WPŁYW ENERGETYKI WIATROWEJ NA SYSTEM ELEKTROENERGETYCZNY Autor: Adam Klepacki ("Rynek Energii" - kwiecień 2015) Słowa kluczowe: system elektroenergetyczny, energetyka wiatrowa, krańcowy koszt wytwarzania energii Streszczenie. W artykule zaprezentowano wyniki analizy wpływu ilości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych na funkcjonowanie polskiego systemu elektroenergetycznego. Ilość ta stale wzrastała w ostatnich latach i prawdopodobnie w dalszym ciągu obserwować będziemy trend wzrostowy. Zgodnie z założeniami, do 2020 roku 15,5% wytwarzanej w Polsce energii elektrycznej pochodzić będzie z OZE, z czego znaczna część właśnie z farm wiatrowych. Wyniki przeprowadzonej analizy wskazują, że osiągnięcie powyższej wartości będzie możliwe przy mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych wynoszącej ok. 9300 MW. Wpłynie to prawdopodobnie na coraz większe wahania rynkowych cen energii, nawet w ciągu doby, choć nie będzie miało istotnego znaczenia dla średniorocznego krańcowego kosztu wytwarzania energii elektrycznej. Tak znaczny wzrost mocy źródeł wiatrowych oznaczać będzie również rozproszone w ciągu roku momenty (w szczególności w okresie lata), w których źródła zerokosztowe w pełni pokryją zapotrzebowanie na moc, co wiąże się z istotnymi konsekwencjami dla systemu elektroenergetycznego. 1. WSTĘP Moc zainstalowana w źródłach wiatrowych zwiększa się istotnie w naszym kraju już od kilku lat. Zgodnie z doniesieniami URE [1] na koniec roku 2013, moc zainstalowana w Polsce wynosiła 3389,5 MW, a na chwilę obecną wynosi już pewnie w granicach 3500 MW. Rozwój ten, pomimo drobnych zawirowań, zapewne będzie kontynuowany, co wynika również z dokumentów rządowych, takich jak np. Krajowy Plan Działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych. Zgodnie z tym dokumentem w Polsce w roku 2020, 15,5% energii końcowej będzie pochodziło ze źródeł odnawialnych, z czego znaczna część będzie oparta na energetyce wiatrowej. W związku z powyższym rodzi się pytanie, w jaki sposób zwiększająca się ilość mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych może wpłynąć na funkcjonowanie polskiego systemu elektroenergetycznego. 2. PODSTAWOWY CEL Głównym celem niniejszego artykułu było oszacowanie potencjalnych zmian krańcowego kosztu wytwarzania energii elektrycznej w polskim systemie (wartości średniorocznej) wynikających z różnej ilości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych. Ponadto w artykule zaprezentowano również inne wyniki, które przy okazji wykonywania powyższej analizy okazały się ciekawe.
Krańcowy koszt wytwarzania jest jednym z podstawowych elementów kształtujących finalną cenę energii elektrycznej w systemie, a zatem analiza tego elementu na tle zmian mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych może dostarczyć wartościowych danych. Określenie krańcowego kosztu wytwarzania odbywa się poprzez utworzenie stosu jednostek wytwórczych, które są uporządkowane od najtańszej do najdroższej pod względem krótkoterminowego kosztu wytwarzania (ang. short run marginal cost). Bardzo popularnym określeniem takiego stosu jest angielskojęzyczny zwrot merit order. Na rys.1 przedstawiono sposób określania krańcowego kosztu wytwarzania. Rys. 1. Krańcowy koszt wytwarzania energii elektrycznej (merit order) Na powyższym wykresie zaprezentowano typowy układ wykresu merit order zbliżony do warunków polskich (w zakresie zapotrzebowania na moc jak również kosztów wytwarzania). Krzywa a reprezentuje stos jednostek wytwórczych ułożonych od najtańszej (z punktu widzenia kosztów wytwarzania) do najdroższej. Jak widać na wykresie, odnawialne źródła energii, w tym specjalnie wyodrębnione źródła wiatrowe, jak również elektrociepłownie zarówno komunalne i przemysłowe, pokazano z kosztem wytwarzania równym zero. Wynika to z faktu, że są to źródła, które albo mają priorytet w dostępie do sieci albo ich produkcja wynika z innego procesu (produkcji przemysłowej lub ciepłowniczej). Inaczej mówiąc, niezależnie od kosztów ich produkcja będzie skonsumowana przez system. Pozostałe jednostki wytwórcze (dla których koszt wytwarzania został uwidoczniony na wykresie) to najczęściej bloki kondensacyjne, stanowiące trzon systemu elektroenergetycznego. To właśnie te jednostki odpowiadają za bilansowanie zapotrzebowania na moc w każdej chwili a krańcowy koszt wytwarzania systemu jest równy kosztowi wytwarzania ostatniej jednostki, która to zapotrzebowanie pokrywa.
