Radomski: Oto najnowsza strategia Polskich Sieci Elektroenergetycznych (ANALIZA)

22 marca 2024, 07:35 Atom

– Największa zmiana względem planu z 2022 roku wynika z rewizji ustawy o morskiej energetyce wiatrowej, w wyniku której łączna zakładana moc farm wiatrowych na morzu wzrosła z 10,9 GW do 17,9 GW. […] Rozprowadzenie mocy po krajowej sieci elektroenergetycznej będzie wymagało inwestycji sieciowych o skali porównywalnej z wyprowadzeniem mocy z elektrowni jądrowej – pisze Daniel Radomski, współpracownik BiznesAlert.pl.

• Większość nowej mocy ma zostać zlokalizowana na terenie Ławicy Odrzanej i będzie przyłączona do nowej stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na terenie Pomorza Zachodniego, między Koszalinem a Goleniowem.
• Jedną z podstaw do analiz są nieaktualne krajowe dokumenty strategiczne: Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030 (KPEIK) w wersji z 2019 roku oraz PEP 2040. Operator bierze jednak pod uwagę znacznie więcej danych zebranych z rynku, takich jak wnioski o warunki przyłączeniowe, wyniki aukcji mocy oraz ankiety przeprowadzone wśród krajowych przedsiębiorstw energetycznych i inwestorów planujących budowę nowych konwencjonalnych źródeł energii.
• W miarę wyłączania kolejnych źródeł cieplnych, wzrostu udziału OZE oraz rozrostu sieci przesyłowej, w systemie spada ilość masy wirującej (głównie wirniki generatorów) oraz rośnie pojemność elektryczna sieci. Rodzi to szereg wyzwań.
• W strategii pozostają wszystkie uprzednio zaplanowane inwestycje dedykowane realizacji zasilania kolejowej części programu Centralnego Portu Komunikacyjnego i nie pojawiły się żadne nowe elementy tego typu. Ostatnią dużą nowość stanowi rozpoczynjąca się w Ełku, lądowa wersja transgranicznego połączenia z Litwą.

Największa zmiana względem planu z 2022 roku wynika z rewizji ustawy o morskiej energetyce wiatrowej, w wyniku której łączna zakładana moc morskich farm wiatrowych wzrosła z 10,9 GW do 17,9 GW. Większość nowej mocy ma zostać zlokalizowana na terenie Ławicy Odrzanej i będzie przyłączona do nowej stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na terenie Pomorza Zachodniego, między Koszalinem a Goleniowem. Rozprowadzenie po krajowej sieci elektroenergetycznej mocy z tej stacji będzie wymagało inwestycji sieciowych o skali porównywalnej z wyprowadzeniem mocy z elektrowni jądrowej. Powstaną dwie dwutorowe linie prowadzące w rejon Szczecina oraz Koszalina, a także dwutorowa linia na południe kraju. Wespół z inwestycjami sieciowymi w rejonie Zagłębia Miedziowego stworzy to nową energetyczną magistralę północ-południe w zachodniej części Polski.

Prognoza zapotrzebowania na energię

Po raz kolejny wzięto pod uwagę wpływ szerokiego wdrożenia pojazdów elektrycznych, pomp ciepła i technologii wodorowych na zmianę zapotrzebowania. 2021 rok zamknął się w tym zakresie wartością 174,4 TWh, zaś 2023 rok 167,5 TWh. Wyniki prognoz w horyzoncie 2040 są zbliżone do otrzymanych dwa lata temu: w zależności od scenariusza, nastąpi wzrost do poziomu między 200 a 230 TWh.

