Używając modelu polskiego rynku energii PyPSA-PL stworzonego przez Fundację Instrat oszacowaliśmy wpływ planu restrukturyzacji (opisanego w naszej publikacji) na bilans mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Przestawione wyniki mają charakter wstępny i nie są rekomendacją do planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego. Mają na celu pokazanie, jak duże są rozbieżności pomiędzy rządowymi dokumentami strategicznymi i jak nieumiejętne działania w obszarze polityki energetycznej doprowadzić mogą do poważnego zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego.
Kluczowe wnioski są następujące:
- Tempo rozwoju OZE nakreślone w ostatniej oficjalnej wersji PEP2040 nie jest wystarczające aby zapewnić Polsce bezpieczeństwo energetyczne
- Wyłączanie elektrowni zgodnie z harmonogramem przedstawionym w planie restrukturyzacji generuje ogromną lukę w bilansie mocy, mimo że tempo to jest zbyt wolne aby zrealizować unijne cele redukcji emisji lub postanowienia Porozumienia Paryskiego
- Od 2030 występują niedobory w KSE, które w 2040 roku sięgają 23 TWh (czyli ok. 10% zapotrzebowania brutto)
- Luka w bilansie mocy istnieje mimo założenia o terminowej realizacji projektów morskich farm wiatrowych, elektrowni atomowej oraz bloków gazowych
Rekomendujemy więc jak najszybsze podjęcie dyskusji o transformacji polskiego systemu elektroenergetycznego, w tym publikację wersji PEP2040 z realistycznym scenariuszem zastąpienia mocy węglowych w tempie zgodnym z deklaracjami Porozumienia Paryskiego i unijnymi celami klimatycznymi. W szczególności, wymaga to odblokowania inwestycji wiatrowych na lądzie, jak najszybszego uchwalenia ustawy o offshore, rozszerzenia mechanizmów wsparcia dla OZE (w tym dla magazynów energii). Wreszcie, konieczne jest otwarcie debaty o planowanej restrukturyzacji elektroenergetyki i harmonogramie odejścia od węgla, która dotychczas odbywała się za zamkniętymi drzwiami.
Założenia modelu
W obliczeniach użyto rozbudowanej bazy cieplnych jednostek wytwórczych, opartej na danych EBC, ARE, i własnych obliczeniach Instrat. Przeprowadzono szczegółową analizę kosztów wytwarzania energii w poszczególnych jednostkach wytwórczych (z dokładnością do bloków), co pozwoliło na stworzenie pełnego obrazu systemu merit-order, jak na rysunku poniżej.
Przyjęto założenia dot. cen CO2 i cen węgla ze wspomnianej “Koncepcji restrukturyzacji polskiego podsektora elektroenergetycznego“, w sposób oczywisty faworyzujące sektor węglowy (zaniżone):
Tempo rozwoju mocy wytwórczych pochodziło z ostatniej oficjalnej wersji PEP2040 – mimo szeregu zastrzeżeń, jest to wciąż podstawowy dokument planistyczny dotyczący polskiego sektora energetycznego. Optymistycznie założono, że projekty OZE (w tym morskie farmy wiatrowe), elektrownia atomowa czy nowe bloki gazowe zostaną oddane do użytku terminowo.
Tempo wygaszania bloków węglowych bazuje na “Koncepcji restrukturyzacji polskiego podsektora elektroenergetycznego” – jest szybsze niż w PEP2040 (również w stosunku do jej nieoficjalnej wersji z 2020 roku). Z drugiej strony, tempo to nie jest zgodne ze scenariuszem wynikającym z ustaleń Porozumienia Paryskiego. Warto zaznaczyć, że w 2040 r. zgodnie z PEP2040 w systemie pozostają jeszcze elektrociepłownie węglowe i elektrownie przemysłowe.
Zapotrzebowanie na energię elektryczną w latach 2020-2040 również pochodziło z PEP2040 (która korzysta z prognoz PSE w PRSP). Możliwości importowe bazują na planach zwiększenia przepustowości łączy transgranicznych PSE – po roku 2025 rosną do ok. 15 TWh rocznie (w PEP2040 są stałe w całym okresie prognozy).
Poniżej zaprezentowano wynikające z założeń moce zainstalowane.
