Jerzy Dudzik PL - Międzynarodowy Kongres Energii Odnawialnej

Wyzwania dla systemu przesyłowego związane z
rozwojem energetyki rozproszonej
Konferencja Green Power
Warszawa, 23-24 września 2014 r.
Prognoza rozwoju OZE zamieszczona w projekcie
Polityki energetycznej Polski do 2050 roku
2015
2020
2025
2030
małe elektrownie
wodne
670
700
725
750
biomasa
530
530
530
530
biogaz
140
360
800
1 400
3 050
7 050
9 800
13 500
25
175
600
2 426
4 415
8 815
12 455
18 606
elektrownie
wiatrowe
fotowoltaika
RAZEM
Dla źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych przewidywany jest najbardziej dynamiczny
rozwój. Są to jednak obiekty o najtrudniej przewidywalnym profilu generacji.
2
Dopuszczalny poziom mocy zainstalowanej w źródłach
wiatrowych i fotowoltaicznych ze względu na bilansowanie
mocy w KSE (1)
● Źródła wiatrowe:
● Moc farm wiatrowych przyłączonych w KSE wynosi obecnie około 3,6 tys. MW, w
●
●
tym ok. 0,4 tys. MW przyłączone do sieci przesyłowej.
OSP oraz OSD zawarli umowy lub określili warunki przyłączenia dla farm
wiatrowych o łącznej mocy przekraczającej 20 tys. MW (w tym OSP na około 8,9
tys. MW). Suma mocy farm wiatrowych, dla których określono warunki
przyłączenia znacznie przewyższa wartości zawarte w dokumentach rządowych.
Moc zainstalowana farm wiatrowych na poziomie przyjętym w Polityce
energetycznej Polski dla roku 2025 praktycznie wyczerpuje możliwości
przyłączeniowe przy zachowaniu bezpieczeństwa funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego. Czynnikiem decydującym
jest brak możliwości
odebrania wyprodukowanej energii elektrycznej z farm wiatrowych z przyczyn
bilansowych.
3
Dopuszczalny poziom mocy zainstalowanej w źródłach
wiatrowych i fotowoltaicznych ze względu na
bilansowanie mocy w KSE (2)
● Źródła fotowoltaiczne:
●
●
●
Moc źródeł fotovoltaicznych przyłączonych w KSE wynosi około 5 MW.
Proces określania warunków przyłączenia dla źródeł fotowoltaicznych
dopiero się rozpoczyna.
Przeprowadzone przez PSE S.A. wstępne szacunki wskazują, że
możliwości przyłączenia źródeł fotowoltaicznych są znacznie większe od
poziomu przyjętego w Polityce energetycznej Polski.
4
Lokalizacje nowych źródeł wytwórczych
wnioskowanych do przyłączenia do sieci przesyłowej
STO
1200MW
1140MW
1045,5MW
246MW
ZRC
SLK
660MW
900MW+456MW
132MW
GDA
DUN
166MW
PLP
244MW
VIE
GRU
437MW
225MW
JAS
PKW
721MW
LMS
BYD
138MW
BCN
EIS
PLO
250MW
138MW
480MW
PIA
JAN
KOZ
1000MW
PAB
CRN
PAS
TRE
WRC
CPC
BOG
830MW
KIE
HCZ
GRO
PUL
ROZ
BEK
ANI
DBN
2x900MW
150MW
107,5MW
500MW
PIO
ROG
450MW
HAG
SWI
SDU
WSI
OSR
POL
JOA
KPK
Legenda:
250MW
400 kV tymczasowo pracująca na napięciu 220 kV
kabel stałoprądowy 450 kV
stacja elektroenergetyczna 400-220-110 kV
160MW
moc przyłączeniowa planowanych lądowych FW
1200MW
moc przyłączeniowa planowanych morskich FW
PEL
KHK
JAM
SIE
LIS
KOM
LUA
DOB
RZE
KLA
CHA
WAN
PRB
CZT
ALB
NOS
422MW
910MW
BYC
MOS KOPBIR
PBO
225MW
ZAM
STW
LOS
TCN
LAG
KAT
HAL
WIE
750 kV
400 kV
220 kV
CHS
MKR
CHM
BLA
KED
ABR
RAD
WRZ
ROK
150MW
LSY
OSC
ZBK
160MW
910MW
STN
WTO
MOR
ZGI
ADA
KAL
ZUK
480MW
SOC
250MW
MIL
WPR
KON
