Zmienne OZE – zmienny pobór. Jak elastyczność popytu ułatwia rozwój OZE?

W Polsce przybywa instalacji wiatrowych i słonecznych, jednak coraz trudniej jest nam wykorzystywać produkowaną przez nie energię. Fundacja Instrat przy użyciu swojego autorskiego modelu PyPSA-PL sprawdziła, jaki potencjał ekonomiczny ma obecnie OZE w Polsce i jak można go zwiększyć, tworząc elastyczne źródła popytu na prąd.

Polski system energetyczny stopniowo nasyca się OZE. O ile do niedawna mogliśmy bez problemu wykorzystać każdą jednostkę energii, którą wyprodukowały nasze źródła słoneczne i wiatrowe, o tyle od paru kwartałów występują również momenty redukcji generacji – szczególnie w słoneczne dni wolne od pracy. Jak wiele nowych źródeł OZE opłacałoby się jeszcze dodać do polskiego systemu – tak jak wygląda on obecnie? A jak na sytuację wpłynęłoby dołączenie nowych, częściowo elastycznych źródeł popytu, które mogłyby dostosować się do zmiennej generacji z OZE?

Wykres. Uzasadniona ekonomicznie kombinacja dodatkowej mocy zainstalowanej farm wiatrowych i słonecznych [GW] ponad poziom z 2023

Nie zawsze można wykorzystać całą produkcję z OZE

W każdej chwili działania systemu elektroenergetycznego – produkcja i konsumpcja energii elektrycznej – muszą się sobie równać, inaczej sieci i podłączone do nich urządzenia mogłyby ulec poważnej awarii. Dla równoważenia się produkcji i konsumpcji istotna jest tzw. elastyczność systemu.

REKLAMA

Obecnie to elastyczność podaży energii elektrycznej – a więc zdolność odpowiednio dużego i szybkiego reagowania jednostek wytwórczych wchodzących w skład Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) na chwilowy popyt – sprawia, że nasz system działa w sposób stabilny. Elastyczność tę dostarczają przede wszystkim bloki węglowe.

Bloki węglowe muszą zwiększać moc w godzinach wieczornego szczytu zużycia, a także w sposób ciągły dostarczają tzw. regulacji częstotliwościowej, odpowiadając na zmiany bilansu popytu i podaży w skali sekund. Nie mogą one stabilnie pracować z mocą poniżej minimum technicznego (około 40-50 proc. mocy), a uruchamianie i wyłączanie może trwać kilka godzin.

Nierynkowe redysponowanie

Niemożność dalszej redukcji produkcji bloków węglowych w słoneczne, wietrzne dni powoduje, że moglibyśmy wtedy mieć „za dużo” energii elektrycznej. Gdy nadmiaru energii nie można wyeksportować (sąsiednie kraje są często w analogicznej sytuacji), dochodzi do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych, czyli ścięcia produkcji (tzw. curtailment). Tania i nieemisyjna energia z wiatru i słońca jest w takich sytuacjach po prostu marnowana.

W 2024 r. ograniczono generację około 730 GWh energii elektrycznej z wiatru i słońca w Polsce (według danych PSE, za Forum Energii). Stanowi to około 1,8 proc. prądu, jaki mogły wytworzyć te źródła. Curtailment jest charakterystyczny dla systemów w trakcie transformacji energetycznej. Jest niepożądany, ale nieunikniony. Niemniej perspektywa rosnącego curtailmentu niekorzystnie wpływa na rachunek ekonomiczny projektów OZE – czy to to dla prywatnych inwestorów, czy to dla całego społeczeństwa, które wspiera te projekty poprzez państwowe instrumenty.

Jak bilansować OZE?

Nawet jeśli problem nieelastycznej pracy elektrowni konwencjonalnych zostałby złagodzony (np. poprzez przejęcie roli stabilizatorów KSE przez bateryjne magazyny energii), to w perspektywie dalszego wzrostu mocy pogodozależnych OZE bilansowanie systemu pozostanie wyzwaniem. Rozwiązaniem na umożliwienie kosztowo optymalnej integracji jeszcze większych mocy OZE w KSE jest zatem częściowe przeniesienie brzemienia bilansowania się systemu ze strony podażowej także na popyt.