Na rys. 1, dla przykładowego obciążenia systemu 18743 MW (występującego w danej chwili), ostatnią jednostką pokrywającą to zapotrzebowanie jest jednostka, której koszt wytwarzania wynosi 153,5 PLN/MWh, co oznacza, że jest to również krańcowy koszt wytwarzania w systemie dla tej chwili. Koszt krańcowy średnioroczny będzie średnią ze wszystkich chwil w roku, dla których koszt krańcowy jest określany z punktu widzenia handlowego (TGE) jedna chwila będzie równa jednej godzinie. Zmiany krańcowego kosztu wytwarzania w poszczególnych godzinach (chwilach), wynikać będą głównie ze zmian zapotrzebowania na moc. I tak, w przypadku wyższego zapotrzebowania angażowane będą coraz droższe jednostki, natomiast w przypadku niższego zapotrzebowania, tańsze. Zakres zmian zapotrzebowania na wykresie pokazano pionowymi liniami przerywanymi, które określają minimalne (Load_MIN) i maksymalne (Load_MAX) zapotrzebowanie na moc w danym roku. Poza zmianami zapotrzebowania na moc, na wartość krańcowego kosztu wytwarzania będzie miała również wpływ wielkość mocy generowanej w źródłach zerokosztowych. W tej grupie najbardziej dynamicznie rozwijają się źródła wiatrowe, dlatego na tych źródłach skupiono się przede wszystkim. Zwiększająca się ilość mocy generowanej w źródłach wiatrowych będzie przesuwała stos generatorów (krzywą a) coraz bardziej w prawo (przykładowo do krzywej b), co będzie wpływało na obniżanie krańcowego kosztu wytwarzania. Sprawą jasną jest, że wpływ na krańcowy koszt wytwarzania będzie większy, gdy moc zainstalowana w źródłach wiatrowych będzie większa. Pytanie otwarte, jak duży spadek ten może okazać się w rzeczywistości. Innym ciekawym elementem, który można zaobserwować w miarę przesuwania stosu generatorów w prawo (zwiększanie mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych), to moment, w którym źródła z zerowym kosztem wytwarzania wygenerują na tyle dużo mocy, że będą w stanie pokryć całe chwilowe zapotrzebowanie na moc w systemie. Ten element jest możliwy do oszacowania w prosty sposób, niemniej w niniejszym artykule zostanie pokazane ile godzin w ciągu roku taka sytuacja może wystąpić w zależności od różnej ilości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych. 3. ZAŁOŻENIA DO ANALIZY Krańcowy koszt wytwarzania w systemie musi być określony dla każdej godziny w ciągu roku, aby możliwe było uchwycenie jego wartości średniorocznej i potencjalnych zmian względem mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych. Wynika z tego, że główne elementy zmienne, czyli zapotrzebowanie na moc oraz generacja źródeł wiatrowych, muszą być ujęte wartościami co najmniej średniogodzinowymi.
