Jak wyciągać maksymalne korzyści z odnawialnych źródeł energii, nie narażając przy tym obywateli na przerwy w dostawie prądu elektrycznego? To jedno z wielu wyzwań, przed którymi staje rynek energetyczny. A pomóc mogą tu badania z wykorzystaniem zaawansowanych modeli matematycznych.
„Czy tego chcemy, czy nie, system energetyczny będzie coraz mniej przewidywalny. Stanie się bardziej zależny od urządzeń, którymi nie da się w prosty sposób centralnie sterować” – mówi w rozmowie z PAP dr inż. Karol Wawrzyniak z Narodowego Centrum Badań Jądrowych, szef Narodowego Centrum Analiz Energetycznych (NCAE).
Nadmienia, że zgodnie z polityką europejską, na rynku będzie coraz więcej odnawialnych źródeł energii – farm wiatrowych czy paneli słonecznych, których praca będzie uzależniona od przypadku – m.in. nieprzewidywalnej na dłuższą metę pogody. „Poza tym pojawia się coraz więcej inteligentnych urządzeń. Spodziewam się, że w ciągu dekady będziemy mieć w domach np. pralki, które będą automatyczne reagowały na tańszą taryfę za prąd elektryczny” – opowiada. I dodaje: „Struktura rynku, sieci energetycznych, nie jest jeszcze za dobrze przystosowana do takich warunków”.
To jeden z poblemów, nad którymi naukowcy będą pracowali w ramach finansowania z programu Horyzont 2020. Członkowie międzynarodowego konsorcjum EU-SysFlex wypracowywać będą rozwiązania, które umożliwią integrację w europejskim systemie elektroenergetycznym dużej liczby źródeł energii odnawianej. W projekcie uczestniczą trzy polskie instytucje: NCBJ, a także operator sieci energetycznych – spółka PSE S.A. oraz PSE Innowacje Sp. z o.o.
Pogoda z prądem
Dr Wawrzyniak opowiada, że ze sporym wyzwaniem mierzy się np. lider projektu, operator irlandzki EirGrid, który już teraz średnio połowę zapotrzebowania klientów na energię elektryczną zapewnia dzięki odnawialnym źródłom energii. „Kiedy dobrze wieje, wiatraki zapewniają tam nawet 80-90 proc. energii elektrycznej. Ale operator i tak musi mieć w odwodzie konwencjonalne jednostki, które zapewnią dostawę prądu, w przypadku, kiedy energii z wiatru nie da się wytworzyć” – opisuje rozmówca PAP.
Dr Wawrzyniak wyjaśnia, że obecne sposoby sterowania i zarządzania systemem elektroenergetycznym w takich nowych warunkach przestają być optymalne. „Nowe rozwiązania już są wypracowywane w różnych miejscach w Unii Europejskiej, ale działania te często nie są ze sobą skoordynowane” – mówi badacz. Projekt H2020 ma połączyć know-how operatorów z różnych krajów. Pewnym wyzwaniem jest też uwzględnianie w systemie interesów różnych państw, których sieci energetyczne funkcjonują w połączeniu. „Rynki krajowe nie mogą sobie przeszkadzać” – opowiada Wawrzyniak.
Kurki na wietrze
Problem, który rozwiązują w ramach projektu EU-SysFlex polscy badacze, dotyczy m.in. tego, co dzieje się na granicy różnych państw. Dr Wawrzyniak opowiada, że na przykład Polska ma dylemat związany z farmami wiatrowymi w północnych Niemczech. Wytwarzają one energię potrzebną m.in. fabrykom w południowych Niemczech oraz Austrii. Jednak część energii z Niemiec – zwłaszcza, gdy jest silny wiatr – płynie przez polską sieć elektroenergetyczną (oraz przez sieci innych państw, z którymi sąsiadują Niemcy). Aby chronić naszą sieć przed przeciążeniem i uszkodzeniem, na granicy zainstalowane są kosztowne transformatory specjalnego typu – przesuwniki fazowe (obecnie mamy 4 takie przesuwniki), które działają niczym kurki wodociągu: nie pozwalają, aby naszą siecią płynęło „tranzytem” zbyt dużo zagranicznego prądu elektrycznego.
Efektywność przesuwników fazowych jest jednak ograniczona. I czasem, mimo przykręconego „kurka”, moc trafiająca do nas z Niemiec jest nadal za duża. Wówczas polski operator musi bronić bezpieczeństwa swojej sieci poprzez kosztowną regulację generacji krajowych elektrowni, aby te dodatkowo „odbiły” nadmiarową moc trafiającą do nas od sąsiada.
