Czy Polskę stać na atom?

[cwireq]

Tylko w tej kalkulacji warto dokonać pewnych korekt:
Jeżeli na południu nie wieje wiatr to z dużą doza prawdopodobieństwa wieje wtedy nad morzem i odwrotnie. Poza tym głównym elementem stabilizacji są sąsiednie systemy energetyczne (vide Niemcy "pompjacy" aktualnie nadwyżki prądu do Austrii przez Polskę i Czechy niezależnie od bezpośrednich polaczeń). Założenie że przez 7 dni nie wieje i nie świeci słońce w Polsce i u sąsiadów jest dosyć przewymiarowane. Z tych 3500GWh zrobi się 2000 a może 1500. Poza tym jak pisałem - aktualnie magazynowanie 1kWh dla elektromobilności to 45USD. Ogniwa oparte o tańszą chemię (sód?) już obecnie zeszły do 30-35USD czyli 120-140 zł ale mówimy o perspektywie 10-15 a może 20 lat. I wtedy można założyć że nie przekroczy to 15-20 USD. I nawet w tej kalkulacji to schodzi poniżej 160 mld zł.
To oczywiście nie jest postulat aby zarzucić budowę EJ ale filozoficznie założyć że ten MIX EJ-OZE może mieć znacznie inne proporcje niż nam się obecnie wydaje.

Niech zostanie 160mld zł, ale ile będzie kosztować zwiększenie OZE w Polsce. Aktualnie mamy 30GW mocy, potrzebowalibyśmy pewnie dziesięć razy więcej. Wciąż nie rozwiązujemy też problemu co z zimą, na czym opieramy energetykę na przełomie listopada i lutego.

 

[zibizz1]

Mamy 20GWp PV potrzbujemy jeszcze 80GWp, czyli 80mld. W pochmurny dzień w południe to da 3-5GW mocy, czyli 15GWh dziennie przy złej pogodzie w zimę, przy super pogodzie 200GWh dziennie, średnio 100GWh, pozostałe 400GWh trzeba z innych źródeł.
Wiatru mamy 10GW a potrzebujemy jeszcze ~60GW, na to 300mld zł
No i nadal potrzbujemy ok 8GW mocy na żądanie gdyby nie było ani słońca ani wiatru (gaz/węgiel/atom bo szczytowo pompowych tyle w Polsce się nie da)

 

[luki]

...I nie o punkty ładowania tu zasadniczo chodzi a o rozproszony i wydajny system akumulacji energii w skali kraju....

Właściwie to wystarczy niektóre* stacje transformatorowe SN/Nn wyposażyć w takie magazyny (odpowiednio zwymiarowane), żeby pozbyć się naprawdę wielu problemów, od nadprodukcji OZE do awarii związanej ze zdarzeniami pogodowymi.

*na początek wiadomo, że jakieś krytyczne obiekty, potem mieszkalne, itd

 

[AntoniFerdynand]

Mamy 20GWp PV potrzbujemy jeszcze 80GWp, czyli 80mld. W pochmurny dzień w południe to da 3-5GW mocy, czyli 15GWh dziennie przy złej pogodzie w zimę, przy super pogodzie 200GWh dziennie, średnio 100GWh, pozostałe 400GWh trzeba z innych źródeł.
Wiatru mamy 10GW a potrzebujemy jeszcze ~60GW, na to 300mld zł
No i nadal potrzbujemy ok 8GW mocy na żądanie gdyby nie było ani słońca ani wiatru (gaz/węgiel/atom bo szczytowo pompowych tyle w Polsce się nie da)

Pewnie masz dużo racji a to co opisałem nie jest wytworem grupy specjalistów ale inspiracją która wynika z wyliczeń MIT - zwłaszcza w kontekście tego ile będzie kosztowała i jaka będzie wydajność magazynowania energii za pomocą baterii. Dotychczas przyjęliśmy, ze jedyne sposoby magazynowania nadwyżek to prehistoryczne zbiorniki sztytowo-pompowe oraz mityczny wodór w dalekiej przyszłości. Na kanwie elektromobilnosci wystartował jednak temat ogniw bateryjnych a w ślad za tym magazynów energii (i tych w skali makro i tych przydomowych). I warto to przeliczyć na poziomie profesjonalnym nawet jeżeli ostatecznie uzna sie to za zbyt wczesne lub po prstu nierozwojowe - czyli ile to będzie kosztowac za 15-20 lat.

