Transformacja energetyczna w horyzoncie najbliższych 30 lat stanowi wyzwanie w zakresie tworzenia polityk publicznych, rozwoju infrastruktury na poziomie centralnym oraz lokalnym jak również dostosowania się odbiorców końcowych do zmieniających się warunków zewnętrznych. W debacie publicznej brakuje wykorzystania transparentnych i weryfikowalnych analiz opartych na rzetelnych i odtwarzalnych danych oraz modelach.

Badanie transformacji energetycznej realizowane w Narodowym Centrum Badań Jądrowych polega na wyznaczaniu optymalnych kosztowo harmonogramów inwestycyjnych dla infrastruktury wytwórczej i przesyłowej oraz ustalaniu najbardziej korzystnych punktów pracy wykorzystywanych urządzeń. Przez optymalność kosztową rozumiemy zmniejszenie łącznego kosztu działania badanego systemu energetycznego jako całości - jest to spojrzenie z punktu widzenia centralnego planisty. 

Prace, które są prowadzone w NCBJ mają na celu wsparcie podejmowania decyzji przez bardzo zróżnicowane grupy potencjalnych odbiorców: od administracji centralnej i operatora sieci przesyłowych przez operatorów sieci dystrybucyjnych, jednostki samorządu terytorialnego, spółki ciepłownicze lub przemysł po poziom odbiorcy końcowego tj. pojedynczy budynek jedno- czy wielorodzinny. 

Dlaczego warto mieć pełną perspektywę różnych poziomów.

Kompleksowe modelowanie całego systemu energetycznego wymaga szeregu uproszczeń i założeń w zależności od przyjętej perspektywy, odpowiadającej konkretnym potrzebom badawczym. Dlatego też badamy transformację energetyczną na trzech głównych, współgrających ze sobą, poziomach odpowiadających potrzebom potencjalnych interesariuszy: krajowym (centralnym), samorządowym (lokalnym) oraz domowym (skala mikro). Złożoność obecnych systemów energetycznych nie pozwala na szczegółowe modelowanie wszystkich gospodarstw domowych, czy też nawet wszystkich samorządów w ramach jednego dużego modelu. Stąd też potrzeba wprowadzenia odpowiednich poziomów agregacji obszarowej i czasowej – tym większej im większy jest modelowany obszar i dłuższy horyzont czasowy. 

Najbardziej całościowym ujęciem jest modelowanie całości sytemu energetycznego kraju z uwzględnieniem bilansowania wszystkich rodzajów energii wykorzystywanych w systemie. Badamy możliwe i najtańsze sposoby zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną, ciepło zarówno na potrzeby systemowe jak i indywidulane, wodór, chłód oraz potrzeby energetyczne związane z rozwojem elektromobilności. Na poziomie całego kraju konieczne jest uwzględnienie powiązań pomiędzy istniejącymi oraz nowopowstającymi sektorami gospodarki. Przyjęcie 30 lat jako horyzontu analizy pozwala na długoterminowe uchwycenie wzajemnych interakcji pomiędzy czynnikami zewnętrznymi takimi jak projekcje cen paliw, opłat emisyjnych oraz kosztów technologii wytwórczych oraz rozwoju sieci przesyłowych. 

Model na poziomie kraju wymaga przyjęcia szeregu uproszczeń związanych z ograniczeniami obliczeniowymi. Uzyskane wyniki, po przeprowadzenia analizy wrażliwości na małe zmiany parametrów, umożliwiają ustalenie warunków brzegowych dla analiz transformacji lokalnych systemów energetycznych oraz dla pojedynczego odbiorcy. Wyniki na poziomie krajowym umożliwiają określenie zmian miksu wytwórczego oraz dokonanie przewidywania krańcowych kosztów energii (LCOE i LCOH).

