Wyzwania dla systemu przesyłowego związane z rozwojem energetyki rozproszonej

Transkrypt

1 Wyzwania dla systemu przesyłowego związane z rozwojem energetyki rozproszonej Konferencja Green Power Warszawa, września 2014 r.

2 Prognoza rozwoju OZE zamieszczona w projekcie Polityki energetycznej Polski do 2050 roku małe elektrownie wodne biomasa biogaz elektrownie wiatrowe fotowoltaika RAZEM Dla źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych przewidywany jest najbardziej dynamiczny rozwój. Są to jednak obiekty o najtrudniej przewidywalnym profilu generacji. 2

3 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

4 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

5 Lokalizacje nowych źródeł wytwórczych wnioskowanych do przyłączenia do sieci przesyłowej 1200MW 1140MW STO ZRC 1045,5MW 246MW VIE PLC 244MW GLN POM MON HAG REC KRA BCN 120MW EIS 480MW 830MW 750 kv 400 kv 220 kv GUB LSN MIK 721MW DUN 138MW GOR ZUK CPC 107,5MW Legenda: 660MW ZLG 166MW 225MW PKW POL SWI BOG PLB CRN PLE ZBK LES 400 kv tymczasowo pracująca na napięciu 220 kv kabel stałoprądowy 450 kv 160MW stacja elektroenergetyczna kv ZDK CZE PAS WRC SLK PPD OSR BYD KRM 250MW 2x900MW 150MW PAT DBN GDP JAS KON GRO GDA PLP 107,425MW 2x1000MW 437MW 500MW+456MW 450MW ADA KAL TEL TRE ANI HCZ WRZ GBL GRU WLA PAB BEK JAN PDE ZGI OLM 600MW PLO JOA LOS ROK 150MW BLA TCN LAG KHK KED KAT JAM SIE 250MW HAL WIE BYC MOS BIR KOP PBO PRB 225MW CZT ALB KOM BUJ NOS LIS ZAP 900MW+456MW 132MW 138MW ELB 874MW SOC PIO ROG OLS MSK OLT KIE 910MW LUA 216MW 505MW WAN SKA MOR KPK RAD WPR PIA KLA WTO KOZ SDU LSY PUL ROZ 830MW ABR PEL OST WYS MIL OSC TAW WSI 480MW ATA STN CHM ELK LMS 1000MW 1000MW RZE BGC 250MW KRI STW ELK MKR 422MW ALY 75MW NAR 500MW CHS ZAM CHA DOB 160MW moc przyłączeniowa planowanych lądowych FW 1200MW moc przyłączeniowa planowanych morskich FW 910MW moc przyłączeniowa planowanych elektrowni konwencjonalnych LEM 5

6 Planowane inwestycje w okresie do roku 2025 STO ZRC Planowane efekty realizacji inwestycji: budowa ponad 4000 km nowych torów linii 400 kv modernizacja istniejących linii 400 i 220 kv o długości około 2500 km wybudowanie 17 nowych obiektów stacyjnych modernizacja 26 istniejących stacji i rozdzielni Szacowane nakłady w północnej części KSE, wynikające głównie z przyłączenia farm wiatrowych, wyniosą ok. 3,5 mld zł VIE EIS PLC GLN POM MON HAG REC KRA BCN GUB LSN MIK 750 kv 400 kv 220 kv GOR ZUK CPC DUN ZLG POL SWI BOG Legenda: CRN PKW PLE ZBK LES ZDK CZE PAS WRC SLK PPD KRM 400 kv tymczasowo pracująca na napięciu 220 kv kabel stałoprądowy 450 kv PLB stacja elektroenergetyczna kv OSR BYD PAT DBN GDP JAS GRO ADA KAL GDA PLP TEL KON TRE GBL GRU WLA ANI HCZ WRZ PAB BEK JAN PDE ZGI JOA LOS ROK BLA TCN LAG KHK KED KAT JAM HAL SIE WIE BYC MOS BIR KOP PBO PRB CZT ALB KOM BUJ NOS LIS ZAP ELS PLO OLM SOC PIO ROG OLS MSK OLT KIE LUA WAN SKA MOR KPK RAD WPR PIA KLA WTO ROZ PEL OST WYS MIL OSC TAW WSI KOZ ATA STN CHM ALY ELK ELK LMS NAR SDU LSY PUL ABR MKR STW RZE BGC KRI CHS ZAM DOB CHA inwestycje zrealizowane modernizacje linii LEM 6

7 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

8 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

9 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

10 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

11 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

12 Wymagania regulacyjne dla jednostek wytwórczych elektrowni systemowych (JWCD) przy dużym udziale źródeł wiatrowych (P w ) i wymuszonej pracy elektrociepłowni (P d ) 12

13 Wymagana redukcja generacji wiatrowej (P w ) dla utrzymania minimum technicznego pracy pozostałych źródeł wytwórczych (P mintech ) i pełnym wykorzystaniu elektrowni szczytowo pompowych (P pomp ) P Wymagana redukcja obciążenia źródeł wiatrowych Wymagana redukcja obciążenia źródeł wiatrowych P pomp =1 150 MW P W =5 000 MW P mintech = MW Kolejne godziny doby 24 13

14 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

15 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

16 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

17 Dziękuję za uwagę 17