A co do produkcji energii - dotychczas koncentrowaliśmy się na panelach PV które bardziej czy mniej mają sezonowa charakterystykę (co nie wyklucza ich zastosowań) oraz energii z wiatraków on-grid czyli na lądzie. Największy potencjał to jednak przede wszystkim duze plantacje off-shere na Baltyku oraz wiatraki na pogórzu gdzie bardziej wieje. Z tego źródła możemy mieć 2-3 x więcej niż z obecnego OZE. Teoretycznie potencjał i potrzeby pokaźne mamy w zakresie hydroelektrowni, które jednocześnie mogłaby odpowiadać za retencję wody i kumulowanie jej na potrzeby suszy tudzież regulacji fal powodziowych. Tu jednak jakoś dziwnie przeciwni są ekolodzy, którzy od czasu tamy w Czorsztynie zatrzymali rozwój tej części energetyki. Mamy więc ochłapy typu Czorsztyn, Solina, Włocławek i podobno potencjał zagospodarowany w 12%.

I to co kluczowe - zarówno komponenty jak i całe systemy wytwarzania energii z OZE jesteśmy w stanie zrealizowac w Polsce praktycznie juz teraz a przy odpowiednim podejści rozwinąc te skale w przyszłości. Jesteśmy w stanie ściągnąć i rozwinąć w Polsce całą technologie akumulacji energii w oparciu o ogniwa. W przypadku EJ które są nieuniknione praktycznie całą technologie musimy importować - wyprowadzając pieniądze poza Polskę. i to powinien byc zasadniczy element tej kalkulacji.

 

[AntoniFerdynand]

Niech zostanie 160mld zł, ale ile będzie kosztować zwiększenie OZE w Polsce. Aktualnie mamy 30GW mocy, potrzebowalibyśmy pewnie dziesięć razy więcej. Wciąż nie rozwiązujemy też problemu co z zimą, na czym opieramy energetykę na przełomie listopada i lutego.

Wejście w morskie farmy wiatrowe może zwielokrotnić produkcje energii z oze bo nie ma takich problemów lokalizacyjnych a wiatr wieje praktycznie nieprzerwanie, co na lądzie stanowi pewien problem. W zimie rzeczywiście problem generuje produkcja z PV ale mocno zwiększa się produkcja z wiatru (nie wspominając już o tym co na morzu). Hydroelektrownie póki co sa pomijane ze względów podobno ekologicznych ale tez mają swój potencjał zwłaszcza jak trzeba będzie nawadniać pustynniejąca Polskę w pasie centralnym.
Od EJ nie uciekniemy ale możemy dobrze przemyśleć ile jej ostatecznie trzeba, zwłaszcza że wiąże się to z gigantycznym wypływem pieniądza bez tworzenia tysiecy miejsc pracy w Polsce związanej z tworzeniem (a nie konsumpcją) energii.

 

[nabrU]

Forumowi eksperci gdybają, a chyba lepiej przeczytać co tam PSE na ten temat sądzi w świeżutkim:

Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025 - 2034

Dokument ma 100 stron więc może wstawię pare konkretów, bo wątpię aby to ktoś czytał w całości

Według stanu na dzień 31.12.2023 r. PSE S.A. mają zawarte umowy o przyłączenie jednostek wytwórczych o łącznej mocy 20 191,4 MW, w tym 8 735,8 MW dot. konwencjonalnych jednostek wytwórczych, a pozostała moc ok. 11 455,6 MW dot. instalacji OZE, z czego 8 388,5 MW dot. morskich farm wiatrowych. Dodatkowo PSE S.A mają zawarte umowy o przyłączenie systemów dystrybucyjnych o łącznej mocy 595,1 MW i magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 1 901,4 MW.