Na drodze w nieznane: przewidywanie przyszłości

Jedną z podstaw do analiz są nieaktualne krajowe dokumenty strategiczne: Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030 (KPEIK) w wersji z 2019 roku oraz PEP 2040. Operator bierze jednak pod uwagę znacznie więcej danych zebranych z rynku, takich jak wnioski o warunki przyłączeniowe, wyniki aukcji mocy oraz ankiety przeprowadzone wśród krajowych przedsiębiorstw energetycznych i inwestorów planujących budowę nowych konwencjonalnych źródeł energii. Z tego względu strategia rozwoju sieci prezentuje możliwie aktualne, oraz znacznie bardziej zbliżone do nadchodzącej rzeczywistości prognozy niż jakakolwiek oficjalna rządowa strategia, a także bywa z tymi strategiami rozbieżna. Celem PSE jest bowiem przygotowanie się na wszelkie możliwe scenariusze, ale przede wszystkim na to co rzeczywiście nadejdzie – system musi działać niezależnie od tego, czy stan faktyczny wyprzedza oficjalne strategie, czy też jest wobec nich zapóźniony.

Curtailment: it’s not a bug, it’s a feature

Poprzedni plan rozwoju zakładał zdolność do obsłużenia 50-procentowego udziału źródeł odnawialnych w wyprodukowanej energii w horyzoncie 2030 roku. Obecny plan wyznacza cele na 2034 rok, gdzie udział ten może sięgnąć nawet 58 procent. Dynamiczny rozwój sieci przesyłowej nie zapewnia jednak możliwości odebrania nadwyżek produkowanych przez źródła odnawialne – nie jest bowiem zadaniem sieci odbiór nadwyżek. Immanentną cechą sztywnej sieci elektroenergetycznej jest konieczność utrzymania równości między energią wprowadzaną do sieci i odbieraną z tej sieci, jest to warunek niezbędny dla utrzymania częstotliwości na stałym poziomie 50 Hz.

Za zbilansowanie powinien odpowiadać rynek, ale obecny jego kształt rzadko prowadzi do wykształcenia się ujemnych cen przy nadprodukcji ze źródeł odnawialnych, nie występują też kary za wprowadzenie do sieci energii niesprzedanej na rynku. Z tego względu operator przewiduje reformę rynku bilansującego, która będzie prowadzić do redukcji nierynkowych odcięć energii nadprodukowanej przez źródła odnawialne – właściciele instalacji będą się sami odłączać w obawie przez ujemnymi cenami na rynku bilansującym. Będzie to jednocześnie silna rynkowa zachęta do inwestycji w magazyny energii i zarabianie na arbitrażu. Szerzej o bilansowaniu i planowanych zmianach opowiedział Konrad Purchała, dyrektor Departamentu Zarządzania Systemem PSE, w podcaście „Pod Najwyższym napięciem”.

Analizy PSE wskazują, że w 2034 roku niezbilansowaniu (oraz odcięciu) będzie podlegać ok. 15±1 procent energii, którą OZE będą w wstanie wytworzyć, zaś nadpodaż będzie występować przez 80 procent godzin w roku. Im więcej OZE, tym większy curtailment. Nie należy tego traktować jako coś złego – zmodyfikowany rynek doprowadzi bowiem do sytuacji równowagi, w której po pierwsze wzrosną zdolności magazynowania energii, a po drugie nastanie moment, gdy kolejne inwestycje w OZE przestaną być silnie atrakcyjne finansowo, co powinno ograniczyć dalszy przyrost tego rodzaju źródeł.

Węgla w 2034 już (prawie) nie będzie

Udział węgla w produkcji do 2034 roku ulegnie redukcji do poziomu od 4,2 (8,4 mln t) do 6,5 procent (10.0 mln t) dla węgla kamiennego oraz od 1,9 (6,1 mln t) do 2,7 procent (7.2 mln ton) w zakresie węgla brunatnego. W nawiasach podano zapotrzebowanie na paliwo. Wartości te są rozbieżne z zagrożeniami tzw. Umowy Społecznej ze związkowcami górniczymi, a także z aktualizacją Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu, którą ministerstwo klimatu i środowiska przekazało niedawno do Komisji Europejskiej.

Lądowa linia HVDC

W poprzednim planie rozwoju wprowadzono megaprojekt pod postacią wewnętrznego połączenia stałoprądowego z północy na południe kraju o mocy 4GW, które powinno być gotowe na 2033 rok. To również data uruchomienia pierwszego bloku nadmorskiej elektrowni jądrowej. Dołożenie dodatkowych mocy offshorewind na północy jest kolejnym przyczynkiem potwierdzającym konieczność powstania tej linii.