Na szczęście elektryfikacja sektorów tradycyjnie opartych na paliwach kopalnych spowoduje powstanie nowych istotnych źródeł popytu, które mogą absorbować energię elektryczną w sposób częściowo elastyczny. To klucz do ekonomicznego zagospodarowania energii ze zmiennych OZE i ograniczenia przymusowych wyłączeń.

Elastyczny popyt wiąże się przede wszystkim z konwersją prądu na inną formę energii. Energię elektryczną można zamienić na chemiczną (baterie systemowe lub samochodów elektrycznych, wodór), potencjalną wody (elektrownie szczytowo-pompowe) lub cieplną (kotły elektryczne). Tak zmagazynowane nadwyżki energii można wykorzystać w trakcie dobowych szczytów zapotrzebowania na prąd lub w innych sektorach – ciepłownictwie, transporcie czy przemyśle.

Stosowanie wspomnianych metod zwiększa elastyczność popytu na energię elektryczną. W momencie gdy KSE obfituje w tanią i czystą energię z OZE, można szybko zwiększyć jej zużycie. Zwiększenie wykorzystania odnawialnej energii sprawia natomiast, że instalacje OZE stają się bardziej ekonomiczne.

Ile jeszcze OZE mógłby obecnie przyjąć nasz system?

W tym artykule chcemy odpowiedzieć na pytanie, jak zmieniłby się potencjał ekonomiczny dodatkowych mocy OZE w obecnym systemie elektroenergetycznym wraz z rozwojem nowych elastycznych odbiorców. Zanim jednak do tego przejdziemy, zadamy sobie pytanie, jaki potencjał ekonomiczny miałyby farmy wiatrowe i słoneczne w obecnym, mało elastycznym systemie. Okazuję się, że całkiem spory.

Aby ocenić ekonomiczność OZE, korzystamy z modelu PyPSA-PL 3.0. Jest to rozwinięty przez nas optymalizacyjny model polskiego systemu elektroenergetycznego. PyPSA-PL pozwala odpowiedzieć na pytanie: jak najtaniej z punktu widzenia całej gospodarki zaopatrzyć kraj w różne nośniki energii godzina po godzinie? Nośnikami tymi są prąd, ciepło, ale także mobilność pojazdów czy wodór na potrzeby przemysłowe. Wcześniej modelu PyPSA-PL użyliśmy do stworzenia scenariusza osiągnięcia przez Polskę neutralności klimatycznej w 2050 r.

Wybranym punktem wyjścia jest system energetyczny Polski w 2023 r. (dla niego mamy pełne dane). W ćwiczeniu badamy, jaki byłby optymalny kosztowo system energetyczny, zakładając, że nowe inwestycje pojawiają się natychmiastowo – przez to rozumiemy „potencjał ekonomiczny” technologii.

W podstawowej wersji naszego ćwiczenia zakładamy, że do systemu można dodawać nowe turbiny wiatrowe, panele słoneczne i bateryjne magazyny energii. Nie pozwalamy natomiast na odstawienie obecnie pracujących źródeł, w tym elektrowni konwencjonalnych, których praca jest częściowo wymuszona (nigdy nie spada poniżej około 6 GW, czyli średnio 25 proc. ich mocy zainstalowanej). Założenia kosztowe oparte są na historycznych wartościach z 2023 r. – przypisujemy emisjom CO₂ koszt w wysokości średniego kosztu uprawnień do emisji w systemie ETS – 83 euro/tCO2

Kod i dane wykorzystane do analizy są publicznie dostępne na otwartej licencji.

W 2023 r. brakowało nam prawie 9 GW mocy OZE – przede wszystkim wiatru

Model wskazuje, że do systemu z 2023 r. można by w sposób kosztowo optymalny dodać około 8,2 GW mocy wiatru na lądzie i około 0,5 GW mocy fotowoltaiki. Moc zainstalowana w elektrowniach słonecznych i wiatrowych byłaby więc zbliżona, osiągając około 18 GW. To oszacowany przez nas potencjał ekonomiczny pogodozależnych OZE w Polsce w 2023 r.

Gdyby takie moce istniały w KSE, nasz miks elektroenergetyczny mógłby być dużo tańszy – i czystszy – już dzisiaj. Udział OZE w produkcji energii elektrycznej mógłby wynieść około 41 proc. (zamiast około 27 proc.). Emisje z polskiej gospodarki spadłyby o około 12 mln ton CO₂.