Ponadto według stanu na dzień 31.12.2023 r. PSE S.A. wydały warunki przyłączenia dla:
▪ elektrowni jądrowej o mocy 3 720 MW,
▪ lądowych farm wiatrowych o łącznej mocy 1 070,1 MW,
▪ instalacji fotowoltaicznych o łącznej mocy 4 681,2 MW,
▪ morskiej farmy wiatrowej o mocy 101 MW,
▪ konwencjonalnych źródeł energii o łącznej mocy 300 MW,
▪ magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 9786,7 MW,
▪ instalacji odbiorczych (w tym transformatorów potrzeb ogólnych elektrowni) o łącznej mocy 1 090 MW,
▪ systemów dystrybucyjnych wnioskujących o przyłączenie do sieci przesyłowej o mocy 3 892,8 MW.
Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich doręczenia wnioskodawcy i stanowią warunkowe zobowiązanie do zawarcia umowy o przyłączenie.

Tylko na podstawie sumy mocy źródeł istniejących, zawartych umów o przyłączenie lub wydanych warunków przyłączenia oraz mocy morskich elektrowni wiatrowych określonej w ustawie o wsparciu morskich elektrowni wiatrowych, w perspektywie 10 najbliższych lat w KSE może pracować:
− ponad 43 GW źródeł słonecznych o potencjale produkcyjnym rzędu 43 TWh,
− około 18 GW lądowych elektrowni wiatrowych o potencjale produkcyjnym rzędu 55 TWh,
− około 18 GW morskich elektorowi wiatrowych o potencjale produkcyjnym rzędu 70 TWh.
Wraz z potencjałem produkcyjnym innych rodzajów OZE oznacza to możliwość produkcji znacznie powyżej 180 TWh rocznie energii odnawialnej w perspektywie 10 lat.

Należy mieć na uwadze, że znaczący przyrost mocy OZE będzie okresowo powodował nadpodaż energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym, szczególnie w okresach wietrznych i dużego nasłonecznienia. To z kolei przełoży się na konieczność ograniczania produkcji tych źródeł celem zapewnienia stabilnej pracy KSE albo alternatywnie wypracowania metod dla zagospodarowania ich nadmiarowej energii.

Mimo tak dużych mocy OZE wynikających z danych na temat prowadzonych procesów przyłączeń, inwestycje w elektrownie wiatrowe oraz źródła fotowoltaiczne bez odpowiednich magazynów energii w mocno ograniczonym stopniu wpływają na poprawę bilansu mocy.

Od kilku lat daty wyłączeń z eksploatacji istniejących jednostek wytwórczych na paliwa kopalne przekazywane przez krajowy sektor wytwórczy podawane są w formie wariantowej. Różnice wynikają głównie z prognozowanej rentowności po 1 lipca 2025 r., czyli terminie, od którego zgodnie z obowiązującymi przepisami jednostki oddane do eksploatacji przed 4 lipca 2019 r., które emitują więcej niż 550 g CO2 na kWh nie będą mogły uzyskiwać przychodów w ramach mechanizmu rynku mocy. Brak takiej rentowności może skutkować trwałym wyłączeniem poszczególnych jednostek pomimo technicznej możliwości ich dalszej eksploatacji. W przypadku niektórych z nich, czas życia może być wydłużany w ramach kolejnych działań modernizacyjnych i utrzymaniowych.

Zgodnie z zatwierdzonym przez Radę Ministrów w 2020 r. Programem Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ) łączna moc planowanych do wybudowania elektrowni jądrowych wynosi ok. 6-9 GW. Pierwszy blok w technologii jądrowej ma zostać oddany do eksploatacji w 2033 roku. Kolejne jednostki mają być oddawane do eksploatacji co dwa lata do 2043 roku.
Podmiotem odpowiedzialnym za przygotowanie procesu inwestycyjnego oraz pełniącym rolę inwestora są Polskie Elektrownie Jądrowe Sp. z o. o. (PEJ). Zgodnie z decyzją o ustaleniu lokalizacji w zakresie budowy obiektu energetyki jądrowej wydaną przez wojewodę pomorskiego w październiku 2023 r., pierwsza polska elektrownia jądrowa powstanie w gminie Choczewo, w lokalizacji Lubiatowo-Kopalino. Lokalizacja ta została wybrana w wyniku szczegółowych badań środowiskowych i lokalizacyjnych. W lokalizacji planuje się uruchomienie maksymalnie trzech bloków elektrowni jądrowej w następujących latach: 2033, 2035 i 2037. PSE S.A. w grudniu 2023 r. wydały PEJ warunki przyłączenia umożliwiające przyłączenie jądrowych źródeł wytwórczych o łącznej mocy 3 720 MW do planowanej na północy kraju nowej stacji 400 kV.

