Rozwój elektromobilności w aglomeracjach miejskich

Z wielu analiz wynika, że aby spełnić teoretyczne scenariusze rozwoju elektromobilności, konieczna będzie budowa infrastruktury ładowania. W ciągu najbliższych 2–3 lat powinno powstać ponad 100 tysięcy stacji ładowania, a w ciągu kolejnych kilku lat prawie milion. Tylko przy takiej liczbie punktów ładowania można mówić o rozbudowanej strukturze stacji, dzięki którym możliwy będzie dynamiczny rozwój elektromobilności. W tej liczbie są oczywiście punkty ładowania indywidualnych właścicieli pojazdów elektrycznych, którzy będą je ładowali w swoich domach. To oczywiście oznacza ogromne inwestycje, które będą miały znaczny wpływ na rynek energii elektrycznej.

Zakłada się, że do 2050 roku popyt na energię elektryczną na potrzeby elektromobilności w całej Europie wyniesie ok. 8% całkowitego popytu na energię. Według założeń Ministerstwa Energii, jeśli po polskich drogach poruszać się będzie milion pojazdów elektrycznych, pociągnie to za sobą dodatkowy popyt na energię elektryczną od 2 do ponad 4 TWh rocznie [4]. W stosunku do całkowitego zapotrzebowania, które w roku 2019 wyniosło 169,4 TWh, nie jest to wielkość znaczna, ale konieczna do zabezpieczenia w przyszłości. Może się także okazać, że zapotrzebowanie na dodatkową energię będzie rozłożone nierównomiernie. Zdecydowanie większy popyt na energię pojawi się w dużych aglomeracjach miejskich, szczególnie wieczorami, gdy samochody podłączone będą do punktów ładowania. Jednak również tereny wiejskie mogą okazać się dużym wyzwaniem dla operatorów systemu dystrybucyjnego. Znaczny wzrost obciążenia spowodowany dużą liczbą samochodów elektrycznych może powodować przeciążenia starych i wyeksploatowanych wiejskich stacji transformatorowych, które najczęściej pozbawione są możliwości zdalnej regulacji. Dodatkowym wyzwaniem dla sieci elektroenergetycznej będzie przechodzenie transportu publicznego na energię elektryczną. Zakłada się, że już w 2025 roku prawie jedna trzecia spośród floty ponad 12 tys. autobusów w Polsce może być zasilana energią elektryczną. W drugiej połowie 2020 roku zarejestrowanych było 345 autobusów elektrycznych [1], a kolejne ogłaszane przez polskie miasta przetargi zdają się potwierdzać bardzo dynamiczny rozwój transportu miejskiego zasilanego energią elektryczną. Taka sytuacja z pewnością wygeneruje dodatkowe zapotrzebowanie na energię elektryczną.

Jednym z założeń rozwoju elektromobilności jest stwierdzenie, że duży udział samochodów elektrycznych pozwoli w przyszłości stworzyć możliwość bilansowania systemu elektroenergetycznego z ich udziałem. Zakłada się, że ładowanie pojazdów w okresie doliny nocnej, a następnie ich wykorzystanie jako mobilnych magazynów w okresie szczytowego zapotrzebowania na moc i energię pozwoli w przyszłości stabilizować sieć, w której duży udział będą miały odnawialne źródła energii. Czy tak się faktycznie stanie, trudno w tej chwili oceniać, wiele zależeć będzie od samych użytkowników pojazdów elektrycznych. To oni będą bowiem czynnymi uczestnikami tego bilansowania, a przede wszystkim ich przyzwyczajenia dotyczące pory ładowania pojazdów oraz chęć oddawania energii do sieci. Może się okazać, że wzrost liczby pojazdów elektrycznych może doprowadzić do zwiększenia różnic w zapotrzebowaniu na energię w ciągu doby [5].

Zatem planowany rozwój i modernizacja sieci powinny odbywać się dwutorowo. Z jednej strony konieczne będzie wprowadzanie zachęt do korzystania z punktów ładowania w wybranych godzinach doby, przede wszystkim w okresie doliny nocnej. Natomiast z drugiej, zakładając również dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii, a jednocześnie rezygnację z elektrowni węglowych, konieczne będzie wykorzystanie magazynowania energii do bilansowania systemu oraz wzmocnienie i rozwój sieci dystrybucyjnej.