Na poziomie lokalnym, na przykład samorządowym, jesteśmy w stanie zwiększyć poziom ziarnistości badania. W obrębie jednostki samorządu terytorialnego, można z większą szczegółowością określić zastaną bazę wytwórczą jak również wykorzystać istniejące plany inwestycyjne jako warunki brzegowe do modelowania. Poziom lokalny analizy pozwala na lepsze niż na poziomie krajowym odwzorowanie strony popytowej modelu. Wiedza na temat struktury odbiorców energii i ich charakterystyki zapotrzebowania na wszystkie uwzględnianie w modelowaniu rodzaje energii umożliwia zwiększenie rozdzielczości modelu i poprawę jakości wyników. 

Wyniki uzyskiwane podczas modelowania transformacji na tym poziomie pozwalają na wsparcie polityk inwestycyjnych realizowanych przez JST oraz badanie interakcji pomiędzy elementami systemu energetycznego. W szczególności jesteśmy w stanie analizować perspektywy rozwoju i ewolucji systemu ciepłowniczego oraz wpływu elektryfikacji ogrzewnictwa, ciepłownictwa i elektromobilności na lokalny system energetyczny. Badanie elektryfikacji jest szczególnie istotne w kontekście postępującego ocieplenia klimatu, którego obserwowanym już efektem jest zwiększanie się zapotrzebowania na energię elektryczną wykorzystywaną do wytwarzania chłodu.

Ostatnim poziomem modelowania, którym zajmujemy się w ramach swoich działań jest poziom pojedynczego odbiorcy końcowego. W tym przypadku jesteśmy w stanie wykorzystać dane warunki brzegowe pochodzące z wyników uzyskanych na poziomach krajowym oraz lokalnym. Perspektywa odbiorcy końcowego pozwala na bardzo dokładne ujęcie strony popytowej, a optymalizacja na tym poziomie pozwala na stworzenie realnego, indywidualnego planu inwestycyjnego oraz określenie charakterystyki pracy urządzeń (generatorów i magazynów). 

Zefir – nowe spojrzenie na modelowanie transformacji energetycznej

Modelowanie przebiegu transformacji energetycznej na każdym z opisanych wyżej poziomów stało się możliwe dzięki narzędziu Zefir rozwijanemu przez NCBJ od 2019 roku. Jest to metamodel służący do optymalizacji oraz zestaw bibliotek programistycznych wspierających przygotowanie i obróbkę danych wejściowych oraz wyjściowych, jak również wizualizację wyników. 

Podobnie jak w przypadku konkurencyjnych rozwiązań obecnych na rynku główną cechą narzędzia Zefir pozostaje optymalizacja miksu wytwórczego w zadanej rozdzielczości czasowej oraz ustalanie punków pracy urządzeń. 
Natomiast jego nową i unikalną cechą jest wbudowany koncept tzw. lokalnych koszyków technologicznych. Lokalny koszyk technologiczny jest oddzielnym, wyróżnionym sposobem zaspokajania wszystkich potrzeb energetycznych grupy odbiorców (agregatu). Przykładowo agregat 100 budynków wielorodzinnych, grupa odbiorców, może charakteryzować się swoistymi profilami zapotrzebowania na energię elektryczną, ciepło, podgrzewanie ciepłej wody użytkowej oraz chłód. Koszyk technologiczny reprezentowany jest przez zestaw technologii wytwórczych i/lub przesyłowych pozwalających na realizację potrzeb odbiorców.

Koncept ten jest obsługiwany przez serce narzędzia Zefir, model optymalizacyjny PyZefir. Jest to model typu bottom-up pozwalający na odwzorowanie systemu energetycznego w ujęciu linii i węzłów. Podstawową relacją w modelu jest bilansowanie energii w węzłach modelu. Strona popytowa reprezentowana jest przez agregaty odbiorców o zbliżonych profilach zapotrzebowania na wszystkie rozważane rodzaje energii oraz identyczne możliwości technologiczne ich zaspokojenia. Strona podażowa obejmuje dostępne w danym systemie energetycznym generatory, konwertery oraz magazyny energii.