Operator zakończył pierwszą fazę studium wykonalności i wybrał rozwiązanie funkcjonalne, które będzie przedmiotem dalszych analiz w drugim etapie prac, gdzie rozpocznie się wstępne analizowanie trasy, którą będzie przebiegać linia. Połączone zostaną stacja Krzemienica pod Słupskiem oraz stacja Byczyna koło Jaworzna.

Realizacja linii zmniejszy obciążenie sieci prądu przemiennego, zwiększy stabilność pracy sieci oraz będzie mniej kosztowna niż realizacja kilku linii prądu przemiennego, pozwoli też na sterowanie przepływem mocy oraz zredukuje zapotrzebowanie na instalację kompensatorów synchronicznych.

Trudne sprawy

W miarę wyłączania kolejnych źródeł cieplnych, wzrostu udziału OZE oraz rozrostu sieci przesyłowej, w systemie spada ilość masy wirującej (głównie wirniki generatorów) oraz rośnie pojemność elektryczna sieci. Rodzi to szereg wyzwań w zakresie zapewnienia stabilności częstotliwości i zarządzania rozpływem mocy biernej. PSE widzi potrzebę inwestycji w zarządzanie tymi parametrami poprzez instalację kompensatorów synchronicznych lub statycznych (ang. statcom), wskazuje jednocześnie na możliwość wykorzystania w tej roli generatorów z wyłączanych bloków węglowych.

SMR goni duży atom

Harmonogram powstawania dużego atomu konserwatywnie przyjęto zgodnie z Programem polskiej energetyki jądrowej (PPEJ), a zatem pierwszy blok w 2033 roku z szansą na oddanie drugiego bloku jeszcze w 2034 roku. Nie uwzględniono zatem widocznego gołym okiem opóźnienia – ale wynika to z oparcia się w tej mierze na nieaktualnej rządowej strategii z 2021 roku. W zakresie SMR, we wpływających do PSE wniosków o warunki przyłączeniowe wynika, że do 2034 roku powinno funkcjonować od dwóch do trzech małych bloków jądrowych. Z podanej przez PSE mocy netto wynika że chodzi o reaktory BWRX-300 – są to jedyne inwestycje tego typu które złożyły wnioski o decyzje środowiskowe i rozpoczęły procedurę wstępnej oceny transgranicznej (w Stawach Monowskich procedura już się zakończyła).

Jak podłączyć duży atom

Gmina Choczewo stanie się energetyczną stolicą Polski. Obecnie trwa już budowa stacji elektroenergetycznej Choczewo, która ma być punktem przyłączenia dla 6,4 GW morskich farm wiatrowych. Usytuowana w tej samej gminie elektrownia jądrowa według dotychczasowych założeń nie miała być bezpośredniego podłączana do stacją Choczewo, ale ten stan uległ zmianie – do wyprowadzenia mocy z EJ zostanie częściowo wykorzystana infrastruktura powstająca na potrzeby MFW. Łącznie nowe linie dedykowane do wyprowadzenia mocy z elektrowni jądrowej sięgną w rejon Grudziądza oraz Konina.

Na powyższej grafice widać kolejne inwestycje mające na celu wzmocnienie sieci wewnątrz kraju oraz rozprowadzenie mocy z północy do centrum i na południe kraju: połączenie rejonu Grudziądza z Płockiem z nową stacją w rejonie Włocławka, dołożenie kolejnego toru z Płocka do podwarszawskiego Ołtarzewa, a także połączenie okolic Konina ze Strykowem z nową stacją w rejonie Kutna. Wokół Warszawy mają zaś powstać 3 nowe stacje.

Własne zasoby mocy OSP i planowane magazyny energii

PSE podtrzymują wolę realizacji własnych źródeł energii lub magazynów, które działałyby tylko w sytuacjach ekstremalnych warunków pogodowych, ograniczonej dostępności energii elektrycznej możliwej do zaimportowania lub zwiększonej niedostępności konwencjonalnych źródeł wytwórczych. W tym celu zakłada się realizację przez PSE jednego lub kilku źródeł opalanych gazem lub paliwem płynnym, opartych o turbinę gazową lub silniki tłokowe o łącznej mocy 500MW, ewentualnie magazynów o tożsamej mocy zdolnych do pracy z nią przez 8 godzin.

