deficyt mocy

Groźba deficytu mocy w Polsce a ograniczenie szczytowego popytu i nowoczesne opomiarowanie jako sposoby zapobiegania problemom”.

Deficyt mocy i podjęte środki zaradcze • Aktualne prognozy bilansu mocy wskazują na zagrożenia bezpieczeństwa dostaw w latach 2016-2018 z powodu zbyt małych rezerw mocy w szczytach zapotrzebowania. Ponadto tempo rozwoju poszczególnych technologii również jest bardzo nierównomierne; energetyka wiatrowa rozwija się w szybszym tempie niż wynikające z Polityki Energetycznej Polski i Krajowego Planu Działań OZE, podczas gdy inwestycje w inne technologie maja słaba dynamikę. • Brak dotychczas istotnych przyrostów mocy wytwórczych o wysokich wskaźnikach dyspozycyjności, wskazywany w przygotowanym w ubiegłym roku przez Ministra Gospodarki Sprawozdaniu z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej za okres od dnia 1 stycznia 2011 r. do dnia 31 grudnia 2012 r. powoduje, że w najbliższych latach w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym może ulec zmniejszeniu moc dyspozycyjna jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych przez Operatora Systemu Przesyłowego. Przy przewidywanym jednocześnie wzroście szczytowego zapotrzebowanie na moc zarówno w okresach zimowych, jak i letnich powstaje (wskazywane również przez NIK w Informacji o wynikach kontroli Funkcjonowanie i bezpieczeństwa elektroenergetycznych sieci przesyłowych z dnia 31 marca 2014 r.) ryzyko wystąpienia deficytu mocy w tych okresach, szczególnie w latach 2015-2018. • Według bilansu wycofywanych z eksploatacji bloków energetycznych oraz budowy nowych, szacowany deficyt mocy dyspozycyjnej w szczycie zapotrzebowania wynosi: - dla szczytu zimowego - od ok. 95 MW w 2015 r., poprzez ok. 800 MW w 2016 r., do ok. 1100 MW w 2017 r., - dla szczytu letniego - od ok. 520 MW w 2016 r., poprzez ok. 680 MW w 2017 r., do ok. 30 MW w 2018 r. • W wyniku uruchamiania nowych jednostek wytwórczych o dużych wskaźnikach dyspozycyjności, począwszy od 2019 r. nadwyżka mocy dyspozycyjnej nad zapotrzebowaniem wzrośnie do bezpiecznego poziomu (zarówno zimą, jak i latem). • Dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej najważniejsze są działania, które zostały podjęte przez OSP z inicjatywy lub przy udziale Ministerstwa Gospodarki. Działania te sprawią, że w tym trudnym okresie lat 2015-2018 nie powinno być potrzeby wprowadzania ograniczeń w dostawach energii. Podjęte działania polegają na: - Tworzeniu warunków dla podejmowania inwestycji w nowe moce wytwórcze. Najlepszym przykładem zaangażowania administracji centralnej była inwestycja w nowe bloki w Elektrowni Opole, która została uroczyście zainaugurowana w lutym br. - Zapewnieniu dostępności tzw. zimnej rezerwy operacyjnej, czyli przedłużeniu żywotności tych bloków energetycznych, które w innych warunkach zostałyby poddane likwidacji. Ma to szczególne znaczenie w okresie, w którym przewiduje się możliwość, w przypadku zbiegu wielu ekstremalnych i niekorzystnych okoliczności, wystąpienia okresowych niedoborów nadwyżek mocy. Przewiduje się dzięki temu dostępność ok. 830 MW. - Wykorzystaniu redukcji zapotrzebowania na moc po stronie odbiorców w okresach szczytowego zapotrzebowania, co znakomicie przyczynia się do oszczędności i pozwala uniknąć budowy nowych bloków pracujących tylko w szczytach zapotrzebowania, przez co generujących wyłącznie drogą energię. Dotychczas odbiorca energii elektrycznej pełnił praktycznie bierną rolę, jako użytkownik systemu elektroenergetycznego, bowiem tylko pobierał energię. Działania spółki PSE S.A, pełniącej rolę Operatora Systemu Przesyłowego, zmierzają do zwiększenia świadomości odbiorcy w takim kierunku, żeby reagował on nie tylko na sygnały cenowe generowane przez rynek, ale