1 miesiąc temu
Rozwój elektroenergetycznych sieci przesyłowych i dystrybucyjnych odegra kluczową rolę w transformacji energetycznej opartej na rozproszonych źródłach OZE. W ramach tegorocznej edycji projektu modelowania ścieżek transformacji polskiego systemu energetycznego, Fundacja Instrat analizuje sieciowe uwarunkowania tego procesu. Zapraszamy na otwarty webinar poświęcony tym zagadnieniom.
Rozbudowa OZE to nie wszystko
W polskim systemie elektroenergetycznym przybywa odnawialnych źródeł energii o zmiennym profilu produkcji. Na koniec 2024 r. moc zainstalowana źródeł wiatrowych przekroczyła 10 GW, a słonecznych 21 GW. Średniogodzinowe krajowe zapotrzebowanie na moc utrzymuje się natomiast na poziomie ok. 18 GW, podczas gdy zapotrzebowanie maksymalne zbliża się do 29 GW.
Oznacza to, iż coraz częstsze będą momenty, w których całkowita generacja z wiatru i słońca będzie przekraczać chwilowe zapotrzebowanie na moc. Ponadto już w obecnym roku, w miarę dalszego dynamicznego rozwoju OZE, może dojść do sytuacji, w których (potencjalna) produkcja zmiennych OZE przekroczy choćby historyczne rekordy poboru mocy w Polsce. A przecież nasz system cechuje się teraz wysokim poziomem konwencjonalnej produkcji prądu (przede wszystkim z węgla), której nie da się w pełni zredukować choćby w momentach obfitej produkcji OZE.
Tak wysoka produkcja energii ze źródeł wiatrowych i słonecznych może w tej chwili prowadzić do problemów natury bilansowej. W polskim systemie nie ma po prostu wystarczająco dużo źródeł odbioru, by w pełni wykorzystać potencjał zainstalowanych mocy OZE – część nadwyżek jest tracona. Pewnego poziomu takich strat nie sposób uniknąć w modelu transformacji opartej przede wszystkim o zależne od pogody źródła OZE, jednak warto je ograniczać dla korzyści gospodarczych i środowiskowych. Rozwiązaniem problemu bilansowego jest rozwój nowych, elastycznych źródeł popytu (jak np. technologii power-to-heat), a także rozwój magazynów energii.
O ile te nowe ośrodki poboru mocy nie powstaną tuż przy instalacjach OZE (a nie zawsze będzie to możliwe), okaże się jednak, iż nasz system elektroenergetyczny zacznie się mierzyć z problemami natury sieciowej. Może się okazać, iż dostępna moc przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej nie będzie wystarczająca, by w pełni przetransportować obficie produkowaną energię do miejsc zapotrzebowania na nią. Dzieje się już tak teraz np. w Niemczech – energia produkowana w wiatrakach na północy kraju nie zawsze może w pełni popłynąć do południowych państw związkowych z silną bazą przemysłową czy dużymi ośrodkami miejskimi.
Co z tymi sieciami?
Jak bardzo należy zatem rozwinąć i wzmocnić elektroenergetyczne sieci przesyłowe i dystrybucyjne w Polsce, by móc w opłacalny sposób integrować w nasz system dynamicznie rozwijające się OZE? Odpowiedź na to pytanie nie jest prosta, gdyż istnieje co najmniej kilka wzajemnie ze sobą powiązanych czynników warunkujących zapotrzebowanie na nową infrastrukturę sieciową. Poza omówioną już ogólną potrzebą wzmocnienia możliwości przesyłu i dystrybucji ze względu na zmienny charakter pracy OZE (sieci do pewnego stopnia muszą sobie radzić z chwilowymi szczytami produkcji OZE), konieczne będzie też budowa nowych linii i stacji przyłączeniowych dla farm wiatrowych i słonecznych powstających w oddaleniu od obecnej infrastruktury sieciowej. Do tego sieci dystrybucyjne (szczególnie te na średnich i najniższych napięciach) muszą być w stanie zasilić rosnącą liczbę pomp ciepła i ładowarek samochodów elektrycznych.
