Wyzwania związane z zapewnieniem ciągłości dostaw energii elektrycznej oraz optymalizacja mix-u energetycznego dla Polski do roku 2050

Transkrypt

1 Wyzwania związane z zapewnieniem ciągłości dostaw energii elektrycznej oraz optymalizacja mix-u energetycznego dla Polski do roku 2050 Łódzka Okręgowa Izba Inżynierów Budownictwa 31 maj 2016 dr inż. Michał Wierzbowski mgr inż. Wojciech Łyżwa Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka

2 Zakład Sieci Elektroenergetycznych Grupa robocza ds. optymalizacji planowania pracy i rozwoju systemu elektroenergetycznego w warunkach rynkowych prof. dr hab. inż. Władysław Mielczarski, profesor zwyczajny Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka dr inż. Michał Wierzbowski adiunkt Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka główny specjalista DAS Kancelaria Prezesa Rady Ministrów dr inż. Błażej Olek adiunkt Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka główny specjalista, DAS Kancelaria Prezesa Rady Ministrów mgr inż. Wojciech Łyżwa doktorant Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka mgr inż. Jakub Przybylski, doktorant Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka Inspektor, Biuro Analiz Ekonomicznych, Departament Planowania i Analiz, PGE S.A. mgr inż. Mateusz Andrychowicz doktorant Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka mgr inż. Izabela Musiał doktorantka Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka inż. Rafał Dzikowski student WEEIA Politechnika Łódzka 2

3 Obecny stan systemu elektroenergetycznego W sierpniu po raz pierwszy od 30 lat wprowadzono ograniczenia w dostawach energii elektrycznej Wskazywana jest możliwość ograniczenia dostaw w kolejnym letnim szczycie zapotrzebowania Ograniczenia dostaw oraz permanentne braki rezerw w KSE świadczą o złej kondycji systemu i trudnościach z jego bilansowaniem Przyczyny: 1. Odstawienia najstarszych bloków i brak inwestycji 2. Niekontrolowana praca OZE 3. Brak elastyczności w przestarzałych jednostkach wytwórczych 4. Centralnie dysponowany system elektroenergetyczny (scentralizowany RB + RDN) 3

4 Zapotrzebowanie w MW Braki rezerw mocy Dobowe zapotrzebowanie na energię elektryczną w MW Braki energii - Zima i lato Nadmiar energii - wiosna, jesień - nadmiar wiatru Godziny doby 4

5 Zapotrzebowanie na energię elektryczną w MW Braki rezerw mocy (+) Zapotrzebowanie z rezerwami mocy w dniach 7, 8 i 9 grudnia 2015r. Braki Braki Wymagana rezerwa mocy Godziny doby 5

6 Zapotrzebowanie w MW Braki rezerw mocy (-) Zapotrzebowanie i rezerwy dolne (bez eksportu) w dniach 5 i 6 grudnia 2015r Nadmiar energii - możliwość utraty stabilności Zapotrzebowanie Godziny doby 6

7 Braki rezerw mocy styczeń 2016 Liczba godzin w miesiącu, podczas których Operator Systemu Przesyłowego nie dotrzymał wartości wymaganych rezerw mocy, stanowiących 9% zapotrzebowania, wyniosła 225h (w grudniu 218h), co stanowi 30% (w grudniu 30%) czasu w miesiącu. Liczba godzin podczas których Operator nie dotrzymał wartości rezerw na poziomie 2% zapotrzebowania, wyniosła 32h (w grudniu 34h) co stanowi 4% czasu w miesiącu (w grudniu 5%). 7

8 MW Wykorzystanie środków zaradczych PSE w styczniu 2016 Eksport Generacja w ramach RUS - Praca interwencyjna Generacja IRZ Praca silnikowa elektrowni szczytowo pomppowych Import

9 Bilans mocy KSE w styczniu Generacja njwcd Generacja w ramach RUS - Rezerwa Zimna Genracja JWCD (bloki cieplne, bez RZ i PI) Praca silnikowa elektrowni szczytowo pomppowych Zapotrzebowanie całkowite w KSE Generacja z OZE (wiatr) Generacja w ramach RUS - Praca interwencyjna Eksport Import