również na potrzeby systemu elektroenergetycznego. Przewiduje się uzyskanie oszczędności w wysokości ok. 200 MW w horyzoncie do 2016 r. - Umożliwieniu wytwarzania energii elektrycznej odbiorcom na własne potrzeby (czyli tzw. prosumenci). Rozwiązania prawne zostały wprowadzone już w tzw. małym trójpaku, a dalej rozwijane będą w nowej ustawie o odnawialnych źródłach energii. - Zwiększeniu zdolności importowych przez budowę nowych połączeń i usuwaniu ograniczeń na istniejących połączeniach transgranicznych. Przykładem tego jest budowa mostu energetycznego Polska-Litwa, którego pierwszy etap będzie oddany do użytku w 2016 r. (dostępność mocy 500 MW w 2016 r. i kolejne 500 MW w 2020 r.) oraz udrożnienie połączenia Polska-Niemcy przy pomocy tzw. przesuwników fazowych i umów o współpracy między PSE o 50 Hertz Transmission przy zarządzeniu nieplanowanymi przepływami mocy i energii (w konsekwencji zwiększy się dostępność mocy zarówno importowych jak i eksportowych na tym profilu o co najmniej 500 MW). • Ponadto zostały podjęte przez OSP bieżące operatorskie środki zaradcze, takie jak: - Korekta pola remontowego jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD), czyli odpowiednia zmiana harmonogramu remontów. Przebieg krzywej bilansu mocy dla poszczególnych miesięcy wskazuje na możliwość uzyskania pozytywnego efektu poprzez przesunięcie remontów z miesięcy letnich. Dotyczy to przede wszystkim okresu do 2015 r., kiedy deficyt rezerw mocy dotyka tylko wybranych miesięcy. Potencjalne efekty można szacować na ok. 200 MW. - Uruchomienie rezerw mocy w jednostkach wytwórczych nie będących JWCD (nJWCD) w celu zapewnienia ciągłości i niezawodności dostaw energii elektrycznej. OSP zarządza ograniczeniami systemowymi, m. in. poprzez zakup usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych. Usługa ta służy do zapewnienia minimalnych, niezbędnych z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy KSE, wielkości generacji mocy czynnej oraz mocy biernej w poszczególnych „miejscach sieci” (węzłach lub obszarach skupiających określone węzły) w jednostkach nie będących jednostkami centralnie dysponowanymi. W celu skutecznej i efektywnej realizacji zadań w zakresie zarządzania ograniczeniami systemowymi OSP zawiera umowy o świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych z wytwórcami, których jednostki muszą produkować energię w ilościach zdeterminowanych przez względy bezpieczeństwa funkcjonowania KSE. Na podstawie doświadczeń lat ubiegłych wielkość dodatkowej mocy możliwej do pozyskania przez OSP z jednostek nJWCD wynosi ok. 300 MW. - Okresowa praca z przeciążeniem - usługa ta jest świadczona na rzecz OSP przez zdolne do takiej pracy jednostki wytwórcze aktywne (JGWa). Praca z przeciążeniem polega na prowadzeniu ruchu JGWa z obciążeniem powyżej jej mocy osiągalnej. Ze względu na stosunkowo niewielki wolumen mocy dostępnej obecnie dla OSP w ramach świadczonej usługi praca z przeciążeniem (ok. 100 MW) OSP rozważa zmianę zasad jej nabywania tak, by zachęcić wytwórców do jej świadczenia na rzecz OSP w szerszym zakresie. - Operatorski import energii - OSP zawarł z zagranicznymi operatorami systemów elektroenergetycznych umowy, które pozwalają w szczególnych przypadkach, po wykorzystaniu wszystkich środków dostępnych w kraju, na operatorski import energii. Można zakładać, że na podstawie tego typu umów PSE S.A. mogą uzgodnić w trybie operatorskim dostawy mocy na poziomie do 300 MW, jednakże dostępność tego typu pomocy jest przede wszystkim bardzo ograniczona ilościowo oraz obarczona dużym ryzykiem braku dostępności niezbędnej mocy w systemach sąsiednich (np. niekorzystne warunki pogodowe, powodujące problemy bilansowe mają przeważnie szerszy zasięg obszarowy).