Obecnie wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną spowodowany rozwojem elektromobilności nie wpływa istotnie na pracę KSE. [ten cytat warto gdzieś zapisać i cytować, gdy ktoś będzie twierdził, że sieć nie wytrzyma tych wszystkich elektryków - przypis mój] Jednak w dłuższym horyzoncie pobór energii na potrzeby zasilania pojazdów elektrycznych będzie widoczny w każdej godzinie doby, także w godzinach szczytowego zapotrzebowania. Z tego powodu istotnym elementem będzie funkcjonowanie odpowiednich rozwiązań stymulujących racjonalizację poboru energii elektrycznej przez pojazdy elektryczne w szczytach, a także zapobieganie jednoczesnemu, wyższemu niż dopuszczalny, poborowi mocy ładowania w konkretnych lokalizacjach. Rozwiązaniami pozytywnie wpływającymi na kształt profilu dobowego ładowania pojazdów elektrycznych mogą być między innymi ceny dynamiczne oraz stosowanie rozwiązań typu smart charging, pozwalające na uwzględnianie sygnałów rynkowych i ograniczeń technicznych.

Polska sieć przesyłowa w 2034 r. ma stanowić solidną podstawę dla planowania przyszłych zmian w otoczeniu KSE. Ma nie ograniczać możliwości prowadzenia procesu transformacji energetycznej, a co za tym idzie, nie może stanowić wąskiego gardła dla osiągnięcia celu jakim jest neutralność klimatyczna w 2050 r. Powinna pozwolić na osiągniecie poziomu powyżej 50% udziału generacji OZE w zużyciu energii elektrycznej netto, bez znaczących ograniczeń w wydawaniu warunków przyłączenia do sieci dla lokalizacji nowych źródeł OZE, wynikających z aktualnych wniosków o określenie warunków przyłączenia.

SST - scenariusz swobodnej transformacji, SDT - scenariusz dynamicznej transformacji.

Gdyby ponownie jednak gdzieś ktoś chciał powiedzieć że przez elektryki sieć nie wytrzyma to proponuję gdzieś zachować poniższe wykresy.

 

[zibizz1]

Obecnie wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną spowodowany rozwojem elektromobilności nie wpływa istotnie na pracę KSE. [ten cytat warto gdzieś zapisać i cytować, gdy ktoś będzie twierdził, że sieć nie wytrzyma tych wszystkich elektryków - przypis mój]

Ja już od dawna proponuje takie ćwiczenia ze skoro w szczycie mamy 23-25GW to znaczy że sieć wytrzymuje te 25GW ciągłego obciążenie, czyli mozemy rocznie przesłać 220TWh( obecnie 170). Czyli 50TWh bez inwestowania złotówki w sieć przesyłową. Jedno auto elektryczne to 5MWh rocznie ( choć średni dystans jest mniejszy). Wychodzi 10mln elektrycznych aut osobowych tylko trzeba ta dodatkową energię jeszcze wytworzyć, przesłać jest czym ale w odpowiedniej porze.

 

[AntoniFerdynand]

Forumowi eksperci gdybają, a chyba lepiej przeczytać co tam PSE na ten temat sądzi w świeżutkim:

Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025 - 2034

Dokument ma 100 stron więc może wstawię pare konkretów, bo wątpię aby to ktoś czytał w całości

Według stanu na dzień 31.12.2023 r. PSE S.A. mają zawarte umowy o przyłączenie jednostek wytwórczych o łącznej mocy 20 191,4 MW, w tym 8 735,8 MW dot. konwencjonalnych jednostek wytwórczych, a pozostała moc ok. 11 455,6 MW dot. instalacji OZE, z czego 8 388,5 MW dot. morskich farm wiatrowych. Dodatkowo PSE S.A mają zawarte umowy o przyłączenie systemów dystrybucyjnych o łącznej mocy 595,1 MW i magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 1 901,4 MW.