10 Lata Odstawienia mocy JWCD [MW] Starzejące się jednostki wytwórcze missing capacity problem Odstawienia mocy njwcd [MW] Nowe moce [MW] Bilans roczny (przyłączenia - odstawienia) [MW] Bilans skumulowany (przyłączenia - odstawienia) [MW] ? ? Elektrownia Moc [MW] Rok odstawienia Siersza B Łaziska 2 B1, B Bełchatów B Pątnów B Pątnów B Adamów B1-B Połaniec B Bełchatów B Łagisza B6, B Dolna Odra 1, Siersza B3, B Stalowa Wola 3 B Ostrołęka B B Skawina Łaziska 3 B10, B11, B Łaziska 3 B Jaworzno II 1, Nowa elektrownia Technologia Inwestor Moc Data przyłączenia Włocławek CCGT (Gaz) ORLEN Stalowa Wola CCGT (Gaz) TAURON Kozienice WK ENEA Płock WK ORLEN Opole 5 WK PGE Jaworzno WK TAURON Opole 6 WK PGE Turów WB PGE

11 Bilans mocy w perspektywie długoterminowej GW Power deficit Power reserves Required 9% reserve Required 18% reserve 11

12 Bilans mocy w perspektywie długoterminowej GW % reserve deficit 9% reserve deficit Power deficit 12

13 Możliwości poprawy bezpieczeństwa pracy KSE DZIAŁANIE KRÓTKOTERMINOWE: 1. Poprawie bezpieczeństwa na sezon letni 2016 sprzyja: zwiększona koordynacja remontów elektrowni, poprawiająca ich dyspozycyjność oddanie nowego bloku gazowego we Włocławku uruchomienie połączenia HVDC Polska Litwa. uruchomienie przesuwnika fazowego na jednym z połączeń Polska Niemcy Przywrócenie importu z Ukrainny (z el. Dobrotwór) 2. Pomimo działań, sytuacja bilansowa KSE jest b. trudna, więc należy opracować nowe zasady ograniczania dostaw (stopni zasilania) minimalizujących straty dla gospodarki DZIAŁANIE ŚREDNIO I DŁUGOTERMINOWE Opracowanie i wdrożenie mechanizmów zachęcających inwestorów do inwestycji w nowe moce wytwórcze Poprawa dyspozycyjności i elastyczności dużych elektrowni systemowych modernizacje bloków Zwiększenie współpracy z elektrociepłowniami i elektrowniami przemysłowymi opracowanie katalogu RUS w których jednostki tego typu mogą uczestniczyć Rozwój połączeń transgranicznych w celu bilansowania systemu w krytycznych momentach dobry przykład LitPol Link: połączenie energetyczne Polski i Litwy. Włączenie aktywne systemów dystrybucyjnych do bilansowanie zapotrzebowania na moc i energię elektryczną modyfikacja zasad RB i LPD 13

14 Prace prowadzone nad optymalizacją miksu energetycznego Polski Publikacja wyników modelu DAS Departament Analiz Strategicznych Kancelarii Prezesa Rady Ministrów lipiec 2013 Analiza modelu DAS i symulacje scenariuszy dla Ministerstwa Gospodarki (MG) wrzesień 2013 styczeń 2014 Sformułowanie zakresu cech i możliwości programu optymalizacyjnego dla Energy Mix przez MG styczeń 2014 Budowa modelu emix luty sierpień 2014 Symulacje dla MG weryfikujące założenia Polityki Energetycznej i wspomagające negocjacje z Komisja Europejską sierpień październik 2014 Równoległe badania naukowe dotyczące optymalizacji technologii wytwarzania Wykorzystanie modelu emix w pracach Narodowej Rady Rozwoju przy Prezydencie RP, w procesie przygotowania do COP 21 w Paryżu (listopad grudzień 2015) 14

15 Optymalizacja mix-u energetycznego Optymalizacja mix-u energetycznego polega na określeniu udziału poszczególnych technologii w bilansach mocy i energii przy minimalizacji określonej funkcji celu i spełnieniu ograniczeń odzwierciedlających standardy techniczne pracy systemu. Opracowana metoda może być wykorzystywana przez: organy administracji państwowej - pomoc w planowaniu polityki energetycznej (symulacje były wykorzystywane przez Ministerstwo Gospodarki w tworzeniu Polityki Energetycznej 2050); Operatora Systemu Przesyłowego pomoc w długoterminowym planowaniu pracy systemu elektroenergetycznego; firmy energetyczne - informacja dla inwestorów o kierunkach rozwoju sektora wytwórczego. 15