Elektromobilność w miastach

Istnieje wiele czynników wpływających na rozwój mobilności w miastach. Wśród nich można wymienić takie jak: demografia, zagospodarowanie terenu, zarządzanie transportem, dostępność transportu publicznego, korzystanie z samochodów i lokalna gospodarka. Zarządzanie mobilnością w mieście jest ważnym wyzwaniem dla aglomeracji miejskich [6]. Jak wskazują badania, transport odpowiada za prawie jedną czwartą emisji gazów cieplarnianych. Z kolei transport w dużych aglomeracjach miejskich odpowiada za 40% całej emisji CO2 pochodzącej z transportu drogowego. Czynniki te powodują, że wielu obywateli jest narażonych na działanie szkodliwych emisji substancji pochodzących ze spalania paliw, które często przekraczają dopuszczalne poziomy.

W ostatnich latach można z tego powodu zauważyć wzrost świadomości klimatycznej, a także świadomości zdrowotnej wśród obywateli oraz rosnące obawy o bezpieczeństwo dostaw energii. Czynniki te powodują, że wzrasta zainteresowanie odejściem od paliw kopalnych na rzecz paliw alternatywnych i nowych układów napędowych pojazdów. Sektor transportowy jest bardzo podatny na zakłócenia w dostawie paliw i niestabilność cen ze względu na zależność od ropy naftowej.

Elektromobilność, jako nowe zjawisko, ze względu na swój bardzo dynamiczny charakter zmian, bez wątpienia stanie się czynnikiem, który będzie w znacznej mierze warunkował rozwój obszarów miejskich. Z punktu widzenia aglomeracji miejskich wdrażanie i rozwój transportu elektrycznego wymusi przede wszystkim konieczność [7, 8]:

• rozbudowy infrastruktury punktów ładowania w centrach miast, co w przypadku znacznego udziału liczby pojazdów elektrycznych będzie powodować wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną;
• określenia i ciągłego monitorowania minimalnej liczby punktów ładowania oraz ich rozbudowę w przestrzeni miejskiej;
• rozbudowy infrastruktury ładowania w pobliżu dróg szybkiego ruchu, węzłów komunikacyjnych, co również powodować będzie wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną na obszarach, na których sieć elektroenergetyczna jest stosunkowo słabo rozwinięta;
• zakup autobusów o napędzie elektrycznym, co powodować będzie zwiększanie zapotrzebowania na energię elektryczną w centrach miast, na dworcach autobusowych oraz zajezdniach.

Artykuł 36 Ustawy o elektromobilności [9] wskazuje, że każda jednostka samorządu terytorialnego, zamieszkana przez co najmniej 50 tysięcy mieszkańców, będzie zobligowana do posiadania w swej flocie transportu zbiorowego co najmniej 30% autobusów zeroemisyjnych. Realizacja tego celu będzie sporym wyzwaniem dla organów administracji samorządowej oraz działających na ich terenie operatorów transportu publicznego. Będzie to także wyzwanie dla operatora systemu dystrybucyjnego, ponieważ w związku z rozwojem elektromobilności konieczna będzie również rozbudowa infrastruktury ładowania. Wraz z powstawaniem kolejnych stacji i punktów ładowania niezbędne będą również inwestycje związane z rozbudową sieci elektroenergetycznych oraz przyłączeniem stacji ładowania do systemu.

W 2020 roku upłynął termin na opracowanie przez samorządy miast Planów Budowy Ogólnodostępnych Stacji Ładowania. Plan ten musi zostać poddany konsultacjom społecznym z udziałem mieszkańców gminy i w dalszej kolejności powinien zostać przekazany do operatorów systemów dystrybucyjnych, na obszarze działania, których planowane jest rozmieszczenie stacji ładowania. Zgodnie z przepisami ustawy o elektromobilności na podstawie tego Planu operator systemu dystrybucyjnego jest zobowiązany opracować program przyłączania ogólnodostępnych stacji ładowania.

Zatem zgodnie z ustawą operator systemu dystrybucyjnego ma obowiązek przygotowania, w gminach położonych na obszarze swojego działania, programu budowy ogólnodostępnych punktów ładowania. Wraz z tym programem musi również opracować program niezbędnych przedsięwzięć do przyłączenia tych punktów do sieci. Na podstawie tych programów gminy będą ogłaszać przetargi na operatorów infrastruktury ładowania. W przypadku, kiedy przetarg nie zostanie rozstrzygnięty, operator systemu dystrybucyjnego będzie zobowiązany do wybudowania i zarządzania ogólnodostępnym punktem ładowania.

