Energia dla miasta 2050

W obliczu rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną warto postawić ma odnawialne źródła energii oraz rozbudowę inteligentnych sieci. Smart grid umożliwi lepsze zarządzanie systemem energetycznym.

Do 2050 r. 75 proc. ludzi będzie mieszkało w miastach. Szacuje się, że globalna populacja miast wzrasta o dwie osoby na sekundę. – Chociaż europejskie miasta uważane są za mniej głodne energii (energy-hungry) niż wysoko zindustrializowane metropolie USA czy Australii, to więcej ludzi oznacza więcej gospodarstw domowych i większe zużycie energii elektrycznej – mówi Agnieszka Nosal, dyrektor Oddziału Dystrybucji Grupy Kapitałowej PKP Energetyka. – Zmienia się tzw. profil zużycia energii. Wprawdzie stosujemy urządzenia energooszczędne, ale ich liczba wzrasta. Jeśli dodamy do tego rosnącą popularność elektromobilności (samochody, autobusy, a nawet środki transportu indywidualnego, takie jak hulajnogi i rowery), to widać, że energia staje się dobrem ekologicznym – stwierdza dyrektor PKP Energetyka.

CZYTAJ TAKŻE: Technologie niosą postęp, ale to nie wszystko

W skali kraju zapotrzebowanie na energię elektryczną rośnie o ok. 2 proc. rocznie, a w przypadku miast – nawet o 6 proc. – Dlatego tak ważne jest zapewnienie największym miastom stabilnych dostaw energii elektrycznej, m.in. poprzez budowę lub modernizację infrastruktury przesyłowej, czyli linii najwyższych napięć i stacji. Dzięki temu możliwe jest doprowadzenie do miast mocy z różnych kierunków, co zwiększa bezpieczeństwo dostaw – tłumaczy Tomasz Tarwacki, zastępca dyrektora Departamentu Rozwoju Systemu w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych.
Zgodnie z prawem energetycznym zadaniem samorządów jest opracowanie założeń do planu zaopatrzenia miasta, m.in. w energię elektryczną. – Przedsiębiorstwa energetyczne są dla samorządów partnerem w tym obszarze, np. udostępniając i uzgadniając plany rozwoju sieci dystrybucyjnej – opisuje Nosal.

Charging plugs sit connected to an electric charging station outside the Volkswagen AG (VW) factory in Dresden, Germany/Bloomberg

Foto: energia.rp.pl

Wyzwania elektromobilności
Najważniejsze zadanie to zapewnienie wydajnej sieci dystrybucyjnej dla potrzeb zarówno miasta, jak i jego mieszkańców. Np. PKP Energetyka od lat współpracuje z Kolejami Mazowieckimi. – Rozmawiamy też o rozwiązaniach dla elektrycznego transportu autobusowego – zdradza plany dyrektor PKP Energetyka.
Elektromobilność będzie miała duże znaczenie dla sposobu funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Nie tylko zwiększy się zapotrzebowanie na energię elektryczną, lecz zmieni się także dobowy cykl jej wykorzystania. – Przykładowo po zmroku nie będzie spadku zapotrzebowania na moc, jak ma to miejsce obecnie, lecz wzrost – wtedy samochody elektryczne będą się ładować. Z drugiej strony można sobie wyobrazić scenariusz, w którym ogniwa samochodów elektrycznych będą działać jak magazyny energii, mogące oddawać energię do sieci – opisuje Tarwacki.

CZYTAJ TAKŻE: Polskie samorządy stawiają na smart city

Ładowanie prywatnych samochodów nie powinno być problemem dla systemu, jeśli założymy, że większość z nich będzie ładowała się wolno, przez całą noc. – Dużym wyzwaniem może być zaplanowanie i zrealizowanie sieci stacji ładowania obsługujących ruch miejski. Budowa stacji ładowania będzie uzależniona od rozwoju sieci dystrybucyjnych, bowiem nie zawsze w miejscach, gdzie planowane będą stacje, jest zapewniona moc – ostrzega Nosal.
W odniesieniu do skali rynku globalnego samochody elektryczne stanowią znikomą część. Szacuje się jednak, że rynek będzie gwałtownie rósł, głównie samochody osobowe i transport publiczny. – Elektromobilność stanowi szansę dla dostawców energii, gdyż takie pojazdy są niejako magazynami energii i mogłyby pobierać lub oddawać do sieci energię elektryczną w zależności od potrzeb systemu. Z drugiej strony są zagrożeniem, ponieważ niekontrolowane szybkie ładowanie z wysokimi mocami może prowadzić do lokalnego przeciążenia sieci dystrybucyjnej – obawia się Łukasz Zimnoch, rzecznik Tauronu. – Dopiero smart grid umożliwi współpracę pojazdów elektrycznych z siecią elektroenergetyczną bez negatywnego wpływu na parametry pracy systemu – dodaje.