16 Model emix Kryterium optymalizacji jest minimalizacja całkowitych kosztów budowy i pracy jednostek wytwórczych w długim horyzoncie czasowym dokonywana z perspektywy centralnego planisty Horyzont optymalizacji do roku 2050, obliczenia optymalizacyjne są przeprowadzane z krokiem jednego roku Implementacja typoszeregów mocy nominalnych dla jednostek konwencjonalnych, w zależności od wykorzystywanego paliwa: Elektrownia spalająca węgiel brunatny 450MW, 900MW Elektrownia spalająca węgiel kamienny 450MW, 900MW Elektrownia gazowa 450 MW Elektrownia atomowa 1000MW, 1600MW Elektrownia spalająca biomasę 100MW, 200MW Uwzględnienie OZE (wodne JWCD i njwcd, biogaz, biomasa, wiatr na lądzie i morzu, PV), kogeneracji węglowej i gazowej oraz elektrowni przemysłowych 16

17 Model emix c.d. Wykorzystanie programowania całkowito-liczbowego Optymalizacja technologii produkcji energii elektrycznej z uwzględnieniem następujących aspektów: koszty (CAPEX, OPEX, paliwo, emisje CO 2 ); poziomy emisji CO 2 ; bilanse mocy; bilanse energii; spłaty kredytów; zadłużenie sektora; zapotrzebowanie na paliwa i ich zasoby (węgiel brunatny, kamienny, gaz); ograniczenia operacyjne (rezerwy mocy i regulacyjność). Rozdział obciążeń jednostek przeprowadzony dla reprezentatywnej godziny w każdym roku optymalizacji 17

18 Zapis matematyczny Funkcja celu: X u P_I u,t CF u,t + E u,t CV u,t + P_DISP u,t C_DISP u,t u U t T Zmienne stanu: X u decyzja o budowie elektrowni, zmienna binarna 0/1; E u,t produkcja energii elektrycznej jednostki u w roku t, zmienna ciągła. Podstawowe ograniczenia: - bilans mocy; - bilans energii; - dzienny rozdział obciążeń. 18

19 Moc jednostki wytwórczej klasy 220 MW 19

20 Operacyjne rezerwy mocy Operacyjne rezerwy mocy: t T PRIMARY_RESERVE u,t > 250MW uεu t T SECONDARY_RESERVE u,t > 2 max P_A u,t uεu t T Yo_UP u,t K_PRESERVE_DISP t P_D t uεu Powiązanie rezerw mocy i OZE: t T t T Yo_UP u,t uεu uεu Yo_DOWN u,t uεu uεu VG u,t VG u,t 20

21 Powiązanie rezerw mocy i OZE w emix W celu uwzględnia regulacyjności systemu elektroenergetycznego nałożono ograniczenia wiążące rezerwy mocy z możliwymi zmianami generacji ze źródeł odnawialnych (fotowoltaicznych i wiatrowych). Zmiany wyrażono jako procent mocy zainstalowanej danej technologii. Parametr Zmiany generacji wiatrowej godzinowe Zmiany generacji fotowoltaicznej godzinowe Procent mocy zainstalowanej 40% 40% 21

22 P [GW] Rozdział obciążeń jednostek wytwórczych

23 P [GW] Konsekwencje braku uwzględnienia operacyjnych rezerw mocy P [GW] 55 Uwzględnienie rezerw 55 Brak uwzględnienia rezerw

24 P [MW] E [TWh] Prognoza wzrostu mocy szczytowej i zapotrzebowania na energię elektryczną ARE KAPE (PEP2050) DAS emix

25 Scenariusze obliczeniowe Nr. Opis Cena CO 2 [ /tco 2 ] Cena gazu [$/1000m 3 ] Wymaganie OZE S1 S2 S3 S4 S5 Scenariusz referencyjny Wysokie ceny gazu Polityka UE Polityka UE + wysokie ceny gazu Wysoki udział OZE 5 w w w w w w w w w w w w w w w w w w w w % (w całym horyzoncie) 19% (w całym horyzoncie) 19% w % w % w % w % w % w % w % w % w % w % w % w