Kolejnym zadaniem operatorów systemów dystrybucyjnych jest utrzymywanie ciągłości i niezawodności dostarczania energii elektrycznej oraz parametrów jakościowych energii elektrycznej. Wynika to Rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego [10]. Zapisano w nim, że przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej świadczy usługi dystrybucji tej energii na warunkach określonych w koncesji, w taryfie, w umowie o świadczeniu usług dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie kompleksowej oraz w instrukcji i eksploatacji sieci dystrybucyjnej. Zadania i obowiązki operatorów systemów dystrybucyjnych wymuszają zatem kontrolę wszystkich przyłączanych do sieci odbiorców pod kątem spełniania odpowiednich kryteriów jakościowych. Dotyczy to także ładowarek pojazdów elektrycznych, które przyłączone do sieci mogą wprowadzać zakłócenia.

Stan obecny krajowego systemu elektroenergetycznego

Obecna Krajowy System Elektroenergetyczny boryka się z wieloma problemami, głównie na poziomie sieci dystrybucyjnych i rozdzielczych. Najważniejszym wyzwaniem jest zaawansowany wiek dystrybucyjnych sieci rozdzielczych i stacji oraz doprowadzenie ich do pełnej automatyzacji. Takie działania zdecydowanie poprawią niezawodność zasilania i sprawią, że operatorzy sieci dystrybucyjnych będą mogli skutecznie reagować na coraz większy wpływ nowych technologii przyłączonych do ich sieci. Dotyczy to przede wszystkim znacznego wzrostu udziału prosumentów oraz planowanego udziału pojazdów elektrycznych. Jeśli nasz system elektroenergetyczny ma funkcjonować w sposób pewny i bezpieczny oraz brać udział w rozwoju elektromobilności, musi podlegać ciągłej modernizacji. Należy w tym miejscu zaznaczyć, że przy obecnej wyeksploatowanej infrastrukturze elektroenergetycznej na poziomie sieci dystrybucyjnej i rozdzielczej, trudno jest zapewnić odpowiedni poziomu niezawodności dostaw energii elektrycznej oraz zakładać dynamiczny rozwój elektromobilności [11].

Polski system elektroenergetyczny jest jednym z największych w Europie, a moc zainstalowana w nim na koniec 2019 roku wyniosła 46 799 MW. Maksymalne krajowe zapotrzebowanie na moc w 2019 roku wyniosło 26 504 MW. W porównaniu z danymi na koniec 2018 roku nastąpił wzrost tylko o około 860 MW mocy zainstalowanej, z czego znaczna część to moc zainstalowana w elektrowniach gazowych oraz źródłach odnawialnych. Jest to od kilku lat nowe zjawisko w krajowym systemie, do tej pory za największe przyrosty mocy zainstalowanej odpowiadały bowiem przede wszystkim elektrownie węglowe. Nadal głównym źródłem pozyskiwania energii w Polsce są właśnie elektrownie węglowe, a obecnie moc zainstalowana pochodząca z elektrowni zawodowych to ok. 70% mocy zainstalowanej. Natomiast udział odnawialnych źródeł energii (bez elektrowni wodnych zawodowych) w bilansie mocy zainstalowanej wyniósł na koniec 2019 roku ok. 19,9% (wiatrowych i innych odnawialnych), a produkcja energii z tych źródeł przekroczyła 9%. W tabelach 1. i 2. przedstawiono podstawowe dane dotyczące obecnej sytuacji w KSE. 

Jak można zauważyć, łączna moc zainstalowana w elektrowniach węglowych to ponad 30 GW, co stanowi ponad 67% mocy zainstalowanej, natomiast produkcja energii elektrycznej w tych źródłach to ponad 75%. Warto również zwrócić uwagę na fakt, że od 2016 roku wystąpiła konieczność bilansowania niedoborów energii elektrycznej w KSE importem z krajów sąsiednich i ta tendencja ma charakter wzrostowy. Ma to szczególny wydźwięk w rozważaniach na temat tego, czy zdołamy dostosować nasz miks energetyczny do wymagań postawionych przez Unię Europejską w pakiecie 3x20, który nakłada na nas zobowiązanie zwiększenia do 15% udziału zużycia energii pochodzącej z OZE (a nie udziału mocy zainstalowanej!). Jest to także istotne z punktu widzenia możliwości zasilania dynamicznie rozwijanego rynku infrastruktury ładowania pojazdów elektrycznych.