Wykres. Wyniki symulacji miksu elektroenergetycznego w PyPSA-PL dla historycznych mocy z 2023 (wariant bazowy) oraz optymalnych kosztowo mocy w wietrze i słońcu (wariant optymalny)

Polska w ostatnich latach doświadczyła gwałtownego wzrostu mocy zainstalowanej w fotowoltaice. W 2024 r. przekroczyła ona 20 GW, czyli nawet więcej, niż model uznał za optymalne ekonomicznie według danych z 2023 r. Polska nie wykorzystuje jednak potencjału energetyki wiatrowej, więc dalszy rozwój PV może częściowo pokryć tę lukę. Nie zmienia to faktu, że już teraz potrzebujemy w Polsce przede wszystkim nowych turbin wiatrowych – ich moc zainstalowana mogłaby ulec prawie podwojeniu.

Skala potencjału ekonomicznego farm wiatrowych na lądzie może być zaskakująca, biorąc pod uwagę, że już teraz OZE mierzy się z coraz częstszymi ścięciami produkcji – gdzie jest zatem haczyk? Po pierwsze moce wiatrowe cechują się łatwiejszym do integracji w KSE profilem produkcji niż fotowoltaika. Po drugie okazuje się, że pogodozależne OZE są na tyle tanie w budowie, że są one opłacalne dla systemu nawet w sytuacji, gdy spora część ich energii jest marnowana. W rozważanym przez nas wariancie optymalnym jest to nawet 12 proc. niewykorzystanej energii wiatru i słońca w ciągu roku.

REKLAMA

Rola magazynów energii

Tyle teorii, w praktyce natomiast ryzyko zbyt częstych wyłączeń może rodzić dla inwestorów trudności w finansowaniu projektów. O ile należy traktować ścięcia produkcji z wiatru i słońca jako nieodłączną cechę pracy tych źródeł w systemie z dużym udziałem OZE, o tyle warto szukać rozwiązań, które pozwoliłyby te ścięcia ograniczyć.

Czy takim rozwiązaniem są bateryjne magazyny energii? Zapewne tak, choć niekoniecznie są rozwiązaniem najbardziej opłacalnym, przynajmniej przy obecnych kosztach ich budowy. Model nie zadecydował o budowie nowych magazynów bateryjnych. Wynika to przynajmniej częściowo z faktu, że nasze narzędzie uwzględnia tę technologię z perspektywy arbitrażu, czyli magazynowania energii w czasie nadmiarowej podaży OZE i oddawania jej do systemu w deficytowych momentach. Wpływy z tej działalności nie pozwalają na zrekompensowanie kosztów kapitałowych takich jednostek.

Nie oznacza to jednak, że magazyny będą zbędne w systemie elektroenergetycznym z rosnącym udziałem OZE. Baterie będą coraz częściej dostarczały także usługi stabilizujące system (jak wspomniana już częstotliwość regulacyjna), co ograniczy koszty związane z wymuszoną pracą elektrowni konwencjonalnych. Świat rzeczywisty – w przeciwieństwie do modelu – nie działa też w sposób optymalny i uporządkowany (np. różne ograniczenia technologiczne, ograniczenia prognoz pogody, nieprzewidziane awarie), a baterie sterowane przez zawodowych operatorów będą w stanie takim problemom zaradzić.

Elastyczne źródła popytu wspierają dalszą rozbudowę OZE

Wprowadzenie do systemu dodatkowych elastycznych źródeł popytu na energię elektryczną jeszcze mocniej zwiększyłoby potencjał ekonomiczny rozwoju OZE, jednocześnie zmniejszając odsetek marnowanej energii. Rozważyliśmy trzy opcje dodatkowej elastyczności systemu:

• 2 mln samochodów elektrycznych (wariant BEV),
• 1,8 GW kotłów elektrycznych w ciepłownictwie systemowym (wariant P2H – power-to-heat),
• 2 GWe elektrolizerów produkujących wodór (wariant H₂).

Dodatkowo rozważamy wariant łączący te trzy opcje (BEV+P2H+H₂).