26 Moc zainstalowana w GW Scenariusz referencyjny S1 Wysokie ceny gazu S

27 Moc zainstalowana w GW Polityka UE S Wysoki udział OZE S Polityka UE + wysokie ceny gazu S

28 Produkcja energii elektrycznej w TWh 250 Scenariusz referencyjny S1 250 Wysokie ceny gazu S

29 Produkcja energii elektrycznej w TWh Polityka UE S Wysoki udział OZE S Polityka UE + wysokie ceny gazu S

30 Emisje CO2 [mln t] Emisje CO 2 w mln t 150 S1 S2 S3 S4 S

31 Zużycie paliw pierwotnych w mln t węgiel, bcm (mld m 3 ) - gaz W. brun. W.kam. Gaz W. brun. W.kam. Gaz W. brun. W.kam. Gaz W. brun. W.kam. Gaz W. brun. W.kam. Gaz S1 S2 S3 S4 S5 31

32 Całkowite koszty produkcji energii elektrycznej w mld EUR Financial cost Fixed O&M Variable O&M Fuel cost CO2 cost 25 4, ,0 5,4 4,4 3,9 4,3 3,8 0,4 1,5 2,5 4,5 4,3 4,2 4,7 3,4 1,2 1,7 5,0 6,0 0,4 3,7 4,2 3,0 3,0 4,7 5,4 1,1 1,2 2,3 0,4 0,4 0,5 0,5 4,2 1,6 1,8 0,4 0,4 4,8 3,9 0,4 0,4 0,6 0,6 1,7 1,7 1,7 3,1 2,8 1,7 1,9 1,8 2,0 1,8 2,0 0,4 2,9 3,0 0,4 0,4 0,4 0,4 2,9 3,0 2,9 11,3 1,3 1,2 1,4 1,4 1,6 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 1,1 1,1 8,6 5,8 5,8 6,5 6,7 1,1 1,1 1,1 6,2 6,4 6,2 6,4 3,3 4,1 4,5 4,9 4,9 5,4 3,3 3,3 3,3 3, S1 S2 S3 S4 S5 32

33 Koszt krańcowy produkcji energii w EUR/MWh S1 S2 S3 S4 S5 33

34 Podsumowanie Planowanie rozwoju sektora energetycznego powinno uwzględniać: typoszeregi mocy wytwórczych, rezerwy mocy, pełne koszty budowy i pracy jednostek oraz bilanse mocy i energii; Cena pozwoleń na emisje CO 2 na poziomie 53 EUR/tCO 2 nie jest wystarczająca do pobudzenia inwestycji dotyczących budowy elektrowni jądrowej. Koszt powstania EJ Hinkley Point C (3200 MW) wynosi 18 mld GBP (5,6 mln GBP/MW 28 mln PLN/MW). Koszty te nie uwzględniają całkowitych kosztów finansowych inwestycji; Efektywność obniżania emisji CO 2 jest porównywalna we wszystkich scenariuszach symulacyjnych za wyjątkiem scenariusza wysokich cen gazu i relatywnie niskich cen CO 2 (S2); Najniższy koszt krańcowy produkcji energii elektrycznej występuje w przypadku scenariusza referencyjnego. Negatywnym aspektem tego scenariusza jest większa stała czasowa dotycząca redukcji emisji CO 2 (ok. 10 lat różnicy w porównaniu do pozostałych scenariuszy); 34

35 Podsumowanie W przypadku scenariusza referencyjnego koszt krańcowy produkcji energii dochodzi do 71 EUR/MWh. Obecna cena energii, znajdująca się na poziomie 170 PLN/MWh (ok. 40 EUR/MWh) nie stwarza warunków do powstawania nowych inwestycji co potwierdza konieczność wprowadzania mechanizmów wsparcia, np. mechanizmów wynagradzania za moc (capacity remuneration mechanisms); Wzrost ceny gazu w niewielkim stopniu wpływa na koszt krańcowy produkcji energii. Wysoka cena tego surowca powoduje spadek produkcji energii z technologii gazowej. Mimo to nowe jednostki gazowe są budowane z powodu konieczności zapewnienia bilansu mocy oraz rezerwowania OZE; Rozwój KSE w kierunku technologii gazowej, węglowej czy OZE powoduje konieczność rozbudowy infrastruktury towarzyszącej (sieć przesyłowa energii, gazu, nowe kopalnie węgla, nowe jednostki rezerwujące lub zmiana modelu funkcjonowania KSE i rynku energii) 35