Płatności za gotowość mają kosztować PSE ok. 32 mln z rocznie

Foto: energia.rp.pl

Inteligentne sieci
Zimnoch wskazuje, że przedsiębiorstwa wprowadzają dynamiczne zarządzanie sieciami przesyłowymi i dystrybucyjnymi za pomocą punktów pomiarowych i kontrolnych rozmieszczonych na wielu węzłach i łączach, które stanowią podstawę inteligentnych systemów. – Dzięki inteligentnym sieciom spółka dystrybucyjna może kontrolować dostawy energii, rozpływy w sieci, sprawniej zarządzać jej wyłączeniami, szybciej reagować na awarie, bilansować moce przyłączanych farm wiatrowych czy biogazu, a także lepiej współpracować z krajowym systemem elektroenergetycznym – wymienia zalety inteligentnych sieci Zimnoch. – Nasze sieci będą coraz bardziej przypominały energetyczny internet, z całą jego różnorodnością i złożonością – przypuszcza rzecznik Tauronu.

CZYTAJ TAKŻE: Przyszłość, której oczekiwaliśmy, już jest. Dowodem są technologie smart

Ostrzega jednak, że przerzucenie kosztów rozwoju inteligentnych sieci tylko na barki operatorów systemów dystrybucyjnych, których regulowana działalność nie jest w stanie zapewnić odpowiednich inwestycji, spowoduje znaczne opóźnienie tego procesu.
Jako pierwszy (i do dziś jedyny) operator sieci dystrybucyjnej w Polsce PKP Energetyka posiada 100 procent inteligentnych liczników tzw. AMI (advanced metering infrastructure), połączonych z centralnym systemem online. Ich inteligencja polega m.in. na możliwości zdalnego rekonfigurowania lub wysyłania do operatora informacji o przerwie w dostawie w czasie rzeczywistym. – Usuwamy usterkę, często zanim klient w ogóle się zorientuje, że nie miał prądu. Dzięki AMI system energetyczny jest niewidoczny dla klienta – podkreśla Nosal. – Inwestujemy również w magazyn energii dla trakcji, czyli zapewnienie prądu dla częstych przejazdów szybkich pociągów. Pierwsze takie rozwiązanie zostanie uruchomione w listopadzie tego roku. W uproszczeniu magazyn energii to duża bateria litowo-jonowa, która wolno się ładuje, ale bardzo szybko oddaje energię w przypadku dużego zapotrzebowania na moc – opisuje dyrektor PKP Energetyka.

W czwartek PSE prognozowały zapotrzebowanie na 23 GW mocy w szczycie. Jednak rekord nie został pobity, bo burze schłodziły powietrze

Foto: energia.rp.pl

Nowe  źródła energii
Nosal dodaje, że w długofalowej perspektywie branża przejdzie z dużych jednostek wytwarzania na system rozproszony. – Energetyka rozproszona daje niezależność od tradycyjnych sieci energetycznych. Może pozwolić na większą elastyczność miast w kształtowaniu polityki energetycznej – uważa dyrektor PKP Energetyka.
Miasta przyszłości będą wykorzystywać różne formy generacji rozproszonej energii elektrycznej. – Wspólnoty mieszkaniowe już zaczynają o tym myśleć. Lepiej zbudować energetykę odnawialnych źródeł energii (OZE), niż trzymać fundusze w banku – uważa Robert Grudziński, ekspert rynku energii. Wskazuje, że rosnące ceny prądu zachęcają do tego typu inwestycji. – Instalacja wiatrowa zwróci się w cztery lata, a fotowoltaiczna (PV) – w pięć – szacuje Grudziński.

Wind turbines/Bloomberg

Foto: energia.rp.pl

Jednak energetyka rozproszona ma też minusy. Jest nieprzewidywalna i dlatego wymaga magazynów energii i sprawnego bilansowania sieci. – Inteligentne i wzmocnione sieci dystrybucyjne są niezbędne do dalszej integracji zdecentralizowanych, małych źródeł OZE, prosumentów oraz zapewnienia bezpieczeństwa i niezawodności dostaw energii. Dlatego też kluczową sprawą w najbliższym czasie będzie ustalenie na poziomie UE ram regulacyjnych odnośnie do nowych ról i odpowiedzialności operatorów sieci przesyłowych, określenie nowej struktury kosztów i płatności sieciowych – przewiduje rzecznik Tauronu.
Jednak zwiększona moc zainstalowana w OZE negatywnie odbija się na wytwarzaniu konwencjonalnym (mniej godzin pracy, wymuszenia, częste kosztowne włączenia i wyłączenia jednostek) – tak bardzo ciągle potrzebnym, jeżeli chcemy mieć zasilanie przez 24 godziny na dobę. – Mimo wielu przełomowych technologii nadal nie potrafimy akumulować ogromnych i wystarczających ilości energii, dlatego w okresach braku wiatru czy słońca system energetyczny nadal będzie wspierany przez konwencjonalne bloki. Budowane jednostki (Opole B5, B6, JAW910 czy oddany do użytkowania blok 1075 MW w Kozienicach) prawdopodobnie powinny pracować jeszcze w 2050 r. – sądzi rzecznik Tauronu.