Moce nowych elastycznych odbiorców dobraliśmy w taki sposób, by każda z trzech podstawowych opcji prowadziła do wzrostu rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną o około 5 TWh (czyli o około 3 proc. zapotrzebowania z 2023 r.). Jednocześnie model PyPSA-PL potwierdza, że rozwój takiej floty samochodów elektrycznych czy mocy kotłów elektrycznych jest kosztowo optymalny z punktu widzenia systemu. Opcja rozwoju mocy elektrolizerów do 2 GWe wymaga jednak założenia, że ich koszt inwestycyjny i utrzymania spadnie do 40 proc. dzisiejszych wartości (według prognoz DAE może się to stać około 2030-2035 r). Przy obecnych cenach elektrolizery nie są kosztowo optymalnym sposobem zagospodarowania nadwyżek OZE.

Każdy z wariantów cechuje się nieco innymi konsekwencjami dla OZE.

Wariant samochodów elektrycznych prowadzi do wzrostu potencjału ekonomicznego wiatru dodatkowo o około 0,8 GW, a fotowoltaiki o około 2 GW. Auta elektryczne szczególnie dobrze współgrają ze źródłami fotowoltaicznymi. Model wskazuje, że baterie aut elektrycznych często ładują się za dnia, wykorzystując dostępną i tanią energią z PV, a rozładowywane są głównie w czasie szczytów komunikacyjnych, rano i po południu. Ten wariant prowadzi do stosunkowo niewielkiego spadku odsetka marnowanej energii – tzw. curtailment wynosi 12,9 proc. Korzyści ekonomiczne wynikające z zastąpienia drogich ropopochodnych paliw energią elektryczną z nawiązką zwracają budowę dużych mocy w fotowoltaice, mimo pewnych strat.

Wariant kotłów elektrycznych przekłada się na dodatkowe 2,3 GW mocy wiatru i 1,3 GW mocy PV. Większy potencjał źródeł wiatrowych wynika z wykorzystania energii wiatru w wietrznych, zimowych miesiącach na cele ciepłownictwa systemowego. Kotły elektryczne charakteryzują się niskim kosztem kapitałowym, dlatego można sobie pozwolić na ich stosunkowo dużą rozbudowę nawet przy niskim współczynniku wykorzystania (około 30 proc. w skali roku). Obecność kotłów elektrycznych redukuje roczny curtailment OZE do 10,7 proc.

Wariant elektrolizerów przekłada się na mniejszy przyrost mocy OZE – 1,6 GW mocy wiatru i 1,3 GW mocy PV, ale najskuteczniej redukuje straty OZE, które w tym wariancie wynoszą 8,7 proc. Wynika to z największej teoretycznej elastyczności tych odbiorców – elastyczność ładowania samochodów elektrycznych jest ograniczona dostępnością ładowarek i profilem korzystania z pojazdu, a elastyczność pracy kotłów elektrycznych ograniczona jest profilem zapotrzebowania czy dostępnością magazynów ciepła. Dla odmiany elektrolizery ograniczone są głównie poprzez własne uwarunkowania technologiczne, które nasz model będzie mógł odpowiednio uwzględnić dopiero w przyszłości, gdy więcej takich wielkoskalowych instalacji wejdzie do regularnego użytkowania. Trzeba też podkreślić, że przy obecnych cenach elektrolizerów włączanie tych urządzeń do systemu nie jest opłacalne. Oszczędności na kosztach emisji, wynikające z zastąpienia wodoru produkowanego z gazu przez paliwo odnawialne, nie pozwalają obecnie na rekompensatę wysokich kosztów inwestycyjnych. Może się to jednak zmienić w przypadku rosnących cen uprawnień do emisji CO2 i malejących nakładów kapitałowych.

Wariant łączący wszystkie opcje elastyczności to przyrost aż 4,4 GW mocy farm wiatrowych i 3,8 GW mocy farm słonecznych. To mniej niż suma przyrostów z każdego wariantu z osobna, ale jest to zrozumiałe – synergia różnych opcji elastyczności pozwala na lepsze wykorzystanie pogodozależnych źródeł, przez co w takim wariancie curtailment OZE spada do zaledwie 7,9 proc. W wariancie tym moce elektrolizerów nie rozwijają się też do pełnych 2 GWe – okazuje się, że nawet w przypadku spadku cen elektrolizerów o 60 proc. bardziej korzystnymi dla systemu zastosowaniami energii elektrycznej z OZE są obecnie zasilanie pojazdów elektrycznych i produkcja ciepła.