36 Dziękujemy za uwagę

37 Dane kosztowe Technology Overnight mln /MW Stałe O&M Zmienne O&M Paliwo /MWyr /MWh /MWh Całkowite koszty finansowe mln (mln /MW) Czas spłaty kredytu Wydatki w trakcie budowy yr % Lignite Existing lifetime - Lignite New ; /20/30/30/10 Hard Coal Existing lifetime - Hard Coal New ; /20/30/30/10 Gas Existing lifetime - Gas New /40/45 Nuclear Existing ; Nuclear New ; /10/20/25/15/15/10 Hydro ( ) 40 70/30 PV (3) Biomass (5.7) Biogas (9) Wind onshore (3.2) Wind offshore (7.2)

38 Moc zainstalowana jednostek istniejących przed 2020 wg. wieku jednostek Technologia >30 Total MW MW MW MW MW Lignite Hard Coal Gas Nuclear Hydro CDGU Hydro ncdgu PV Biomass Biogas Wind onshore Wind offshore Gas ncdgu Coal ncdgu Industrial Total

39 Dane techniczne Technology Moc Dyspozycyj ność Power availability Emisyjność CO 2 Czas życia Czas budowy Techniczne minimum Techniczne maksimum Rezerwa pierwotna Rezerwa wtórna MW % % Mg/MWh yr yr % mocy nom. % mocy nom. % mocy nom. % mocy nom. Lignite Existing * % 95% % 97% 2-6% 0-7% Lignite New 450;900 85% 95% % 97% 4% 4% Hard Coal Existing * % 95% % 97% 0-4% 4-6% Hard Coal New 450;900 85% 95% % 97% 4% 5% Gas Existing * 94.4% 95% % 97% 11% 15% Gas New % 95% % 97% 11% 15% Nuclear 1000; % 95% % 97% 0 2% Hydro ** 10% 80% % 99% 5% 2% PV *** 15% Biomass *** 74.2% 74.2% % 97% - - Biogas *** 40% 40% % 97% - - Wind onshore *** 25% 10% Wind offshore *** 45% 10% * przedstawione na poprzednim slajdzie; **moc w zakresie MW dla wodnej JWCD; *** optymalizacja 39 liniowa mocy;

40 Dane dotyczące paliwa Fuel type Kaloryczność paliwa Emisyjność paliwa GJ/t MWh/t tco2/t tco2/mwh tco2/mwh Lignite Hard Coal Gas Biomass Biogas

41 USD/t Ceny węgla na świecie 67 Ceny węgla ARA index RB index 41

42 Ceny węgla w Polsce Węgiel kamienny: Value Unit 2015 I 2015 II 2015 III 2015 IV PLN/t no data Price USD/t no data PLN/GJ no data USD/GJ no data Calories GJ/t no data W modelu przyjęto cenę 10.5 PLN/GJ ( PLN/t) Węgiel brunatny: Source ARE DAS Year Price [PLN/t] W modelu przyjęto cenę 62 PLN/t 42

43 USD/1000m3 Ceny gazu na świecie Ceny gazu European gas price U.S. gas price 43

44 Ceny gazu i uranu w Polsce Gaz ziemny: Source (Kublik 2015) DAS Year Price [USD/1000m 3 ] W scenariuszu referencyjnym przyjęto 250 USD/1000m3 Uran: Source (Dzikowski 2015) DAS Year Price [USD/kg] W modelu przyjęto cenę 1800 USD/kg 44

45 EUR/tCO2 Ceny CO2 Source Point carbon Year Low price [EUR/t] High price [EUR/t] Source DAS Year Low price [EUR/t] High price [EUR/t] Cena CO2 - prognozy PC_low PC_high DAS_low DAS-high 45