algorytm przedstawiony na Rys. 5 Punktem wyjściowym jest wybrana, bazowa krzywa obciążenia KSE. Analizie poddano wybrane krzywe KSE w okresach 2013-2017 oraz prognozowane dla 2030 r. W kolejnych krokach ustala się poziom produkcji różnych źródeł tak aby osiągając najniższe różnice w krzywej rezydualnej.. 33.

(34) Krzywa KSE w dniu "n". Sczytaj moc max oraz min. Wprowadź moc zainstalowaną w PV. Nie. Pora roku lato? (zima/lato). Tak. Dostosuj produkcję CHP oraz magazynowanie ciepła. Dostosuj produkcję ESP. Dostosuj produkcję ESP. Dodaj magazyny en. elektrycznej. Zastosuj DSM. Zastosuj DSM. Nie. Nie. Wypełnij krzywą rezydualną jednostkami konwencjonalnymi. Czy spełnione minimum techniczne bloków?. Tak. Nie. Czy osiągnięto najniższą rozpiętość krzywej rezydualnej pomiędzy doliną nocną a szczytem. Nie. Tak Zmodyfikowana krzywa rezydualna w dniu "n". Rys. 5. Algorytm opisujący działanie modelu. 34.

(35) W pierwszym kroku sczytywane są informacje o minimalnym i maksymalnym obciążeniu systemu w danej dobie. Następnie dobierana jest moc zainstalowana w elektrowniach fotowoltaicznych (moc ta może być sukcesywnie powiększana). W zależności od pory roku model przewiduje różne działania w celu wypłaszczenia krzywej rezydualnej. W okresie letnim, oprócz odpowiedniego doboru mocy w instalacjach PV wypełniających południowe szyty zapotrzebowania, krzywa obciążenia KSE modyfikowana jest głównie poprzez odpowiednie sterowanie elektrowniami wodnymi szczytowo-pompowymi. Mogą one oddawać lub pobierać z systemu +/- 1 756 MW dziennie. Założono, że praca pompowa przeprowadzana jest z pełną mocą, natomiast praca turbinowa dobierana jest tak, aby w jak największym stopniu wyrównać krzywą rezydualną. Model dopuszcza różne poziomy pracy ESP w poszczególnych godzinach. Modyfikacja profilu krzywej rezydualnej nie jest możliwa w momencie wystąpienia ograniczeń technicznych (ograniczenie mocowe lub pojemnościowe. zbiorników. wody. wynoszące. max.. 10 000 MWh). Ponadto,. wykorzystane mogą być magazyny energii elektrycznej. W okresie zimowym, w którym produkcja energii elektrycznej z elektrowni słonecznych jest marginalna, odpowiednio dobierana jest moc w elektrociepłowniach. Dobierane są również magazyny energii cieplnej pozwalające częściowo zsynchronizować produkcję energii elektrycznej w jednostkach CHP ze szczytem zapotrzebowania. W okresie tym również ESP mogą optymalizować krzywą rezydualną. W obydwu sezonach może nastąpić redukcja obciążenia KSE poprzez zarządzanie stroną podaży (Wyrwa, 2009). W końcowym etapie zapotrzebowanie na moc wyrażone poprzez krzywą rezydualną pokrywane jest poprzez produkcję w jednostkach konwencjonalnych. Dodatkowym ograniczeniem modelu jest to, aby minimum techniczne pracujących bloków konwencjonalnych wynosiło co najmniej 55% mocy zainstalowanej.. 35.