Smart metering / smart grid • Jak wynika z przeprowadzonych w Polsce analiz opłacalności wdrożenia inteligentnego opomiarowania, wdrożenie tych systemów pomiarowych w Polsce jest nie tylko procesem koniecznym i opłacalnym, ale także wydaje się być nieuchronne, gdyż oprócz ogólnych rozwojowych tendencji europejskich i światowych oraz czerpania wzorców z państw dynamiczniej rozwijających się w zakresie wprowadzania nowych technologii przemawiają za tym zarówno przesłanki faktyczne, jak i względy formalnoprawne. • W celu realizacji polityki klimatycznej i wzrostu efektywności zużycia energii konieczne jest zastosowanie narzędzi, umożliwiających odbiorcom energii elektrycznej świadome z niej korzystanie, takich jak inteligentne opomiarowanie wraz z usługami mu towarzyszącymi. Umożliwiając odbiorcy stałe monitorowanie poziomu zużycia energii wraz z jednoczesnym wystawianiem rachunków według rzeczywistego zużycia, kształtować można w sposób najbardziej bezpośredni świadome, racjonalne i efektywne korzystanie z zasobów energetycznych państwa. Dodatkowym czynnikiem, szczególnie istotnym w Polsce, przemawiającym za zastosowaniem systemów smart, jest zmniejszenie zagrożenia niezbilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego. • Planowane jest wprowadzenie stosownych zapisów prawnych nakładających na operatorów systemu dystrybucyjnego (OSD) obowiązek zainstalowania liczników zdalnego odczytu skomunikowanych z systemem pomiarowym u co najmniej 80 % odbiorców końcowych przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV zgodnie z określonym harmonogramem do 2020 r. • Beneficjentami wdrożenia systemów inteligentnego pomiaru będzie ogół społeczeństwa. Dzięki instalowaniu tych systemów będzie możliwe wzmocnienie działania bodźców stymulujących odbiorców do pobierania energii elektrycznej w godzinach pozaszczytowych. Beneficjentami wdrożenia tych systemów pomiarowych będą także podmioty prowadzące działalność na rynku energii. Choć dla niektórych z nich, a w szczególności Operatorów Systemów Dystrybucyjnych będzie to oznaczało zaangażowanie ekonomiczne i organizacyjne na szeroką skalę, to także w ramach ich działalności przewiduje się odnotowanie znacznych korzyści, takich jak m. in. obniżenie różnicy bilansowej, obniżenie poziomu strat technicznych, obniżenie kosztów operacji na licznikach czy też zwiększenie wykrywalności nielegalnego poboru energii. Podkreślenia wymaga jednak fakt, iż korzyści te nie przewyższą koniecznych do poniesienia nakładów i będą odczuwalne długofalowo. • Prawodawstwo unijne nie nakłada na elektroenergetykę bezwzględnego obowiązku stosowania mechanizmów, które służyłyby rozwojowi sieci inteligentnej. Wskazuje jednak wyraźnie najważniejsze zadania podmiotów działających w tym obszarze. Są to: - wzrost niezawodności i bezpieczeństwa dostaw energii, - wzrost efektywności i racjonalizacja wykorzystania energii, - zmiana struktury wytwarzania energii, - nowa, aktywna rola odbiorców energii. Osiągnięcie tych celów będzie możliwe, gdy w sposób racjonalny zostanie wsparte wdrożeniem i wykorzystaniem koncepcji sieci inteligentnych. • W zakresie inwestycji dotyczących rozwoju inteligentnych systemów dystrybucji, niezwykle ważne jest ich rozpatrywanie z punktu widzenia zapewnienia bezpieczeństwa, niezawodności i efektywności dostaw energii. Projekty te powinny być dostosowane do realiów polskich i przyjętych celów w odniesieniu do budowy „smart grid”. Konieczne jest zdefiniowanie obszarów funkcjonalnych sieci inteligentnych, którym będą przypisane rodzaje inwestycji o określonej wadze, co z kolei pozwoli na priorytetyzację projektów w tym zakresie. Ma to zasadnicze znaczenie ze względu na zróżnicowanie inwestycji w zakresie smart grid w poszczególnych regionach (z uwagi na odmienną specyfikę i potrzeby sieci w różnych częściach kraju - przyłączanie OZE, w tym prosumentów). Dlatego też poszczególni OSD powinni mieć możliwość realizacji inwestycji wpisujących się przynajmniej w jedną funkcjonalność, zgodną z potrzebami danej sieci. • Sieć inteligentna będzie integrować w ramach systemu elektroenergetycznego przede wszystkim technologie informatyczne, zaawansowane rozwiązania telekomunikacyjne oraz nowe technologie z zakresu energoelektroniki. Jedynie dzięki takiej integracji możliwe będzie osiągnięcie celów stawianych przed nowoczesnymi systemami elektroenergetycznymi. • Wdrożenie sieci inteligentnej w szerokim zakresie w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych przyniesie szereg korzyści, takich jak: - wzrost poziomu niezawodności dostaw oraz jakości energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców sieciami dystrybucyjnymi, - integracja większej liczby źródeł generacji rozproszonej, - automatyzacja wielu funkcji związanych z zarządzaniem siecią, - aktywizacja odbiorców energii w zakresie jej użytkowania i produkcji, - rozwój elektrycznych środków transportu, - zwiększenie elastyczności systemu, - zwiększenie funkcjonalności w zakresie zarządzania i sterowania siecią.