W ramach analizy za podstawę wykorzystano dane dotyczące zapotrzebowania na moc dla roku 2013, prezentowane na stronie PSE [3]. Powyższe dane posłużyły do określenia rozkładu prawdopodobieństwa wystąpienia określonego obciążenia systemu (zapotrzebowania na moc). Przyjęto, że w roku 2013 moc osiągalna w polskim systemie elektroenergetycznym wyniosła 36500 MW. Rys. 2. Rozkład prawdopodobieństwa wystąpienia określonego obciążenia w systemie Zgodnie z rys. 2, obciążenie w systemie w roku 2013 nie było niższe niż około 30% mocy osiągalnej oraz nie było wyższe niż około 70% mocy osiągalnej. W dalszej części analizy powyższy rozkład prawdopodobieństwa wykorzystano do wylosowania 8760 wartości zapotrzebowania na moc w celu określenia reprezentatywnej próby dla jednego roku. Losowanie powtórzono dziesięć razy, przy jednoczesnym losowaniu generacji źródeł wiatrowych. Podobnie jak w przypadku zapotrzebowania na moc, konieczne było określenie rozkładu prawdopodobieństwa wystąpienia określonego obciążenia źródeł wiatrowych. Do tego celu wykorzystano dane publikowane na stronie PSE [3] dla roku 2013, jak również wielkość mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych dostępną na stronie URE [1] 3389,5 MWe z uwzględnieniem przyrostu mocy zainstalowanej na przestrzeni roku 2013 [4].
Rys. 3. Rozkład prawdopodobieństwa wystąpienia określonego obciążenia źródeł wiatrowych Zgodnie z rys. 3, prawdopodobieństwo wystąpienia niskiego obciążenia źródeł wiatrowych jest wysokie i istotnie spada wraz ze wzrostem obciążenia. Podobnie jak w przypadku zapotrzebowania na moc, rozkład prawdopodobieństwa wykorzystano do wylosowania 8760 wartości generacji źródeł wiatrowych w celu określenia reprezentatywnej próby dla jednego roku. 4. ANALIZA Analiza została wykonana na bazie sytuacji obecnej, w sensie stanu systemu elektroenergetycznego, a ściślej mówiąc, wielkości mocy zainstalowanej w poszczególnych technologiach. Jedynym parametrem, który był zmieniany to wielkość mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych. Dla różnych wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych określono krańcowy koszt wytwarzania dla każdej godziny w ciągu roku, przy zmieniającym się zapotrzebowaniu na moc oraz generacji źródeł wiatrowych. Taką operację wykonano dziesięć razy (dla każdej wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych), przy czym losowanie zapotrzebowania na moc, jak również generacji źródeł wiatrowych, odbywało się na podstawie określonych rozkładów prawdopodobieństwa. Dziesięć prób pozwoliło na szersze uchwycenie tego, jak zmieniające się warunki, czy to w zakresie zapotrzebowania na moc, czy to generacji źródeł wiatrowych, przekładają się na analizowane wielkości, w szczególności krańcowy koszt wytwarzania w systemie.
Jeden rok odzwierciedlał 8760 przypadków różnego obciążenia, które stanowiły niezależne wartości niemożliwe do analizowania w ujęciu chronologicznym. Takie podejście do analizy nie wyklucza jednak w żadnym wypadku możliwości odczytania danych uporządkowanych, określenia minimów i maksimów, wartości średnich jak również częstości wystąpienia określonych zdarzeń. W ramach wielkości zmiennych, w analizie uwzględniono również zmiany ilości mocy generowanej w elektrociepłowniach komunalnych ze względu na różną temperaturę powietrza atmosferycznego w ciągu roku na każdy miesiąc przyjęto inną wartość średnią, od której również uzależniono losowanie zapotrzebowania na moc, gdyż jest ona wyższa w okresie zimowym i niższa w okresie letnim. Dla pozostałych technologii generujących moc w systemie przyjęto poniższe założenia: instalacje opalane biogazem na koniec 2013 roku w instalacjach tych w Polsce było zainstalowane 162,2 MWe mocy [1]; zgodnie z danymi [4] średnioroczne obciążenie tych źródeł kształtuje się na poziomie 52% takie średnioroczne obciążenie przyjęto w analizie, bloki biomasowe na koniec 2013 roku w instalacjach tych (bez uwzględnienia bloków współspalających biomasę) było zainstalowane 360 MW mocy [4]; zgodnie z danymi z [4] średnioroczne obciążenie tych źródeł kształtuje się na poziomie 55% takie średnioroczne obciążenie przyjęto w analizie, energetyka wodna na koniec 2013 roku w układach tych (bez uwzględnienia elektrowni szczytowo-pompowych) w Polsce było zainstalowane 950 MW mocy [4]; zgodnie z danymi z [4] średnioroczne obciążenie tych źródeł kształtuje się na poziomie 40% takie średnioroczne obciążenie przyjęto w analizie, elektrociepłownie przemysłowe na koniec 2013 roku w układach tych w Polsce było zainstalowane 1750 MW mocy [4]; zgodnie z danymi z [4] średnioroczne obciążenie tych źródeł kształtuje się na poziomie 60% takie średnioroczne obciążenie przyjęto w analizie, bloki kondensacyjne w zakresie bloków kondensacyjnych analiza obejmowała poszukiwanie ostatniego bloku, który bilansuje zapotrzebowanie w danej chwili przyjęto określony krótkoterminowy koszt wytwarzania każdego generatora zgodnie z danymi posiadanymi przez EPK (uwzględniono koszty paliwa, koszt emisji CO 2 oraz pozostałe koszty zmienne). Ponadto, z uwagi na fakt występowania pewnej niedyspozycyjności (remonty, awarie) bloków kondensacyjnych, przyjęto zgodnie z danymi statystycznymi [3], że średnioroczna moc niedostępna z tych jednostek kształtuje się na poziomie 20%.