(36) W przypadku wykorzystania elektrowni wodnych szczytowo-pompowych (ESP) w zależności od ich pracy moc pobierana lub oddawana do KSE opisana jest wzorami: 𝐸𝑆𝑃𝑝𝑜𝑚 =. 𝛾𝑄∆𝐻 Ƞ𝑝𝑜𝑚. 𝐸𝑆𝑃𝑡𝑢𝑟 = 𝛾𝑄∆𝐻 Ƞ𝑡𝑢𝑟. (2.2) (2.3). gdzie: ESPpom –moc pobierana z KSE w trybie pracy pompowej [MW], ESPtur – moc oddawana do KSE w trybie generacji – pracy turbinowej [MW], 𝛾 – ciężar właściwy wody [N/m3] Q - objętościowe natężenie przepływu wody [m3/s] H – spad wody [m], Ƞ– współczynnik sprawności zespołu pompowego bądź zespołu turbina – generator. W przypadku uwzględnienia jedynie elektrowni szczytowo-pompowych rezydualna krzywa obciążenia definiowana jest jako: 𝐿𝑟𝑒𝑠 (𝑡) = 𝐿𝐾𝑆𝐸 (𝑡) + 𝐸𝑆𝑃𝑝𝑜𝑚 (𝑡) − 𝐸𝑆𝑃𝑡𝑢𝑟 (𝑡). (2.4). gdzie: t. – godziny doby, 1–24 [h],. Lres – wartość krzywej rezydualnej KSE w danej dobie o godz. t, LKSE – wartość krzywej KSE w danej dobie o godz. t.. Przy uwzględnieniu generacji z instalacji fotowoltaicznych, elektrociepłowni oraz zarządzania stroną popytu formuła ma postać: 𝐿𝑟𝑒𝑠 (𝑡) = 𝐿𝐾𝑆𝐸 (𝑡) +. 𝐷𝐸 (𝑡) 𝑃𝑉𝑔𝑒𝑛 𝐷𝐸 𝑃𝑉𝑡𝑜𝑡. 𝑃𝐿 ∗ 𝑃𝑉𝑡𝑜𝑡 + 𝐸𝑆𝑃𝑝𝑜𝑚 (𝑡) − 𝐸𝑆𝑃𝑡𝑢𝑟 (𝑡) − 𝐶𝐻𝑃(𝑡) − 𝐷𝑆𝑀(𝑡). (2.5). gdzie: Lres – wartość krzywej rezydualnej KSE w danej dobie o godz. t, LKSE – wartość krzywej KSE w danej dobie o godz. t, 𝑃𝑉𝐷𝐸 𝑔𝑒𝑛 – generacja PV na rynku niemieckim w godzinie n doby x,. 36.

(37) 𝑃𝑉𝐷𝐸 𝑔𝑒𝑛 – całkowita moc zainstalowana w PV rynku niemieckiego, 𝑃𝑉𝑃𝐿 𝑡𝑜𝑡 – przyjęty do danej symulacji poziom mocy zainstalowanej w PV,. ESPpom – ESP praca pompowa, ESPtur – ESP praca turbinowa, CHP – produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem, opcjonalnie, przy zastosowaniu magazynów ciepłą, DSM – redukcja obciążenia KSE poprzez zarządzanie stroną podaży.. W Tab. 13 pokazano przykładowo wyciąg z uproszczonej wersji modelu, gdzie widoczne jest, jak zmieniała się rozpiętość krzywej rezydualnej w przypadku zmiany tylko jednego parametru, w tym przypadku poziomu PV w okresie letnim.. Tabela 13 Wyciąg z modelu symulacji krzywej rezydualnej dla lata 203 roku (scenariusz pośredni) h. KSE0 Scenariusz 3 GW PV pośredni '30 (lato). 5 GW PV. 10 GW PV 14,4 GW PV. 16 GW PV 17 GW PV 18 GW PV 19 GW PV 20 GW PV 25 GW PV. 1. 19 599. 19 599. 19 599. 19 599. 19 599. 19 599. 19 599. 19 599. 19 599. 19 599. 19 599. 2. 18 862. 18 862. 18 862. 18 862. 18 862. 18 862. 18 862. 18 862. 18 862. 18 862. 18 862. 23. 22 467. 22 467. 22 467. 22 467. 22 467. 22 467. 22 467. 22 467. 22 467. 22 467. 22 467. 24. 21 126. 21 126. 21 126. 21 126. 21 126. 21 126. 21 126. 21 126. 21 126. 21 126. 21 126. Min. 18 556. 18 556. 18 556. 18 556. 18 556. 18 540. 17 925. 17 311. 16 697. 16 083. 12 952. Max. 28 805. 26 919. 25 679. 23 230. 23 228. 23 227. 23 226. 23 226. 23 225. 23 225. 23 222. Delta. 10 248. 8 363. 7 123. 4 674. 4 671. 4 687. 5 301. 5 914. 6 528. 7 142. 10 270. …. min/max. 64,4%. 68,9%. 72,3%. 79,9%. 79,9%. 79,8%. 77,2%. 74,5%. 71,9%. 69,2%. 55,8%. W przeprowadzonej symulacji poprzez stopniowe dodawanie PV widoczny jest wpływ na rozpiętość krzywej rezydualnej wyrażony ilorazem min/max. Bez udziału PV przy KSE0 wartość minimalna spada do 64,4% wartości maksymalnej. Przy stopniowym zastosowaniu PV wskaźnik min/max stopniowo rośnie do poziomu 79,9%. Po przekroczeniu 14,4 GW PV wskaźnik ponownie zaczyna spadać. W ten sposób model symuluje optymalny poziom PV.. 37.