Warto zaznaczyć, że wyniki optymalizacji w PyPSA-PL były testowane względem historycznych wartości produkcji energii elektrycznej w poszczególnych blokach węglowych i innych źródłach w roku 2019 – dla elektrowni zawodowych średnie odchylenie wyniosło jedynie 6% co pokazuje, że model niezwykle dokładnie odwzorowuje mechanikę uruchamiania poszczególnych źródeł wytwórczych.
Wyniki modelowania
Bazując na powyższych założeniach, oszacowano wpływ planu restrukturyzacji na bilansowanie krajowego systemu elektroenergetycznego.
Rokiem referencyjnym był rok 2020, w którym dominujący udział w wytwarzaniu energii ma węgiel kamienny i brunatny. Istotny jest też udział importu – aż 13 TWh w skali roku.
Rok 2030 przynosi znaczący wzrost mocy OZE w Polsce, co powoduje, że przy sprzyjających warunkach atmosferycznych, OZE pokrywają ponad 50% zapotrzebowania na energię elektryczną niemal zupełnie wypychając z miksu węgiel brunatny. Pojawiają się jednak pierwsze niedobory mocy.
W roku 2040 system się nie bilansuje – mimo pracy elektrowni konwencjonalnych z pełnym obciążeniem, w szczytach zapotrzebowania występują ogromne niedobory mocy.
Zagregowaną produkcję energii elektrycznej przedstawiono poniżej. Zgodnie z wykresem, w 2040 roku KSE nie dostarczy aż 23 TWh energii elektrycznej, co przełożyłoby się na niemal ciągłe ograniczenia w dostawach energii.
Wyniki modelu zawierają godzinowe wartości generacji dla każdej jednostki wytwórczej (których w modelu jest kilkaset), co pozwala na szczegółową analizę profili wytwarzania energii. Ciekawym przykładem jest profil produkcji energii w elektrowniach szczytowo-pompowych, dla których można pokazać także stan naładowania.
Model pokazuje również obciążenie infrastruktury sieciowej wynikające ze zmian w mocy zainstalowanej. Zapotrzebowanie koncentruje się w Polsce centralnej i południowej, gdzie historycznie umiejscowione także były elektrownie cieplne. W roku 2030 wyłącznie bloków węglowych oraz znaczne zwiększenie mocy elektrowni wiatrowych na Pomorzu przyczynia się do silnego obciążenie łączy północ-południe.
Przy tak ogromnej skali niedoborów energii, nie jest możliwe prognozowanie cen – konieczne jest wcześniejsze zbilansowanie systemu. Przy prawidłowych scenariuszach, model pokazuje jednak dynamikę cen w ciągu roku, co pozwala na analizę czynników je kształtujących – w szczególności widoczny jest spadek cen w momentach małego zapotrzebowania i/lub dużej generacji wiatrowej, oraz ich wzrost przy małej generacji z OZE i dużym zapotrzebowaniu.
Za pomocą modelu możliwe jest oszacowanie łącznych emisje CO2 z analizowanych jednostek wytwórczych. Należy pamiętać, że badanie obejmuje tylko sektor elektroenergetyczny, bez mniejszych elektrociepłowni czy elektrowni przemysłowych, prezentowane emisje krajowe są więc niższe niż suma dla energetyki i ciepłownictwa podawana przez Eurostat (155 mln t CO2 w 2018 r.). Emisje CO2 maleją po roku 2025, ale tempo redukcji nie jest wystarczające aby osiągnąć cele klimatyczne UE.
Wnioski
Aplikując harmonogram wyłączeń bloków węglowych z planu restrukturyzacji do tempa rozwoju OZE zgodnego z PEP2040 łatwo zauważyć, że moce zainstalowane w krajowym systemie elektroenergetycznym nie będą wystarczające aby pokryć zapotrzebowanie. Niepokojące jest jednak to, że w nowej odsłonie PEP2040 sytuacja wydaje się być jeszcze gorsza – suma mocy zainstalowanych jest bowiem mniejsza niż w wersji z 2019 r. a tempo OZE zostało drastycznie zredukowane. O tym napiszemy więcej wkrótce.
Należy natychmiast podjąć rzeczową debatę o przyszłości polskiej elektroenergetyki, proponując harmonogram wyłączeń elektrowni węglowych zgodny z celami UE oraz deklaracjami porozumienia paryskiego, a także scenariusze rozwoju OZE pozwalające na wypełnienie luki w bilansie mocy