Analizę przeprowadzono dla następujących ilości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych 0, 1500, 3300 (stan obecny), 4500, 6000, 7500, 9000, 10500 MW. 5. WYNIKI Wyniki analizy składają się na kilka elementów, z których wyróżnić należy: zależność średniorocznego krańcowego kosztu wytwarzania od wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych, wykres uporządkowany krańcowego kosztu wytwarzania w zależności od wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych, zmiany w zakresie minimalnego i maksymalnego krańcowego kosztu wytwarzania w zależności od wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych, częstotliwość występowania pełnego pokrycia zapotrzebowania na moc bez udziału bloków kondensacyjnych, wykres uporządkowany udziału bloków kondensacyjnych w pokrywaniu zapotrzebowania na moc, zmiany w strukturze wytwarzania energii elektrycznej. Poszczególne wyniki ujęto w formie wykresów, pod którymi zamieszczono odpowiedni komentarz. Rys. 4. Zależność średniorocznego krańcowego kosztu wytwarzania od wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych
Zgodnie z rys. 4, wzrost mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych nie wpływa istotnie na średnioroczną wartość krańcowego kosztu wytwarzania energii elektrycznej. Wynika to głównie z faktu, że przez większość roku generacja ze źródeł wiatrowych jest stosunkowo niska, przez co częstotliwość ograniczania pracy bloków kondensacyjnych jest również niewielka. Należy zaznaczyć, że wielkości zaprezentowane na wykresie to wartości średnie dla dziesięciu prób wykonanych dla każdej wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych. Należy się spodziewać, że zwiększanie się mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych będzie miało podobny wpływ na kształtowanie się finalnej średniorocznej ceny energii elektrycznej. Wiedza na temat potencjalnych zmian średniorocznego krańcowego kosztu wytwarzania jest istotna, niemniej warto się również przyjrzeć, jak koszt ten kształtować się może na przestrzeni pełnego roku (w ujęciu średnio godzinowym). Przeprowadzona analiza pozwala na uzyskanie wykresów uporządkowanych krańcowego kosztu wytwarzania na przestrzeni roku. Rys. 5. Wykres uporządkowany krańcowego kosztu wytwarzania w zależności od mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych Podstawowym efektem zwiększania się mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych jest przesuwanie się wykresu uporządkowanego krańcowego kosztu wytwarzania w kierunku niższych wartości chwilowych. Wyraźnie można zaobserwować, że w przypadku bardzo dużych mocy zainstalowanych w źródłach wiatrowych pojawiają się pojedyncze godziny, w których krańcowy koszt zmierza do zera. Oczywiście ze względu na bardzo krótki czas pełnego obciążenia źródeł wiatrowych, potencjalna ilość godzin wystąpienia takiej sytuacji jest bardzo mała, niemniej z pewnością będzie istotnym wyzwaniem dla systemu w dalszej
części podjęto próbę wyliczenia średniej ilości godzin wystąpienia sytuacji, w której koszt krańcowy jest równy zero, czyli zapotrzebowanie na moc jest zaspokojone przez źródła zerokosztowe. Innym ciekawym elementem jest ilość godzin w ciągu roku, w których różnica pomiędzy minimalnym i maksymalnym kosztem krańcowym jest duża. Wyraźnie widać, że ilość takich godzin wzrasta. Jeśli weźmiemy pod uwagę, że finalna cena energii elektrycznej jest pochodną krańcowego kosztu wytwarzania, to wzrastająca wielkość mocy zainstalowanej może wpłynąć na coraz wyższe wahania cen energii nawet w ciągu doby. Przy okazji warto zwrócić uwagę, że niezależnie od tego jaka moc zainstalowana w źródłach wiatrowych jest przyjęta, maksymalny koszt krańcowy praktycznie