LES
MIK
MSK
OLT
KRM
LSN
830MW
PDE
PAT
PPD
ZLG
WYS
505MW
WLA
CZE
PLE
GUB
1000MW
600MW
120MW
PLB
NAR
OST
TEL
500MW+456MW
GOR
ELK
OLS
874MW
GLN
POM
MON
75MW
ELK”
OLM
107,425MW
2x1000MW
PLC
KRA
216MW
ELB
ZDK
REC
ALY
GBL
GDP
SKA
ATA
BGC
TAW
KRI
BUJ
ZAP
LEM
moc przyłączeniowa planowanych elektrowni
konwencjonalnych
5
Planowane inwestycje w okresie do roku 2025
ZRC
STO
SLK
GDA
ALY
DUN
●
●
●
ELS
REC
Planowane efekty realizacji inwestycji:
●
GBL
GDP
ZDK
PLP
ELK”
OLM
PLC
budowa ponad 4000 km nowych torów linii
400 kV
GLN
POM
GRU
MON
modernizacja istniejących linii
400 i 220 kV o długości około 2500 km
JAS
PKW
KRA
VIE
LMS
BYD
BCN
EIS
PLO
WYS
WLA
CZE
PDE
PAT
MSK
WPR
SOC
KON
KRM
ZLG
MIL
OLT
PPD
PLE
GUB
STN
ZGI
ADA
PIA
JAN
KAL
LES
KOZ
PAB
ZUK
OSR
POL
CRN
PIO
ROG
PAS
PUL
ROZ
HAG
WRC
CPC
KIE
ANI
DBN
JOA
HCZ
BOG
GRO
RAD
400 kV tymczasowo pracująca na napięciu 220 kV
kabel stałoprądowy 450 kV
PEL
TCN
LAG
KAT
HAL
SIE
KLA
CHA
WAN
PRB
CZT
KOM
RZE
LUA
BYC
MOS KOPBIR
PBO
LIS
DOB
KHK
JAM
WIE
ALB
NOS
STW
LOS
ROK
750 kV
400 kV
220 kV
ZAM
MKR
CHM
WRZ
BLA
Legenda:
CHS
OSC
KPK
ZBK
KED
LSY
ABR
BEK
TRE
SWI
MIK
Szacowane nakłady w północnej części KSE,
wynikające głównie z przyłączenia farm
wiatrowych, wyniosą ok. 3,5 mld zł
SDU
WTO
MOR
WSI
LSN
modernizacja 26 istniejących stacji
i rozdzielni
NAR
OST
TEL
GOR
PLB
wybudowanie 17 nowych obiektów
stacyjnych
ELK
OLS
SKA
ATA
BGC
TAW
KRI
BUJ
ZAP
stacja elektroenergetyczna 400-220-110 kV
inwestycje zrealizowane
modernizacje linii
LEM
6
Podstawowe aspekty bilansowania
●
Wystarczalność krajowych zasobów wytwórczych
Zdolność krajowych zasobów wytwórczych do pokrycia maksymalnego
zapotrzebowania na moc odbiorców krajowych z uwzględnieniem
wymaganej rezerwy operacyjnej OSP
●
Regulacyjność KSE
Zdolność krajowych zasobów wytwórczych do dostosowywania
sumarycznej produkcji do dobowego grafiku zapotrzebowania odbiorców
●
Koszty bilansowania
Przenoszone w taryfie OSP (nie uwzględniane w cenie energii) koszty
związane z bilansowaniem energii
7
Źródła stabilne i niestabilne
Z punktu widzenia wpływu na warunki bilansowania mocy w KSE ogół
przyłączonych do krajowej sieci źródeł wytwórczych można podzielić na:
Źródła stabilne
- elektrownie cieplne i elektrociepłownie (w tym
wykorzystujące biopaliwo), elektrownie wodne
Źródła niestabilne - farmy wiatrowe, fotovoltaika
8
Ocena wystarczalności krajowych źródeł wytwórczych
z uwzględnieniem źródeł niestabilnych (1)
Dla oceny wystarczalności krajowych zdolności wytwórczych sporządzane
są okresowe bilanse mocy, w których wyznaczana jest dostępna
nadwyżka mocy dyspozycyjnej.
● Dla źródeł stabilnych przyjmuje się średni statystyczny wskaźnik
niedyspozycyjności, gdyż ubytki mocy źródeł stabilnych:
● podlegają
●
skoordynowanemu planowaniu (równomiernie w czasie
rozłożone remonty planowe) lub
wynikają z niezależnych od siebie zdarzeń losowych, co przy dużej
liczbie jednostek wytwórczych i pełnej przypadkowości awarii/ograniczeń
poszczególnych jednostek wytwórczych powoduje, że sumaryczny
ubytek mocy z tego tytułu jest także równomiernie rozłożony w czasie.