W polskiej debacie publicznej pojawiło się kilka oszacowań nakładów sieciowych koniecznych dla przeprowadzenia transformacji energetycznej. Według Karty Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki (czyli porozumienia pomiędzy operatorami systemów dystrybucyjnych i Prezesem URE z 2022 r.) konieczne nakłady na rozwój sieci dystrybucyjnych w latach 2023-2030 to ok. 130 mld zł, czyli średnio ok. 16 mld zł na rok. W przypadku sieci przesyłowych, najnowszy Plan Rozwoju Sieci Przesyłowej PSE przewiduje nakłady ok. 66 mld zł w latach 2025-2037, czyli ok. 5 mld zł rocznie.
Scenariusz ambitnej transformacji (WAM) w projekcie Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu to sumaryczne nakłady inwestycyjne na sieci w latach 2021-2040 w wysokości ok. 290 mld zł w cenach realnych z 2020 r. (z czego 190 mld zł w sektorze dystrybucji i 100 mld zł w sektorze przesyłu). Średnioroczny wydatek inwestycyjny – 15 mld zł’2020, czyli ok. 20 mld zł’2023 – jest więc spójny z wcześniej zacytowanymi szacunkami.
Z kolei wydatki inwestycyjne na sieci w scenariuszu bazowym (WEM) KPEiK to 190 mld zł’2020 w latach 2021-2040 (z czego 110 mld zł w sektorze dystrybucji i 80 mld zł w sektorze przesyłu). Przekłada się to na ok. 13 mld zł’2023 na rok.
Dla porównania, zgodnie z raportami PTPiREE, w latach 2021-2023 średnioroczne wydatki na sieci dystrybucyjne wyniosły 8,7 mld zł, a na sieci przesyłowe 1,3 mld zł. Sumarycznie jest to ok. 10 mld zł rocznie przeznaczanych na utrzymanie istniejącej i rozwój nowej infrastruktury. Około połowa tej kwoty (5 mld zł rocznie) przeznaczana jest na rozwój nowej infrastruktury.
Szybka arytmetyka wskazuje, iż w perspektywie najbliższych lat prognozowane roczne koszty związane z rozwojem sieci mogą wzrosnąć choćby 3-4 krotnie. Wraz z rozwojem nowej infrastruktury będą też stopniowo rosły koszty utrzymania systemów przesyłowego i dystrybucyjnych.
Nowa edycja projektu modelarskiego Fundacji Instrat
Czy rozwój sieci elektroenergetycznych zgodny z obecną wizją sieciowych spółek operatorskich i autorów KPEiK umożliwi realizację ambitnej transformacji energetycznej mającej na celu osiągnięcie neutralności klimatycznej w 2050 r.? Do jakiego stopnia konieczne wydatki sieciowe zniwelują pozytywne skutki ekonomiczne przyspieszenia rozwoju OZE i innych technologii opartych na elektryfikacji (np. pomp ciepła)? Czy istnieje pewien poziom wysycenia systemu elektroenergetycznego przez OZE, ponad który dalszy jego rozwój tych źródeł jest nieopłacalny?
Na te – i nie tylko – pytania mamy zamiar odpowiedzieć w ramach tegorocznej edycji projektu modelowania polskiego systemu energetycznego. Pracujemy w tej chwili nad rozszerzeniem naszego autorskiego modelu optymalizacyjnego PyPSA-PL o aspekty sieciowe.
Do tej pory większość scenariuszy transformacji obecnych w polskiej debacie publicznej pomijała koszty rozbudowy i wzmocnienia sieci lub uwzględniała je dopiero na samym końcu analizy, już po ustaleniu ścieżki rozwoju mocy zainstalowanej źródeł. W ramach naszych analiz, chcemy od samego początku w sposób zintegrowany traktować rozwój energetycznej infrastruktury wytwórczej, magazynującej i odbiorczej, a także tej przesyłowej i dystrybucyjnej.