nie ulega zmianie. Z przeprowadzonej analizy wynika, że maksymalny krańcowy koszt wytwarzania jaki pojawił się w ciągu roku praktycznie nie zmienia się w zależności od zmian mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych. Wynika to przede wszystkim z faktu, iż niezależnie od wielkości mocy zainstalowanej może wystąpić moment, w którym generacja źródeł wiatrowych jest praktycznie równa zero. W takiej sytuacji całość zapotrzebowania na moc musi być pokryta przez źródła konwencjonalne. W przypadku minimalnego krańcowego kosztu wytwarzania jaki może wystąpić w ciągu roku, sytuacja wygląda zupełnie inaczej (rys. 6). Rys. 6. Zależność minimalnego krańcowego kosztu wytwarzania od wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych Dane zamieszczone na powyższym wykresie reprezentują wartości średnie dla 10 prób wyliczonych dla każdej wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych. W obszarze oznaczonym rzymską cyfrą jeden, minimalny krańcowy koszt jaki kształtował się w systemie
nie obejmował żadnych wartości równych zero co oznacza, że ostatnią jednostką wytwórczą za każdym razem był jeden z bloków kondensacyjnych. Inaczej mówiąc nie występowała sytuacja, w której źródła zerokosztowe były w stanie pokryć pełne zapotrzebowanie na moc w danej chwili. W obszarze oznaczonym rzymską cyfrą dwa, minimalny krańcowy koszt wyraźnie spada aż do wartości zero, co oznacza, że spośród dziesięciu wylosowanych prób za każdym razem pojawiał się minimalny krańcowy koszt równy zero. Inaczej mówiąc, dla mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych w granicach 6000-10500 MW (i przy dzisiejszym zapotrzebowaniu na moc), mogą pojawić się chwile w ciągu roku, w których generacja w źródłach zerokosztowych będzie wystarczająca do pokrycia zapotrzebowania. W przypadku mocy powyżej 10500 MW, taka sytuacja jest praktycznie nieunikniona (zawsze, niezależnie od kombinacji warunków pojawi się przynajmniej jedna godzina). Na rys. 7 przedstawiono jak często może wystąpić sytuacja pełnego pokrycia zapotrzebowania na moc, oczywiście w zależności od wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych. Rys. 7. Częstotliwość występowania pełnego pokrycia zapotrzebowania na moc przez źródła zerokosztowe Wartości zamieszczone na wykresie to wartości średnie dla dziesięciu prób dla każdej z mocy zainstalowanych w źródłach wiatrowych. Na powyższym wykresie nieco dokładniej można odczytać, że dopiero w zakresie mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych począwszy od 7500 MW, mogą pojawić się chwile w ciągu roku, w których system może zbilansować się bez udziału bloków kondensacyjnych. Dla mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych wynoszącej 10500 MW jest to średnio 10,4 go-
dziny w ciągu roku. Warto zaznaczyć, że godziny te mogą być rozrzucone na przestrzeni roku, z uwagą, że będą skupione wokół sezonu letniego, gdyż w tym czasie zapotrzebowanie na moc bywa najniższe. Zaistnienie powyższej sytuacji w rzeczywistości wydaje się mało prawdopodobne, gdyż nie można dopuścić do wyłączenia bloków kondensacyjnych w kluczowych częściach systemu, które odpowiadają za bezpieczeństwo pracy sieci. Jednym z możliwych rozwiązań jest ograniczanie generacji w źródłach wiatrowych, to jednak spowoduje, że źródła wiatrowe będą traciły przychody z tytułu sprzedaży energii elektrycznej, co może przełożyć się na protesty tego środowiska i podnoszenie roszczeń względem operatora systemu. Element ten wymaga dużej uwagi i wcześniejszej dyskusji mającej na celu wypracowanie odpowiednich mechanizmów działania zarówno operatora systemu, jak również wytwórców energii ze źródeł wiatrowych i konwencjonalnych. Bloki systemowe, poza