Wykres. Odsetek traconej energii OZE na skutek przymusowych wyłączeń [proc.] – wyniki symulacji PyPSA-PL dla 2023 w różnych wariantach

Większe zużycie – mniejsze emisje?

Rozważane przez nas opcje elastyczności zwiększają zapotrzebowanie na energię elektryczną – wariant łączący wszystkie opcje to aż około 14,1 TWh większego rocznego jej zużycia. Okazuje się jednak, że umożliwione przez elektryfikację ograniczenie spalania paliw kopalnych poza elektroenergetyką prowadzi do dalszych redukcji emisji CO2 z gospodarki.

Wariant samochodów elektrycznych prowadzi do zmniejszenia zużycia paliw ropopochodnych w transporcie. Przekłada się ono na dodatkową redukcję emisji o 2,7 Mt CO2 względem wariantu optymalnego.

Wariant kotłów elektrycznych przewiduje ich budowę przede wszystkim w systemach ciepłowniczych opartych na węglu. Częściowe zastąpienie węgla energią elektryczną prowadzi do dodatkowej redukcji emisji aż o 4,2 Mt CO2 względem wariantu optymalnego.

Wariant elektrolizerów to zmniejszenie zużycia gazu ziemnego wykorzystywanego do produkcji szarego wodoru (potrzebnego w przemyśle do m.in. produkcji nawozów sztucznych). Szary wodór zastępowany jest wodorem produkowanym w elektrolizerach, przez co dodatkowa redukcja emisji wynosi 2,6 Mt CO2.

Wariant łączący wszystkie opcje elastyczności prowadzi do dodatkowej redukcji emisji o 8,6 Mt CO2 względem wariantu optymalnego. Osiągnięta redukcja wynika głównie ze zmniejszonego zużycia paliw kopalnych w transporcie, ciepłownictwie i przemyśle. Synergia zachęt ekonomicznych do rozwoju i lepszego wykorzystania OZE prowadzi jednak także do spadku zużycia emisyjnych paliw w elektroenergetyce – mimo ogólnego wzrostu zapotrzebowania na prąd.

Umożliwienie szybszego rozwoju OZE poprzez wsparcie dla elastycznego popytu oznacza zatem nie tylko niższe koszty systemowe, ale też niższe emisje, wpisując się w realizację polityki klimatycznej kraju.

Wykres. Uniknięte emisje CO₂ [Mt] względem wariantu bazowego – wyniki symulacji PyPSA-PL dla 2023 r. w różnych wariantach

Elastyczność kluczowym czynnikiem rozwoju OZE

Wykorzystanie potencjału różnych form elastyczności wymaga wdrożenia odpowiednich technologii, zmian na rynkach energii, a także całościowego myślenia o transformacji nie tylko elektroenergetyki, ale wszystkich sektorów gospodarki. W Polsce jesteśmy wciąż na początku tego procesu. W naszych uwagach do projektu aktualizacji Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu zwróciliśmy uwagę, że złożona tematyka elastyczności przedstawiona została powierzchownie – zarówno jeżeli chodzi o sposób uwzględnienia tych czynników w modelowaniu prognostycznym, sposób przedstawienia założeń leżących u podstaw analiz ilościowych, jak i w warstwie opisowej i rekomendacyjnej.

Jednocześnie można wskazać przynajmniej zaczątki pozytywnych zmian – m.in.: dynamiczny rozwój magazynowania energii (4,4 GW zwycięskich projektów w trzech ostatnich aukcjach rynku mocy, uwzględnienie w rządowych programach wsparcia prosumentów), rozwój rynku bilansującego oraz rynku usług systemowych, pojawienie się ofert dla odbiorców indywidualnych z taryfą dynamiczną. Do tej pory transformacja KSE przebiegała po stronie producentów – teraz coraz większą rolę odgrywać będą konsumenci, poszukujący oszczędności poprzez szersze wykorzystanie tańszej energii z zależnych od pogody źródeł słonecznych i wiatrowych.

Autorzy: Patryk Kubiczek, Kajetan Nowak, Michał Smoleń
Fundacja Instrat