Sektor wytwarzania energii elektrycznej w naszym kraju opiera się w dużym stopniu na produkcji w znacznej części wyeksploatowanych już elektrowni węglowych. Struktura wiekowa KSE sprawia, że już w latach 2017–2019 wycofane z eksploatacji zostały bloki energetyczne w: Elektrowni Adamów (5x120 MW), Bełchatów (1x370 MW), a w najbliższym czasie dołączą do nich kolejne bloki: Bełchatów (1x370 MW), Łagisza (120 MW), Łaziska (2x125 MW), Siersza (120 MW) i Stalowa Wola (120 MW) [13]. Według scenariusza skumulowanych wycofań istniejących jednostek wytwórczych przedstawionego przez PSE S.A., który zakłada także wycofania ze względu na planowane wdrożenie konkluzji wprowadzających nowe standardy emisyjne (BAT – Best Available Techniques) [14], okazać się może, że do 2035 roku konieczne będzie wyłączenie ponad 20 GW źródeł wytwórczych [15]. Perspektywa wycofania z eksploatacji znacznych wartości mocy wytwórczych oraz niepewność uruchomienia planowanych projektów inwestycyjnych w aktualnych warunkach może implikować ryzyko niestabilnej pracy KSE oraz możliwości zaspokojenia przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną w najbliższej perspektywie.

Zgodnie z prognozami zapotrzebowania na moc i energię w najbliższej perspektywie krajowy system energetyczny może napotkać problemy w zbilansowaniu. Prognoza na najbliższe lata zakłada wzrost zapotrzebowania na moc zarówno dla szczytu letniego, jak i zimowego. W związku z koniecznością wycofania znacznych mocy z systemu elektroenergetycznego zarówno ze względu na wiek jednostek, jak i problem z wypełnieniem zobowiązań środowiskowych, konieczne będzie odtworzenie i budowa nowych mocy wytwórczych. Związany z tym będzie wymagany przyrost mocy zainstalowanej w KSE.

Zgodnie z założeniami projektu Polityki Energetycznej do roku 2040 w KSE mają powstać nowe elektrownie jądrowe, w 2033 pierwsza o mocy ok. 1–1,5 GW i kolejne pięć elektrowni co dwa lata. Oznacza to, że w najlepszym przypadku na koniec roku 2045 stabilność KSE będzie zapewniać 9 GW mocy z energetyki jądrowej. Kolejną propozycją jest inwestycja w farmy wiatrowe na morzu przy jednoczesnym wygaszaniu tych na lądzie. Równocześnie, według tego dokumentu, system ma wspierać duża ilość energii wytwarzanej z instalacji fotowoltaicznych, nawet do 20 GW w roku 2040. OZE ma odgrywać większą rolę jako wsparcie systemu, ma to się odbywać z wykorzystaniem energetyki prosumenckiej, na którą Projekt kładzie silny nacisk oraz podkreśla jej znaczenie dla bezpieczeństwa energetycznego. PEP2040 nie zakłada rezygnacji z energii produkowanej w elektrowniach konwencjonalnych, a raczej akcentuje rolę paliw kopalnych jako stabilizatora polskiej energetyki i ogólnie gospodarki.

Moc zainstalowana w elektrowniach węglowych ma być wciąż utrzymywana na poziomie 60% udziału w miksie przynajmniej do roku 2035. Scenariusz ten można określić jako węglowo-jądrowy. Obok przedstawionych założeń projekt podkreśla istotność wdrażania technologii zwiększających efektywność wytwarzania energii. Miks zgodny z powyższymi założeniami przedstawiono na rysunkach 1. i 2. odpowiednio dla udziałów poszczególnych źródeł w bilansie mocy i energii.

Wprowadzenie znacznej liczby pojazdów elektrycznych na rynek wygeneruje dodatkowy popyt na energię elektryczną. Zatem rozwój nowych źródeł wytwórczych opartych jedynie na źródłach odnawialnych będzie musiał być wsparty o źródła systemowe, które umożliwią regulację pracy systemu elektroenergetycznego. Duża liczba pojazdów elektrycznych oraz dynamiczny rozwój źródeł OZE, oba o stochastycznym charakterze pracy, z pewnością nie będą sprzyjały zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Jednak wraz z wycofywaniem z systemu węglowych źródeł wytwórczych warunkiem koniecznym do osiągnięcia poprawy bezpieczeństwa energetycznego jest budowa nowych instalacji opartych na systemach OZE, które będą w stanie uzupełnić energię elektryczną pochłoniętą przez użytkowane pojazdy elektryczne. W tym przypadku konieczne będzie również wprowadzanie do systemu energetycznego systemowych magazynów energii, które pozwolą na przesuwanie zmagazynowanej energii na okresy zwiększonego zapotrzebowania. Bez zainstalowania tych dodatkowych elementów systemu dynamiczny rozwój elektromobilności może doprowadzić do problemów w niezakłóconej dostawie energii elektrycznej.