Optymalizacja polega na minimalizacji kosztu działania całego systemu w zadanym horyzoncie czasu, w rozdzielczości godzinowej, z punktu widzenie centralnego planisty, z uwzględnieniem możliwej zmiany miksu wytwórczego po stronie podażowej. Optymalizacji podlegają wszystkie koszty inwestycyjne, operacyjne oraz zmienne występujące w modelu. Uwzględniane są koszty pozyskania kapitału inwestycyjnego oraz dyskontowanie ponoszonych wydatków.
Bardzo istotnym czynnikiem z punku widzenia działania narzędzia jest uchwycenie w modelowaniu interakcji międzysektorowych (sector coupling) - w tym wpływu ciepłownictwa systemowego, elektryfikacji transportu, rosnącej roli biopaliw i produkcji zielonego wodoru.

Jak działają koszyki technologiczne.

W naszym przykładzie pokażemy dwie grupy domów, których potrzeby energetyczne realizowane są za pomocą dwóch lokalnych koszyków technologicznych. Pierwszy wykorzystuje energię elektryczną z sieci elektroenergetycznej, ciepło i podgrzewanie ciepłej wody uzyskiwane jest za pomocą lokalnego źródła, na przykład kotła spalającego węgiel. Drugi koszyk jest bardziej złożony. Oprócz pobierania energii elektrycznej z sieci przesyłowej zawiera lokalne, prosumenckie źródło energii, na przykład panele fotowoltaiczne oraz magazyn energii. Zapotrzebowanie na ciepło i podgrzanie wody użytkowej odbywa się z wykorzystaniem kotła gazowego, szczytowego kotła elektrodowego oraz magazynu ciepła. Łącznie koszyki zaspokajają 100% zapotrzebowania grupy (agregatu) odbiorców na wszystkie rodzaje energii.
W ramach jednego koszyka, w wyniku procesu optymalizacji, układ tworzących go technologii wytwórczych może ulec zmianie. Zmianie może także ulec moc zainstalowanych technologii wytwórczych, na przykład poprzez rozbudowę indywidualnej instalacji fotowoltaicznej czy magazynu ciepła. Poglądowy schemat opisanych powyżej lokalnych koszyków technologicznych przedstawiono na rysunku 1.

Rys 1. Lokalne koszyki technologiczne. 
Diagram prezentuje zbiór odbiorców o podobnych parametrach obiektów reprezentowany jest przez agregat (owal kreślony przerywaną linią w dolnej części schematu). Agregat charakteryzuje się zapotrzebowaniem na energię elektryczną (Dem_ee) oraz energię cieplną (Dem_h). To zapotrzebowanie zaspokajane jest przez dwie grupy technologii reprezentowane przez dwa lokalne koszyki technologiczne – lkt1 oraz lkt2.

Powiązanie agregatów odbiorców z koszykami definiowane jest przez udziały procentowe w jakich dane koszyki pokrywają zapotrzebowanie całego agregatu odbiorców. W naszym przykładzie udział można rozumieć jako liczbę budynków, których potrzeby zaspokajają poszczególne koszyki technologiczne. Optymalizacja dokonywana przez model polega zatem na jednoczesnym ustalaniu udziału koszyków w zaspokojeniu potrzeb energetycznych agregatów odbiorców, ustaleniu struktury miksu wytwórczego i infrastrukturalnego oraz wyliczeniu punktów pracy dla tegoż miksu. Schemat elementów strukturalnych systemu energetycznego występujących w modelu Zefir oraz ich wzajemne interakcje przedstawiono na rysunku 2.