pokrywaniem zapotrzebowania na moc, wypełniają również funkcje związane z bezpieczeństwem pracy sieci. Wobec wcześniejszych wyników warto sprawdzić, jak może kształtować się wykres uporządkowany udziału bloków systemowych w pokrywaniu zapotrzebowania na moc. Pozwoli to przybliżyć ilość godzin w ciągu roku, w których wysoka generacja źródeł wiatrowych być może będzie musiała być ograniczona w celu zachowania bezpieczeństwa pracy sieci. Rys. 8. Wykres uporządkowany obrazujący udział bloków systemowych w pokrywaniu zapotrzebowania na moc Zgodnie z rys. 8, wzrastająca moc zainstalowana w źródłach wiatrowych powoduje zmniejszanie się udziału bloków systemowych w pokrywaniu zapotrzebowania na moc. Wyraźnie widać, że w przypadku bardzo dużych ilości mocy w źródłach wiatrowych (>7500 MW), udział bloków systemowych spada praktycznie do zera. Czas występowania tego zjawiska jest
co prawda niewielki (co pokazano w poprzednim punkcie analizy), niemniej należy mieć na uwadze, że bloki konwencjonalne mogą pracować jedynie od pewnego minimum technicznego, poniżej tego minimum muszą być odstawione. Jeśli weźmiemy pod uwagę, że już obecnie (krzywa b) występują sytuacje, w których konieczne są zaniżenia mocy lub też wyłączenia bloków ze względu na wysoką generację źródeł wiatrowych, to uzyskujemy jasny obraz pokazujący, że konieczna suma mocy jednostek systemowych kształtuje się na poziomie kilku tysięcy MW (5000-7000). Z tego wynika, że przykładowo dla mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych na poziomie 10500 MW konieczność ograniczenia generacji źródeł wiatrowych może mieć miejsce nawet kilkaset godzin w ciągu roku (~870 h). Co bardzo istotne, czas ten stanowi sumę godzin, które będą rozłożone na przestrzeni całego roku. Przesuwanie się powyższej krzywej w dół powoduje również istotny spadek przychodów elektrowni konwencjonalnych, które odpowiadają za bezpieczeństwo systemu. Element ten jest jednym z powodów coraz trudniejszych warunków inwestycyjnych w nowe moce. Na wstępie niniejszego artykułu stwierdzono, że zgodnie z dokumentem rządowym [2], do roku 2020, w Polsce 15,5% energii elektrycznej będzie wytwarzane w źródłach odnawialnych. W warunkach polskich oznacza to, że znaczna część będzie zapewniona przy wykorzystaniu źródeł wiatrowych, bo raczej trudno mówić o istotnym rozwoju energetyki wodnej, czy też fotowoltaiki. Jest jeszcze biomasa, niemniej jej podstawowy potencjał, czyli współspalanie, został już chyba maksymalnie wykorzystany, co najpewniej spowoduje, iż nie będzie się rozwijać tak dynamicznie, jak farmy wiatrowe, szczególnie że pozyskanie wartościowej biomasy o atrakcyjnej cenie wydaje się coraz trudniejsze. Biorąc pod uwagę powyższe rozważania warto sprawdzić, jaka ilość mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych pozwala uzyskać wspomniane 15,5% w strukturze wytwarzania energii elektrycznej w Polsce przy niezmienionych mocach w pozostałych technologiach. W pierwszej kolejności zaprezentowano obecną strukturę wytwarzania (rys. 9). Rys. 9. Obecna struktura wytwarzania energii elektrycznej w Polsce
Zgodnie z powyższym wykresem, obecnie (w przybliżeniu) około 7,9% energii elektrycznej pochodzi ze źródeł odnawialnych. Na ten wynik składają się małe elektrownie wodne, farmy wiatrowe, źródła biomasowe oraz pozostałe źródła OZE (biogaz). Przyjmując założenie, że w najbliższej przyszłości najbardziej dynamicznie będzie rozwijała się energetyka wiatrowa, wykreślono poniższy wykres (rys. 10). Zgodnie z rys. 10, do roku 2020 w Polsce moc zainstalowana w źródłach wiatrowych może osiągnąć około 9300 MW. Jest to bardzo duża wartość jak na skalę polskiego systemu, wobec czego trzeba poważnie myśleć o możliwości wystąpienia