Duża zmienność zapotrzebowania na energię elektryczną, jaka pojawi się wraz z coraz większym udziałem pojazdów elektrycznych, spowoduje konieczność regulacji mocy podstawowych jednostek wytwórczych oraz utrzymywanie znacznej liczby jednostek regulacyjnych. Jednostki wytwórcze, pracujące w podstawie obciążenia, które powinny pracować z mocą zbliżoną do znamionowej, w przypadku pracy z mocą mniejszą od znamionowej będą wytwarzać energię elektryczną ze znacznie niższą sprawnością. Z kolei utrzymywanie jednostek wytwórczych pracujących tylko w szczytach obciążenia wiązać się będzie z niewielkim czasem ich wykorzystania oraz bardzo wysokim kosztem jednostkowym wytwarzania energii elektrycznej.

Literatura

1. https://www.forum-energii.eu/pl/blog/elektromobilnosc-kse [dostęp: 15.12.2020r]
2. https://rozladowani.pl/rynek-w-niemczech-2020/ [dostęp: 02.06.2020]
3. https://wrc.net.pl/niemcy-maja-gdzies-rzadowe-doplaty-do-elektrykow-ich-zainteresowanie-autami-na-baterie-jest-ponizej-oczekiwan [dostęp: 02.06.2020]
4. Plan Rozwoju Elektromobilności w Polsce „Energia do przyszłości”, Ministerstwo Energii, 2017
5. Kwiatkiewicz P., Szczerbowski R., Śledzik W., Elektromobilność - Środowisko infrastrukturalne i techniczne wyzwania polityki intraregionalnej, Wydawnictwo FNCE, 2020
6. Sustainable Urban Mobility in the UE: No substantial improvment is possibile without Member State’s commitment, doi:10.2865/1094
7. Heidrich, O., Hill, G., Neaimeh, M., Huebner, Y., Blythe, P. i Dawson, R. How do cities support electric vehicles and what difference does it make?; Technological Forecasting & Social Change, no. 123, 2017
8. Krawiec, S. i Krawiec, K., Rozwój elektromobilności w Polsce. Uwarunkowania, cele i bariery. Zeszyty Naukowe Uniwersytetu Ekonomicznego w Katowicach, nr 332, 2017
9. Ustawa z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych, Dz.U. 2018 poz. 317
10. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 lutego 2008 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Dz. U. z 2008 r. Nr 30, poz. 178
11. Kłos M., Elektromobilność w Polsce - rozwój elektromobilności i związane z tym wyzwania dla systemu elektroenergetycznego, Sektor elektroenergetyczny, 1/2018
12. https://www.pse.pl/dane-systemowe/funkcjonowanie-rb/raporty-roczne-z-funkcjonowania-kse-za-rok/ [dostęp: 25.05.2020]
13. Zapewnienie mocy wytwórczych w elektroenergetyce konwencjonalnej, Departament Gospodarki, Skarbu Państwa i Prywatyzacji, KGP-4101-001-00/2014, Nr ewid. 17/2015/P/14/018/KGP
14. Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants, JOINT RESEARCH CENTRE Institute for Prospective Technological Studies Sustainable Production and Consumption Unit European IPPC Bureau, Final Draft, 2016
15. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016–2025, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., Konstancin-Jeziorna, 10 listopada 2015.
16. Szczerbowski R., Kornobis D., The proposal of an energy mix in the context of changes in Poland’s energy policy. Propozycja miksu energetycznego w kontekście zmian polityki energetycznej Polski. Polityka Energetyczna, tom 22, z. 3. Wyd. Instytutu GSMiE PAN, Kraków, s. 5 – 18. PL ISSN 1429-6675. 2019
17. Kuczyński K., Podstawowe wymagania dla stacji ładowania pojazdów elektrycznych, elektro.info, 12/2018.
18. Electric vehicles: driving the transition, Fourteenth Report of Session 2017–19, House of Commons Business, Energy and Industrial Strategy Committee, 2018, www.parliament.uk/beis [dostęp: 25.05.2020]
19. http://pie.net.pl/wp-content/uploads/2019/10/PIE-Raport_Elektromobilnosc.pdf 

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!