W roku 2017 turbiny wiatrowe odpowiadały za ponad 8 proc. krajowych dostaw energii elektrycznej. Co ciekawe, prognozy ich produkcji były bardziej trafione niż prognozy zapotrzebowania odbiorców. Jak zatem prognozuje się produkcję energii przez wiatraki?

Karol Mitraszewski, we współpracy z firmą Axpo oraz redakcją portalu Wysokie Napięcie, opracował interaktywne narzędzie pokazujące jak zachowują się polskie elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym.

Poniżej interaktywnego panelu prezentujemy wnioski jakie nasunęły się autorom w toku przygotowań do publikacji.

Obok panelu o rozdzielczości godzinowej (poniżej), autorzy przygotowali dla Państwa także panel prezentujący wartości średnie dzienne i obejmujący okres 2014 – 2018.

W ślad za autorami zachęcamy do odwiedzania obu stron również w przyszłości, ponieważ dzięki automatycznym aktualizacjom już zawsze będzie tu można obserwować najnowsze dane o produkcji polskich wiatraków.

PSEW jest przekonany, że niniejsze narzędzie będzie brakującym od dawna punktem odniesienia w dyskusjach na temat polskiej energetyki wiatrowej, toczących się dotychczas niestety w oderwaniu od konkretnych danych.

Od flauty do wichury

Z danych PSE wynika, że jeszcze nie zdarzyła się sytuacja, w której farmy wiatrowe w ogóle nie dostarczałyby energii do sieci albo pracowały na 100% swoich możliwości, zaś rozrzut ich produkcji jest bardzo duży. Ciekawym przykładem tej dynamiki jest okres między 18 a 25 grudnia 2017 roku. Najmniej mocy (niewiele ponad 30 MW, czyli zaledwie 0,5% mocy zainstalowanej) wiatraki dostarczały rano 18 grudnia. Następnie generacja rosła stopniowo przez kilka dni, aż wieczorem, 23 grudnia, przekroczyła 5.2 GW (czyli ok. 90% mocy maksymalnej).

Praca średnio na jedną czwartą

W 2017 roku współczynnik wykorzystania mocy wiatraków w Polsce wyniósł nieco ponad 28% (w stosunku do niecałych 23% w 2016 roku i 25% w 2015 roku). To zarówno efekt lepszej wietrzności, jak i coraz lepszych maszyn, które były instalowane jeszcze do połowy 2016 roku, gdy umożliwiały to przepisy (od tego momentu stawiane są pojedyncze używane turbiny z importu, których współczynnik wykorzystania mocy z pewnością jest poniżej średniej). Najnowsze wiatraki są bowiem projektowane z myślą o miejscach o średniej sile wiatru (które przeważają w Polsce) i dzięki temu dużo lepiej wykorzystują krajowy potencjał, niż instalowane kilka lat wcześniej maszyny starszego typu (dedykowane dla lokalizacji o dużej wietrzności).

Zwykle mniej niż więcej

Odsiewając dni ze średnią dzienną mocą wiatraków poniżej 1 GW oraz powyżej 4 GW wyraźnie widać, że tych pierwszych było w 2017 roku dużo więcej (135), niż tych drugich (zaledwie 16 dni). To powód dla którego Polskie Sieci Elektroenergetyczne planując długoterminowo dostępność mocy w Polsce uwzględnia także farmy wiatrowe, ale jako pewne przyjmuje jedynie 10% ich mocy zainstalowanej (obecnie to niespełna 600 MW, czyli wielkość zamkniętej 1 stycznia elektrowni węglowej Adamów).

Niewiele dni z bardzo dużą generacją oznacza także, że stosunkowo rzadko występuje problem nadmiaru mocy w systemie gdy silnie wieje, zapotrzebowanie odbiorców jest małe, a elektrownie węglowe nie mogą już ograniczyć produkcji ze względów bezpieczeństwa. Do tej pory z taką sytuacją mieliśmy do czynienia w Polsce zaledwie dwa razy – w okresie świąt Bożego Narodzenia 2016 i 2017 roku, gdy wiatraki pokryły aż 40% zapotrzebowania wszystkich odbiorców w Polsce.

Niemniej analizując infografiki wyraźnie widać, że wiatraki kilkukrotnie w ciągu 2017 roku odpowiadały za jedną trzecią dostaw mocy do odbiorców i dużo więcej, gdy ten udział oscylował wokół 20%. To pokazuje, że znaczny udział zmiennych źródeł energii powoli staje się już w Polsce codziennością, a PSE radzą sobie z bilansowaniem systemu pracującego w takich warunkach.

Niestabilni jak… odbiorcy?

Bardzo ciekawie przedstawia się porównanie godzinowej zmienności pracy farm wiatrowych ze zmiennością zapotrzebowania odbiorców. Okazuje się, że wiatraki bardzo rzadko zwiększają lub zmniejszają dostarczaną do sieci moc o więcej niż 200 MW na godzinę, a praktycznie nigdy nie zdarza się wzrost lub spadek przekraczający 600 MW/h. Z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy sieci bardziej kłopotliwi są odbiorcy. Godzinowa zmienność poboru zwykle przekracza 200 MW, a nierzadko dochodzi nawet do obniżenia zapotrzebowania o 1500 MW/h i (co gorsza) podwyższenia go nawet o 2000 MW w ciągu godziny (w 2017 roku godzinowy wzrost zapotrzebowania w przedziale od 1500 do 2000 MW wystąpił aż 250 razy.