Ponadto według stanu na dzień 31.12.2023 r. PSE S.A. wydały warunki przyłączenia dla:
▪ elektrowni jądrowej o mocy 3 720 MW,
▪ lądowych farm wiatrowych o łącznej mocy 1 070,1 MW,
▪ instalacji fotowoltaicznych o łącznej mocy 4 681,2 MW,
▪ morskiej farmy wiatrowej o mocy 101 MW,
▪ konwencjonalnych źródeł energii o łącznej mocy 300 MW,
▪ magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 9786,7 MW,
▪ instalacji odbiorczych (w tym transformatorów potrzeb ogólnych elektrowni) o łącznej mocy 1 090 MW,
▪ systemów dystrybucyjnych wnioskujących o przyłączenie do sieci przesyłowej o mocy 3 892,8 MW.
Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich doręczenia wnioskodawcy i stanowią warunkowe zobowiązanie do zawarcia umowy o przyłączenie.

Tylko na podstawie sumy mocy źródeł istniejących, zawartych umów o przyłączenie lub wydanych warunków przyłączenia oraz mocy morskich elektrowni wiatrowych określonej w ustawie o wsparciu morskich elektrowni wiatrowych, w perspektywie 10 najbliższych lat w KSE może pracować:
− ponad 43 GW źródeł słonecznych o potencjale produkcyjnym rzędu 43 TWh,
− około 18 GW lądowych elektrowni wiatrowych o potencjale produkcyjnym rzędu 55 TWh,
− około 18 GW morskich elektorowi wiatrowych o potencjale produkcyjnym rzędu 70 TWh.
Wraz z potencjałem produkcyjnym innych rodzajów OZE oznacza to możliwość produkcji znacznie powyżej 180 TWh rocznie energii odnawialnej w perspektywie 10 lat.

Należy mieć na uwadze, że znaczący przyrost mocy OZE będzie okresowo powodował nadpodaż energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym, szczególnie w okresach wietrznych i dużego nasłonecznienia. To z kolei przełoży się na konieczność ograniczania produkcji tych źródeł celem zapewnienia stabilnej pracy KSE albo alternatywnie wypracowania metod dla zagospodarowania ich nadmiarowej energii.

Mimo tak dużych mocy OZE wynikających z danych na temat prowadzonych procesów przyłączeń, inwestycje w elektrownie wiatrowe oraz źródła fotowoltaiczne bez odpowiednich magazynów energii w mocno ograniczonym stopniu wpływają na poprawę bilansu mocy.

Od kilku lat daty wyłączeń z eksploatacji istniejących jednostek wytwórczych na paliwa kopalne przekazywane przez krajowy sektor wytwórczy podawane są w formie wariantowej. Różnice wynikają głównie z prognozowanej rentowności po 1 lipca 2025 r., czyli terminie, od którego zgodnie z obowiązującymi przepisami jednostki oddane do eksploatacji przed 4 lipca 2019 r., które emitują więcej niż 550 g CO2 na kWh nie będą mogły uzyskiwać przychodów w ramach mechanizmu rynku mocy. Brak takiej rentowności może skutkować trwałym wyłączeniem poszczególnych jednostek pomimo technicznej możliwości ich dalszej eksploatacji. W przypadku niektórych z nich, czas życia może być wydłużany w ramach kolejnych działań modernizacyjnych i utrzymaniowych.

Zgodnie z zatwierdzonym przez Radę Ministrów w 2020 r. Programem Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ) łączna moc planowanych do wybudowania elektrowni jądrowych wynosi ok. 6-9 GW. Pierwszy blok w technologii jądrowej ma zostać oddany do eksploatacji w 2033 roku. Kolejne jednostki mają być oddawane do eksploatacji co dwa lata do 2043 roku.
Podmiotem odpowiedzialnym za przygotowanie procesu inwestycyjnego oraz pełniącym rolę inwestora są Polskie Elektrownie Jądrowe Sp. z o. o. (PEJ). Zgodnie z decyzją o ustaleniu lokalizacji w zakresie budowy obiektu energetyki jądrowej wydaną przez wojewodę pomorskiego w październiku 2023 r., pierwsza polska elektrownia jądrowa powstanie w gminie Choczewo, w lokalizacji Lubiatowo-Kopalino. Lokalizacja ta została wybrana w wyniku szczegółowych badań środowiskowych i lokalizacyjnych. W lokalizacji planuje się uruchomienie maksymalnie trzech bloków elektrowni jądrowej w następujących latach: 2033, 2035 i 2037. PSE S.A. w grudniu 2023 r. wydały PEJ warunki przyłączenia umożliwiające przyłączenie jądrowych źródeł wytwórczych o łącznej mocy 3 720 MW do planowanej na północy kraju nowej stacji 400 kV.