Ponadto, efektywność działania przesuwników fazowych może być zmniejszona wskutek podobnych „obronnych” działań sąsiednich operatorów. Potrzebne jest zatem wypracowanie metod synchronizacji użycia przesuwników fazowych pomiędzy operatorami, aby zminimalizować konieczność sięgania po kosztowne akcje zaradcze. Oczywiście powstaje pytanie, jak „kręcić” tymi kurkami, oraz jak wykonywać akcje zaradcze optymalnie w skali całego europejskiego systemu i jak następnie podzielić i rozliczyć koszty tych akcji…
Polscy badacze z Narodowego Centrum Analiz Energetycznych (NCAE) w ramach projektu EU-SysFlex są odpowiedzialni za stworzenie modeli matematycznych, które w każdej możliwej sytuacji pozwolą zsynchronizować ustawienia przesuwników fazowych i podejmowane akcje zaradcze w europejskim systemie energetycznym. A także ustalą optymalny podział kosztów. A to wcale nie jest łatwe wyzwanie.
Prąd na później
Dr Wawrzyniak opowiada, że badacze pomagają energetyce nie tylko w ramach europejskiego projektu. Modele matematyczne przydają się także w zarządzaniu popytem na energię elektryczną. Przykładowe projekty są związane z europejskim rynkiem strefowym, rynkiem mocy, wyceną ryzyka w systemie elektroenergetycznym, optymalizacją inwestycji, czy zarządzaniem stroną popytową.
W kontekście ostatniego projektu badacz z NCAE mówi, że latem ludzie coraz częściej korzystają z klimatyzacji i kiedy jest najgorszy upał, czasowo rośnie zapotrzebowanie na energię. Aby sieć nie była w tym czasie przeciążona, okazuje się, że wcale nie trzeba budować nowej elektrowni. Czasem zamiast tego można znaleźć klientów, którzy są w stanie odłożyć o kilka godzin swoje zapotrzebowanie na energię elektryczną.
Np. chłodnia z mrożonkami może – za dopłatą – wyłączyć swoje urządzenia na 2-3 godziny. Wie bowiem, że temperatura przez ten czas podniesie się tylko z -40 do -35 st. C, co nie będzie ryzykiem dla towarów. „Takich klientów, którzy mają duże zużycie, a mogą przesunąć produkcję o kilka godzin, jest sporo – szacuje się, że można je liczyć nawet w gigawatach. Podczas gdy średnie zapotrzebowanie w Polsce to ok. 20 GW” – opowiada Wawrzyniak.
Wiosną rozstrzygnięto w Polsce pierwszą aukcję i wyłoniono firmy, które otrzymają taką właśnie opłatę za gotowość. Zobowiązują się one, że kilka razy w roku na żądanie operatora ograniczą pobór mocy w zakresie zadeklarowanym podczas przystępowania do programu. Zarówno wolumen jak i czas trwania redukcji każdy z wykonawców deklaruje osobiście. „W ten sposób wychodzimy naprzeciw zróżnicowanym możliwościom przemysłu zainteresowanego usługą” – komentuje rozmówca PAP. I dopowiada: „W ramach tego projektu pomagaliśmy PSE stworzyć system aukcyjny – algorytm, który dobiera wykonawców usługi na podstawie charakterystyki złożonych przez nich ofert i zapotrzebowania w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym”.
Zwraca uwagę, że nie jest oczywiste, który z podmiotów biorących udział w przetargu jest lepszy. Czy ten, który jest tańszy? Czy ten bardziej niezawodny? Czy może ten, który może działać dłużej? Czy raczej ten, który oferuje dużo mocy? A może taki, który może zrezygnować z poboru mocy już pół godziny po otrzymaniu sygnału od operatora?
„To problem przypominający efektywne pakowanie plecaka. Nasz algorytm ma za zadanie najpierw optymalnie dobrać zasoby, które wezmą udział w takim programie, a następnie zarządzać tymi zasobami podczas wykorzystania usługi” – opisuje naukowiec. I dodaje, że kolejną rzeczą jest system rozliczania wykonawców z tego, czy wywiązują się ze swoich zobowiązań i rzeczywiście ograniczają pobór prądu. Tu również byłoby ciężko, gdyby nie badacze i opracowane przez nich algorytmy.
Narodowe Centrum Analiz Energetycznych to centrum naukowo-przemysłowe powołane przez Narodowe Centrum Badań Jądrowych w Świerku we współpracy ze spółką PSE Innowacje. Jednostka ta stanowi wsparcie merytoryczne dla PSE, związane m.in. z budowaniem modeli matematycznych i umiejętnością wykorzystywania dużych mocy obliczeniowych do rozwiązywania problemów optymalizacyjnych.
Polska Agencja Prasowa