Na potrzebę wspólnego planowania tych wszystkich typów infrastruktury wskazała Komisja Europejska w komunikacie „Sieci, brakujące ogniwo – unijny plan działania na rzecz sieci”. Tylko takie podejście pozwala na uniknięcie ryzyka przeszacowania potrzebnej infrastruktury sieciowej (bo nie zawsze moc przyłącza musi równać się mocy instalacji OZE), czy jej niedoszacowania (elektryfikacja ciepłownictwa i ogrzewnictwa oznacza wzrost maksymalnej mocy odbioru).
Jednym z problemów, które będziemy mogli zbadać dzięki uwzględnieniu w problemie optymalizacyjnym jednocześnie farm fotowoltaicznych i przyłączy sieciowych, będą potencjalne oszczędności systemowe wynikające z ustawienia paneli PV w osi wschód-zachód zamiast w kierunku południowym. Mimo iż takie ustawienie paneli oznacza niższe wykorzystanie zasobu promieniowania słonecznego, bardziej płaski profil generacji pozwala oszczędzić na potrzebnej mocy infrastruktury dystrybucyjnej, a także ułatwia godzinowe bilansowanie systemu.
Jednoczesne modelowanie tak wielu komponentów będzie wymagało adekwatnego dla celów analizy odzwierciedlenia złożoności systemu energetycznego w formie zagregowanych, prostszych założeń. Polską sieć przesyłową planujemy modelować jako zbiór mocy przesyłowych pomiędzy województwami (zob. rysunek poniżej), a także mocy transformatorów umożliwiających wymianę energii z siecią dystrybucyjną. Sieć dystrybucyjną będziemy modelować jako zbiorcze moce pozwalające na transport energii pomiędzy źródłami wytwórczymi a ośrodkami odbioru na poziomie województw oraz kilku poziomów napięć. W podejściu tym wzorujemy się na amerykańskim planowaniu rozwoju sieci elektroenergetycznych oraz na modelu europejskiego systemu energetycznego PyPSA-Eur.
Modelowanie systemu energetycznego wymaga przybliżeń
Pełny i uproszczony schemat istniejącej elektroenergetycznej sieci przesyłowej w Polsce
Źródło: opracowanie własne Instrat na podstawie danych JAO i Open Street Map. Grubość linii odpowiada dostępnej mocy przesyłowej. Kolorem zielonym oznaczone są linie 400 kV, kolorem purpurowym linie 220 kV. System przesyłowy zredukowano do międzywojewódzkich mocy przesyłowych (ekwiwalent linii 400 kV) przy użyciu systemu InterfaceLimits.jl. Na schemacie uproszczonego systemu nie pokazano połączeń transgranicznych.Zaproszenie na webinar
Szczegółową koncepcję modelowania optymalnego rozwoju systemu energetycznego z uwzględnieniem aspektów sieciowych chcemy przedstawić na webinarze, na który serdecznie zapraszamy wszystkie osoby zainteresowane analizami scenariuszowymi transformacji energetycznej oraz praktykami otwartego modelowania energetycznego.
Podczas webinaru przedstawimy wstępne wyniki wybranych analiz, które będziemy pogłębiać w przeciągu kolejnych dwóch kwartałów. Uczestnicy webinaru będą mieli także możliwość podzielenia się własnymi uwagami co do perspektyw rozwoju sieci elektroenergetycznych i sugerowania hipotez badawczych, które potencjalnie będą mogły być sprawdzone w ramach naszego projektu.
Webinar (w języku angielskim) zaplanowany jest na 15.04.2025, o godzinie 11:00 i potrwa ok. 1h. Transmisja będzie dostępna na platformie Zoom – link do niej udostępnimy w nadchodzących tygodniach, na naszych kanałach społecznościowych.
Zachęcamy do zapisów już dziś – formularz zapisowy dostępny jest tutaj.