View attachment 23551

Obecnie wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną spowodowany rozwojem elektromobilności nie wpływa istotnie na pracę KSE. [ten cytat warto gdzieś zapisać i cytować, gdy ktoś będzie twierdził, że sieć nie wytrzyma tych wszystkich elektryków - przypis mój] Jednak w dłuższym horyzoncie pobór energii na potrzeby zasilania pojazdów elektrycznych będzie widoczny w każdej godzinie doby, także w godzinach szczytowego zapotrzebowania. Z tego powodu istotnym elementem będzie funkcjonowanie odpowiednich rozwiązań stymulujących racjonalizację poboru energii elektrycznej przez pojazdy elektryczne w szczytach, a także zapobieganie jednoczesnemu, wyższemu niż dopuszczalny, poborowi mocy ładowania w konkretnych lokalizacjach. Rozwiązaniami pozytywnie wpływającymi na kształt profilu dobowego ładowania pojazdów elektrycznych mogą być między innymi ceny dynamiczne oraz stosowanie rozwiązań typu smart charging, pozwalające na uwzględnianie sygnałów rynkowych i ograniczeń technicznych.

Polska sieć przesyłowa w 2034 r. ma stanowić solidną podstawę dla planowania przyszłych zmian w otoczeniu KSE. Ma nie ograniczać możliwości prowadzenia procesu transformacji energetycznej, a co za tym idzie, nie może stanowić wąskiego gardła dla osiągnięcia celu jakim jest neutralność klimatyczna w 2050 r. Powinna pozwolić na osiągniecie poziomu powyżej 50% udziału generacji OZE w zużyciu energii elektrycznej netto, bez znaczących ograniczeń w wydawaniu warunków przyłączenia do sieci dla lokalizacji nowych źródeł OZE, wynikających z aktualnych wniosków o określenie warunków przyłączenia.

View attachment 23552
SST - scenariusz swobodnej transformacji, SDT - scenariusz dynamicznej transformacji.

Gdyby ponownie jednak gdzieś ktoś chciał powiedzieć że przez elektryki sieć nie wytrzyma to proponuję gdzieś zachować poniższe wykresy.

View attachment 23553


View attachment 23554

View attachment 23555
View attachment 23556

View attachment 23557
View attachment 23558

Ciekawe dane chociaż ta koncepcja jest mocno konserwatywna, tj. marginalnie odnosi się do możliwości kumulacji energii. Może 2034 z perspektywy końca 2023r. nie dawał perspektywy taniego magazynowania niemniej tu nie wygląda to na istotny komponent.

Ciekawa jest też niska wielkość parametru EJ na poziomie 1200-2300 MW ale z drugiej strony do 2034 zakładam że jedyny działający reaktor atomowy w Polsce będzie działał w Świerku. Niestety nigdzie nie pojawia się informacja jak ww moc EJ przełoży się na produkcję w TWh bo raczej chyba nie mnoży się to przez 24h x 365 dni w roku (jakieś przerwy czy modulowania produkcji) chociaż ta kalkulacja przekłada się jak szybko liczę na 10-20 TWh (przy gigantycznych nakładach)

To co się rzuca w oczy to poniższe przełożenie mocy nominalnej z przełożeniem na oczekiwaną produkcję:
Widać jak bardzo PV jest sezonowa ale też jak różni się efektywność farm wiatrowych na lądzie i na morzu - z tych samych 18GW jest przełożenie na 55 i 70 TWh energii czyli stabilność źródła na morzu jest niezmiernie wysoka.