W wykazie inwestycji sieciowych znalazło się multum zapisów dotyczących rozbudowy punktów sieci przesyłowej mającej na celu przyłączenie bateryjnego magazynu energii – inwestycje tego typu są rozsiane po całej Polsce i dotyczą już niemal wszystkich punktów węzłowych sieci, co częściowo można było zaobserwować w grudniowej aukcji rynku mocy. Zapowiada to szereg kolejnych inwestycji tego typu, co pozwoli na lepsze wykorzystanie nadwyżek energii ze źródeł odnawialnych.

Całokształt

W strategii pozostają wszystkie uprzednio zaplanowane inwestycje dedykowane realizacji zasilania kolejowej części programu Centralnego Portu Komunikacyjnego i nie pojawiły się żadne nowe elementy tego typu. Ostatnią dużą nowość stanowi rozpoczynjąca się w Ełku, lądowa wersja transgranicznego połączenia z Litwą „Harmony Link”, które zapowiedziano jako kablową linię poprowadzoną wzdłuż projektowanego połączenia kolejowego „RailBaltica”.

Prognozy PSE przygotowują krajowy system elektroenergetyczny na wszystkie możliwe scenariusze rozwoju. Osiągnięcie udziału OZE rzędu 56 procent będzie się jednak wiązało z ogromnymi kosztami: 64 mld zł na system przesyłowy – w tym 4,3 mld na podłączenie Elektrowni Jądrowej oraz 1,3 mld zł na zachodnią magistralę dedykowaną nowym MFW.

Luka wytwórcza

Przytoczone powyżej analizy opierają się na założeniu braku wymiany transgranicznej. Wymiarowanie połączeń transgranicznych jest realizowane równolegle i wiąże się z aktualną sytuacją na rynku. Obecne analizy nie wykazały potrzeby proponowania kolejnych projektów tego typu poza realizowanym od kilku lat „Harmony Link”. Dokument PSE kończy się prezentacją wyników analizy wystarczalności, która także opiera się na kilku założeniach. Oprócz wspomnianego braku wymiany transgranicznej, założono brak wsparcia dla źródeł węglowych po 1 lipca 2025 oraz oddanie do użytku (oprócz źródeł odnawialnych) tych jednostek konwencjonalnych i magazynów energii, które posiadają zawartą umowę mocową na rynku mocy. Analiza ma na celu zobrazowanie skutków zaniechania budowy elektrowni konwencjonalnych i jądrowych.

W wynikach analizy pojawia się „mała luka wytwórcza” w latach 2025-2027, sięgająca w szczycie 3400 MW. Ten problem będzie można „zasypać” dzięki derogacji dla wsparcia źródeł węglowych, ale ta opcja wyczerpie się w 2028 roku. Następnie od roku 2029 rośnie wielka luka wytwórcza rozumiana jako wymagana dodatkowa moc dyspozycyjna (sterowalna), która w 2040 roku osiąga wartość 13 600 MW. W tym zakresie głównym rozwiązaniem powinny być rządowe bloki jądrowe, które miały pojawić się w 2033 roku – ale złapały już niemal dwa lata opóźnienia.

W zakresie poradzenia sobie z „dużą luką wytwórczą”, operator dostrzega na rynku możliwość zakontraktowania jeszcze ok. 3GW mocy gazowych (na co składają się głównie Kozienice i Siekierki), a także możliwość powstania nowych magazynów energii realizowanych w różnych technologiach, nowych elektrowni biomasowych i biogazowych oraz pespektywę wdrożenia po 2030 roku technologii wodorowych i paliw alternatywnych. Ostatecznością – ostatnio coraz częściej stosowaną – będzie import energii w ramach pomocy międzyoperatorskiej oraz formy ograniczania popytu, głównie poprzez usługi typu DSR.

Operator odsłania karty o tym jak wyprowadzi moc duetu atomu i OZE