negatywnych efektów wynikających z dużego udziału źródeł wiatrowych. Rys. 10. Udział źródeł odnawialnych w strukturze wytwarzania energii elektrycznej 6. PODSUMOWANIE Zaprezentowana analiza wykazała, że nawet znaczny wzrost mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych nie będzie istotnie wpływał na kształtowanie się średniorocznego krańcowego kosztu wytwarzania. Zupełnie inaczej wygląda to jednak w przypadku ujęcia całorocznego. Pełny rok wyraźnie pokazuje, że należy spodziewać się wzrostu wahań chwilowego krańcowego kosztu wytwarzania, co w szczególności może mieć znaczenie dla kształtowania się finalnej ceny energii elektrycznej dostępnej dla wytwórców. Wzrastająca wielkość mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych będzie również coraz bardziej uwypuklać cechę, która do tej pory nie miała istotnego znaczenia i jeszcze kilka lat temu nikt nie myślał, że powinna być opłacana w jakikolwiek sposób. Chodzi tu oczywiście o pewność dostaw energii elektrycznej, która w odniesieniu do źródeł wiatrowych pozostawia wiele
do życzenia. Tym samym źródła konwencjonalne, które taką pewność dają, muszą w jakiś sposób być wspierane, w szczególności z uwagi na fakt ograniczania ich generacji (przychodów) przez źródła wiatrowe. Niezależnie od tego, jak dzisiaj postrzega się energetykę wiatrową, nieuchronny jest raczej fakt, że w najbliższej przyszłości będzie to podstawowy środek do realizacji zobowiązań wobec Unii Europejskiej, wynikających z przyjęcia pakietu 3x20%. Wyniki analizy wyraźnie pokazują, że prawdopodobny poziom mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych w roku 2020 spowoduje występowanie zjawisk, z którymi do tej pory polski system elektroenergetyczny nie musiał sobie radzić. Wobec powyższego konieczne jest odpowiednie przygotowanie się do nowej sytuacji poprzez wykonanie odpowiednich analiz pracy systemu w nowych warunkach oraz wypracowanie mechanizmów, które umożliwią zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci oraz dostaw energii elektrycznej niezależnie od warunków wietrznych. LITERATURA [1] www.ure.gov.pl [2] Krajowy Plan Działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych. Warszawa 2010 [3] www.pse-operator.pl [4] Katalog ARE Sytuacja w Elektroenergetyce. Warszawa 2014 INFLUENCE OF WIND POWER ON POWER SYSTEM Key words: power system, wind power, marginal cost of energy generation Summary. The article presents analysis of wind installed capacity influence on Polish power system. The amount of installed wind capacity has been constantly increasing in recent years and this trend will very likely continue. According to guidelines 15.5% of final energy produced in Poland in 2020 will be generated from RES, mainly from wind. Analysis shows that achieving the above-mentioned share will be possible with the installed wind capacity of about 9300 MW. Such capacity will probably result in high volatility of market prices of energy, even daily, though will not have significant influence on the annual average marginal cost of electric energy generation. As a consequence of significant increase of installed wind capacity there will be several moments during the year (especially in the summer), when zero-cost sources will meet the whole power demand. This situation will have important effects on the power system. Adam Klepacki, absolwent Politechniki Śląskiej w Gliwicach, jest pracownikiem firmy Energoprojekt-Katowice SA; obecnie pracuje w pracowni cieplnej na stanowisku starszego projektanta; zajmuje się głównie analizami techniczno-ekonomicznymi i doradztwem dla głównych klientów EPK; jest współautorem modelu systemu elektroenergetycznego stworzonego przez EPK w programie Plexos.