"w perspektywie 10 najbliższych lat w KSE może pracować:
− ponad 43 GW źródeł słonecznych o potencjale produkcyjnym rzędu 43 TWh,
− około 18 GW lądowych elektrowni wiatrowych o potencjale produkcyjnym rzędu 55 TWh,
− około 18 GW morskich elektorowi wiatrowych o potencjale produkcyjnym rzędu 70 TWh"

I kluczowy dla moich/naszych dywagacji fragment:
"Wraz z potencjałem produkcyjnym innych rodzajów OZE oznacza to możliwość produkcji znacznie powyżej 180 TWh rocznie energii odnawialnej w perspektywie 10 lat.

Należy mieć na uwadze, że znaczący przyrost mocy OZE będzie okresowo powodował nadpodaż energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym, szczególnie w okresach wietrznych i dużego nasłonecznienia. To z kolei przełoży się na konieczność ograniczania produkcji tych źródeł celem zapewnienia stabilnej pracy KSE albo alternatywnie wypracowania metod dla zagospodarowania ich nadmiarowej energii.

Mimo tak dużych mocy OZE wynikających z danych na temat prowadzonych procesów przyłączeń, inwestycje w elektrownie wiatrowe oraz źródła fotowoltaiczne bez odpowiednich magazynów energii w mocno ograniczonym stopniu wpływają na poprawę bilansu mocy."

Pytanie wiec zasadnicze czy na północy nie powinno się mocniej postawić na wiatrowe farmy morskie skoro sa one tak stabilne (np podwajając założenia), a jednocześnie bardziej w głąb lądu postawić na rozproszone modele magazynowania energii skoro koszty w tym zakresie tak dynamicznie spadają.

 

[nabrU]

To co się rzuca w oczy to poniższe przełożenie mocy nominalnej z przełożeniem na oczekiwaną produkcję:
Widać jak bardzo PV jest sezonowa ale też jak różni się efektywność farm wiatrowych na lądzie i na morzu - z tych samych 18GW jest przełożenie na 55 i 70 TWh energii czyli stabilność źródła na morzu jest niezmiernie wysoka.

"w perspektywie 10 najbliższych lat w KSE może pracować:
− ponad 43 GW źródeł słonecznych o potencjale produkcyjnym rzędu 43 TWh,
− około 18 GW lądowych elektrowni wiatrowych o potencjale produkcyjnym rzędu 55 TWh,
− około 18 GW morskich elektorowi wiatrowych o potencjale produkcyjnym rzędu 70 TWh"

Efektywność farm wiatrowych widać na poniższych wykresach (trzeba tylko poczytać raport ). Widać wyraźnie, że lądowe radzą sobie o wiele gorzej (bo i wiatr pewnie mniejszy).

Bardziej zaskakująca jest wydajność FV: ledwie jakieś 25% maks. Stąd 'tylko' 43 TWh z 43GW.

 

[AntoniFerdynand]

Efektywność farm wiatrowych widać na poniższych wykresach (trzeba tylko poczytać raport ). Widać wyraźnie, że lądowe radzą sobie o wiele gorzej (bo i wiatr pewnie mniejszy).

Bardziej zaskakująca jest wydajność FV: ledwie jakieś 25% maks. Stąd 'tylko' 43 TWh z 43GW.

View attachment 23571

Ale z farm wiatrowych - morskich z przełożenia 16GW/70TWh moze wynikać nie tylko to że sa one stabilne sezonowo jak wskazuje wykres ale też dzień po dniu. Na lądzie raz może być bezwiecznie a na drugi dzień może nieźle dmuchać kiedy na pełnym morzu może być w tym samym czasie cały czas wiać. Ze słońcem jest jeszcze gorzej bo nie dosyć ze jest to sezonowe, co akurat da się przewidywać (i reagować) to dochodzi jeszcze ta nieregularność z dnia na dzień kiedy np. mamy w lecie kilka dni deszczowych.
Zapewne najbardziej stabilne i wydaje będą hydroelektrownie niemniej tu jest z jednej strony jakiś ban ekologiczny na ich budowę, pochłaniają dużo czasu ale i pieniędzy. Moze to jednak byc jakaś alternatywa na południu Polski, gdzie w rejonach górskich dało by się ich trochę zbudować łącząc elementy antypowodziowe i retencyjne. Wtedy byłoby stabilne źródło na północy (farmy morskie) i południu (hydroelektrownie).