(38) 2.2.2. Prognozy krzywych zapotrzebowania na moc dla 2030 r. Krzywe KSE dla 2030 roku oszacowano według trzech sposobów: •. liniowego (liniowy wzrost KSE do 2030 roku według kształtu polskiej krzywej KSE z 2013 roku);. •. pośredniego (pośredni wzrost KSE do 2030 roku według kształtu polskiej krzywej KSE oraz niemieckiej krzywej KSE z 2013 roku);. •. dynamicznego (wzrost KSE do 2030 roku według kształtu niemieckiej KSE z 2013 roku). Krzywe dobowe obciążenia w sezonie letnim i zimowym w 2013 r. zestawiono. w. dwóch. wariantach.. W. pierwszym. reprezentowały. one. wartości. średnie. zaobserwowane odpowiednio w styczniu/lutym i sierpniu/lipcu, w zależności, w którym miesiącu odnotowywano bardziej skrajne warunki pogodowe. W drugim wariancie wybrano dobowe krzywe ekstremalne (jedną dla okresu zimowego i jedną dla okresu letniego) w dniach, w których zanotowano największe wartości obciążenia systemu. Następnie dla systemów energetycznych Polski i Niemiec obliczono wartość względną obciążenia w danej godzinie t w stosunku do maksymalnej wartości krzywej dobowego obciążenia systemu odpowiednio w zimie i lecie 2013 r. według równania: 𝜑2013,𝑁𝑆𝐸 (𝑡) = 𝑚𝑎𝑥 𝜑2013,𝐾𝑆𝐸 (𝑡) = 𝑚𝑎𝑥. 𝐿2013,𝑁𝑆𝐸 (𝑡) 𝑡∈(1,…,24) (𝐿2013,𝑁𝑆𝐸 (𝑡)). 𝐿2013,𝐾𝑆𝐸 (𝑡). 𝑡∈(1,…,24) (𝐿2013,𝐾𝑆𝐸 (𝑡)). (2.6) (2.7). gdzie: 𝜑 - wartość względną obciążenia w danej godzinie t, 𝐿2013,𝑁𝑆𝐸 – krzywa obciążenia niemieckiego systemu energetycznego, 𝐿2013,𝐾𝑆𝐸 – krzywa obciążenia krajowego systemu energetycznego.. Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc szczytową (∆𝐿) w okresie 2013-2030 wynosił o dla lata przyjęto wzrost roczny zapotrzebowania 412 MW o dla zimy przyjęto dwa warianty 77 MW oraz 458 MW Wzrost ten został on oszacowany na podstawie modelu DAS (KPRM, 2013) oraz na bazie danych PSE. Dynamika historycznych rocznych wzrostów mocy w okresie 38.

(39) letnim okazała się zgodna z założeniami modelu DAS. Natomiast zgodność nie występowała w okresie zimowym tj. model DAS zakładał ΔL wynoszące 458 MW natomiast dane historyczne wskazywały na przyrost rzędu 77 MW. Z tego powodu dla zimy przyjęto dwa warianty wzrostu mocy ΔL. Podejście liniowe oznacza, że kształt krzywej KSE w 2030 roku odpowiada kształtowi z 2013 roku. W tym przypadku zmianie ulega liniowo sam poziom zapotrzebowania na moc w danej godzinie dnia. Krzywa obciążenia KSE obliczana została według następującego wzoru: 𝐿𝐾𝑆𝐸,2030 (t) = 𝐿𝐾𝑆𝐸,2013 (𝑡) + ∆𝐿 ∗ 𝑌. (2.8). gdzie: ∆L – roczna liniowa zmiana zapotrzebowania [MW], Y – liczba lat (2030 – 2013 = 17 lat).. W przypadku symulacji pośredniej krzywa polskiego KSE w 2030 roku przybiera kształt pośredni pomiędzy krzywą polską a niemiecką oraz jest indeksowana spodziewanymi wzrostami szczytowego zapotrzebowania. Dla tego przypadku krzywa obciążenia KSE obliczana została według następującego wzoru: 𝐿𝐾𝑆𝐸,2030 (𝑡) =. W. 𝜑𝑁𝑆𝐸,2013 (𝑡)+𝜑𝐾𝑆𝐸,2013 (𝑡). wariancie. 2. dynamicznym. ∗ [ 𝑚𝑎𝑥𝑡∈(1,…,24) (𝐿𝐾𝑆𝐸,2013 (𝑡)) + ∆𝐿 ∗ 𝑌]. ścieżką. dojścia. są. doświadczenia. (2.9). rynku. niemieckiego. Polska krzywa przybiera kształt niemieckiej z 2013 roku i jest indeksowana spodziewanym wzrostem samego szczytowego zapotrzebowania do 2030 roku według wzoru: 𝐿𝐾𝑆𝐸,2030 (𝑡) = 𝜑𝑁𝑆𝐸,2013 (𝑡) ∗ [ 𝑚𝑎𝑥𝑡∈(1,…,24) (𝐿𝐾𝑆𝐸,2013 (𝑡) + ∆𝐿 ∗ 𝑌]. (2.10). 39.

(40) 2.3. Doświadczenia rynku niemieckiego w zakresie wpływu niestabilnych źródeł OZE na system elektroenergetyczny 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 40.