9
Ocena wystarczalności krajowych źródeł wytwórczych
z uwzględnieniem źródeł niestabilnych (2)
● Dla źródeł niestabilnych przyjmuje się udział źródeł wiatrowych na
poziomie 10% ich mocy zainstalowanej (niektórzy operatorzy przyjmują
wartość zero) gdyż:
● praca
poszczególnych jednostek wytwórczych zależy od podobnych
dla wszystkich (lub znaczącej ich części) zjawisk pogodowych (wiatr,
nasłonecznienie);
● w przypadku źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych zdarzają się okresy
bardzo niskiej ich generacji;
● w przypadku źródeł wiatrowych można zauważyć niekorzystną
korelację: w warunkach ekstremalnej pracy systemu (silne mrozy lub
upały) na ogół występuje brak wiatru.
10
Wpływ źródeł niestabilnych na regulacyjność KSE
● Wysoki
udział źródeł niestabilnych ma niekorzystny wpływ na
regulacyjność KSE, w szczególności:
● wymuszona
praca źródeł niestabilnych powoduje, że cały ciężar
działań regulacyjnych wynikających z dobowego przebiegu krzywej
zapotrzebowania muszą przejąć źródła stabilne (głównie jednostki
wytwórcze cieplne);
● w okresie niskiego zapotrzebowania (dolina nocna, dni
świąteczne) zagrożone może być utrzymanie minimum
technicznego pracy pozostałych źródeł wytwórczych (minimalna
liczba bloków w poszczególnych elektrowniach ze względu na
bezpieczeństwo pracy elektrowni, minimalna liczba bloków w
węzłach sieciowych dla spełnienia kryteriów bezpieczeństwa pracy
sieci, wymuszona praca elektrociepłowni).
11
Wymagania regulacyjne dla jednostek wytwórczych
elektrowni systemowych (JWCD) przy dużym udziale źródeł
wiatrowych (Pw) i wymuszonej pracy elektrociepłowni (Pd)
12
Wymagana redukcja generacji wiatrowej (Pw) dla utrzymania minimum
technicznego pracy pozostałych źródeł wytwórczych (Pmintech) i
pełnym wykorzystaniu elektrowni szczytowo – pompowych (Ppomp)
25 000
P
20 000
Wymagana redukcja
obciążenia źródeł
wiatrowych
Wymagana redukcja
obciążenia źródeł
wiatrowych
15 000
Ppomp=1 150 MW
PW=5 000 MW
10 000
Pmintech=11 611 MW
5 000
0
Kolejne godziny doby
24
13
Dodatkowe koszty bilansowania związane z pracą
źródeł niestabilnych
● Dodatkowe
koszty bilansowania związane z pracą źródeł
niestabilnych wywołane są m.in. przez:
● konieczność
utrzymywania jednostek wytwórczych dla spełnienia kryteriów
wystarczalności krajowych zdolności wytwórczych (chodzi o utrzymanie
jednostek wytwórczych, które tracą możliwości uzyskania wystarczających
przychodów na rynku energii w związku z przejęciem produkcji energii przez
źródła niestabilne);
● konieczność
dodatkowych uruchomień jednostek wytwórczych cieplnych
kondensacyjnych niezbędnych dla zapewnienia wymaganej regulacyjności
KSE (chodzi o bardzo szkodliwe dla ich żywotności odstawienia nocne dużych
bloków energetycznych);
● konieczność
okresowej redukcji źródeł niestabilnych (odszkodowania) dla
utrzymania minimum technicznego pracy pozostałych źródeł wytwórczych i
dotrzymania wymaganych warunków pracy sieci.
● Koszty
te nie są uwzględniane w cenie energii kształtowanej na
konkurencyjnym rynku energii i muszą być przenoszone w taryfie
OSP
14
Działania podejmowane przez PSE S.A.
W związku z przedstawionymi trudnościami, a także mając na uwadze preferencje dla
źródeł OZE wynikające z polityki UE, OSP poszukuje rozwiązań mających na celu
pozyskanie wystarczających rezerw mocy i zdolności regulacyjnych umożliwiających
bezpieczne bilansowanie pracy tych źródeł. W tym:
● Zakup rezerwy interwencyjnej zimnej,
● Zakup usługi DSR,
● Nowe zasady rozliczeń rezerwy operacyjnej
● Budowa połączenia z Litwą (potencjalny kierunek eksportu w okresach w okresach
wysokiej generacji wiatrowej),
● Wydawania
warunków przyłączenia dla farm wiatrowych z uwzględnieniem
możliwości absorbcji wyprodukowanej przez nie energii elektrycznej.
15
Pożądane dalsze działania
● Zapewnienie efektywności ekonomicznej działań pozwalających na okresowe
magazynowanie energii, w tym:
- budowę zasobników gazu przy elektrowniach wykorzystujących biogaz,
- instalację baterii akumulatorów przy farmach wiatrowych,
- utrzymanie i wykorzystywania możliwości spiętrzania wody prze elektrownie
wodne.
● Usankcjonowanie dopuszczalnych pułapów rozbudowy poszczególnych rodzajów
źródeł niestabilnych, objętych systemem wsparcia.
16
Dziękuję za uwagę
17