Trzeba też mieć jednak na uwadze, że ostry wzrost zapotrzebowania może się pokryć z ostrym spadkiem produkcji farm wiatrowych, albo awaryjnym wyłączeniem jednego z bloków konwencjonalnych i wówczas problem dla operatora będzie podwójny (lub potrójny). Takie sytuacje należą na szczęście do rzadkości, ale nie da się ich wykluczyć. Dlatego operator dysponuje szeregiem planów awaryjnych na taką ewentualność.

Awarie dużych elektrowni gorsze od zmienności wiatru

Branża wiatrowa od lat zabiega, aby o elektrowniach wiatrowych mówiono jako o „zmiennych”, a nie „nieprzewidywalnych”. Pracę wiatraków można bowiem z bardzo dużą dokładnością przewidzieć, a w ostateczności zastąpić na wiele sposobów (innym źródłem, zmniejszeniem popytu, magazynowaniem). Przy czym wymaga to oczywiście dodatkowych nakładów finansowych, które należy brać pod uwagę przy całkowitym rachunku opłacalności miksu energetycznego.

Co ciekawe, zestawiając dokładność prognoz produkcji wiatrowej z nagłymi odstawieniami bloków konwencjonalnych można dojść do wniosku, że pod względem przewidywalności farmy wiatrowe wypadają w Polsce lepiej. Łączna moc bloków węglowych unieruchomionych nagle z powodu awarii wynosi zwykle 1-2 GW (do czego dochodzi najczęściej 2-4 GW planowanych odstawień do remontów), a bywa, że awarie potrafią unieruchomić nawet 5 GW elektrowni węglowych. Tymczasem, błąd prognozy generacji wiatrowej w horyzoncie godzinnym to średnio 0,1 GW, a właściwie nigdy nie przekracza on 0,4 GW.

Dużo mniejsze znaczenie mają także awarie elektrowni wiatrowych, których skutkiem może być nagłe zmniejszenie dostaw mocy o kilka MW, podczas gdy awaria największego bloku węglowego może skutkować ograniczeniem generacji o 1 GW.

Łatwiej przewidzieć wiatr niż odbiorców

Co ciekawe, przewidywalność pracy wiatraków wypada korzystniej także w zestawieniu z przewidywalnością zachowań odbiorców prądu.

W przypadku prognoz dostępnych na dwa dni przed planowaną produkcją, albo zużyciem energii, rozkład błędów prognoz dla wiatraków i odbiorców jest podobny. Przy czym prognozy generacji wiatrowej są średnio niedoszacowane o ok. 150-200 MW, a prognozy PSE dotyczące zapotrzebowania są przeszacowane.

Natomiast w przypadku prognoz godzinowych, wiatraki wykazują dużo mniejsze odchylenie od założeń niż pobór energii przez odbiorców. W 3/4 przypadków produkcja z wiatraków jest zgodna z prognozą co do 100 MW, a różnica nigdy nie przekracza 400 MW. W przypadku odbiorców błędy przekraczające 100 MW są dużo częstsze a odchylenia potrafią przekraczać 500 MW.

Oczywiście powyższe wnioski, odnoszące się do wartości bezwzględnych (mierzonych w MW) są prawdziwe tylko przy obecnym poziomie mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych. Gdyby wiatraków było dwukrotnie więcej, większe byłyby też błędy prognoz (choć niekoniecznie dwukrotnie wyższe), a uzupełnianie różnić w stosunku do prognoz byłoby bardziej problematyczne niż obecnie.

Elektrownie węglowe radzą sobie z bilansowaniem

Ponieważ wiatraki, obok elektrowni wodnych, słonecznych i atomowych, mają najniższe koszty zmienne produkcji, to niezależnie od jakichkolwiek przywilejów niemal zawsze będą dostarczać prąd na rynek przed elektrowniami węglowymi, gazowymi, czy na biomasę. Dlatego to ta ostatnia grupa musi się dostosować do warunków gry i – jak pokazują nasze zestawienia – wychodzi jej to bardzo dobrze.

Jeżeli spojrzymy na wykorzystanie przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne elektrowni szczytowo-pompowych (ESP), czyli ogromnych magazynów energii, to nie zauważymy istotnych zmian w sposobie ich użycia wraz ze wzrostem udziału wiatraków w krajowej produkcji w ostatnich latach. Co do zasady, ESP pompują wodę w nocy, aby elektrownie węglowe nie musiały tak bardzo ograniczać produkcji, a dostarczają prąd do sieci w ciągu dnia, by pokryć popołudniowy wzrost zapotrzebowania odbiorców. ESP nie są zatem używane przez operatora do kompensowania błędu w prognozach produkcji elektrowni wiatrowych. Gdyby tak było, ESP dostarczałyby lub odbierały nadmiar mocy z systemu niezależnie od pory dnia; błędy prognoz są bowiem losowe i zdarzają się przez całą dobę. Skoro ESP nie kompensują błędów w prognozach generacji wiatrowej (i zapotrzebowania), to muszą to robić elektrownie konwencjonalne: bloki w elektrowniach zawodowych są na polecenia operatora, bądź w ramach automatycznego mechanizmu sterowania częstotliwością, dociążane lub odciążane i dzięki temu energia pobierana i oddawana do sieci są sobie zawsze równe.

Widać też, że w wietrzne noce Polskie Sieci Elektroenergetyczne wykorzystują ESP do magazynowania nadmiarowej (i wobec tego taniej) energii z wiatraków – im wyższa jest generacja z farm wiatrowych nocą, tym więcej ESP pompują wody, czyli magazynują energii.