Rys 2. Schemat poglądowy elementów strukturalnych w modelu Zefir.  
Diagram przedstawia przykład uproszczonego odwzorowania systemu energetycznego. Strona podażowa reprezentowana jest przez centralne sektory wytwarzania energii (elektroenergetyka oraz ciepłownictwo systemowe, wraz z warstwą infrastruktury przesyłowej) oraz lokalne koszyki technologiczne (lokalne źródła energii oraz przyłącza do infrastruktury przesyłowej). Strona popytowa składa się z agregatów odbiorców o zadanych profilach zapotrzebowania na energię. Istotą działania modelu jest bilansowanie potrzeb energetycznych odbiorców przez źródła w sposób optymalny kosztowo.

Jak w praktyce działa zestaw narzędzi Zefir? W dalszej części zaprezentujemy przykłady zastosowań i wyników uzyskanych w ramach prac NCBJ nad badaniem transformacji energetycznej na trzech poziomach: całego kraju, lokalnym oraz pojedynczego odbiorcy. 

Poziom krajowy

Badanie transformacji energetycznej całego kraju w horyzoncie do 2050 roku miało na celu określenie wrażliwości wyników, końcowej struktury wytwórczej, na przyjęty zestaw założeń egzogenicznych do modelu oraz możliwych scenariuszy. Warunki zewnętrzne określały prognozy cen i dostępności paliw, uprawnień do emisji, koszty kapitału i stopę dyskonta, możliwości rozwoju technologii wytwórczych. W szczególności uwzględniono inwestycje wynikające z rozstrzygnięć aukcji rynku mocy oraz kluczową ze względu na koszty emisji dostępność biomasy i biometanu. 
Na tej podstawie zostały określone cztery scenariusze badania. Scenariusz bazowy zakłada realistyczne potencjały rozwoju i skalowania technologii wytwórczych. Scenariusz pełnej optymalizacji pozwala na zbadanie optymalnego miksu po zniesieniu barier po stronie podażowej. Scenariusze “brak atomu” i “brak OZE” pokazują dwa skrajne przypadki ewolucji systemu energetycznego po zablokowaniu części możliwości rozwoju: odpowiednio bez budowy elektrowni jądrowych lub przy zamrożeniu potencjału odnawialnych źródeł energii na obecnym poziomie. 
Wszystkie rezultaty naszych prac są dostępne online na stronie https://ote.zefir.app, zakładamy, że będą one aktualizowane co kwartał.

Intencją scenariusza bazowego jest wytworzenie realnej prognozy ewolucji systemu energetycznego przy przyjęciu założeń i ograniczeń tożsamych lub zbliżonych do zadanych w Krajowy Planie w dziedzinie Energii i Klimatu.
Wykonaliśmy optymalizację kosztową działania systemu energetycznego dla całej Polski.  Obliczenia wykonano w rozdzielczości godzinowej dla próbki 2016 godzin w każdym roku. Przyjęto, że system energetyczny musi pozwolić na zaspokojenie wszystkich rodzajów potrzeb energetycznych odbiorców. 

Strona popytowa modelu obejmuje mieszkalnictwo (budynki jedno- i wielorodzinne oraz pozostałe), przemysł, zapotrzebowanie na zielony wodór oraz ładowanie pojazdów elektrycznych. Od strony podażowej uwzględniliśmy sektory energetyki systemowej, ciepłownictwa, ogrzewnictwa oraz energetykę prosumencką.

Poniżej pokazujemy przykładowe wyniki dla czterech scenariuszy pokazujące moc zainstalowaną w systemie elektroenergetycznym. Rysunek 3 pokazuje porównanie mocy zainstalowanych pomiędzy scenariuszami według rodzajów technologii wytwórczych. Pełne wyniki przedstawione na stronie projektu obejmują również wykresy diagnostyczne generacji energii, koszty działania całego systemu czy też emisyjność.
 

Rys 3 – wyniki modelowania na poziomie krajowym. Ewolucja mocy zainstalowanych w okresie 2025-2050 dla 4 badanych scenariuszy. 
 
Porównanie wyników pokazuje, że w scenariuszach bazowym oraz pełnej optymalizacji uzyskujemy zbliżony obraz miksu wytwórczego. W systemie elektroenergetycznym powstaje łącznie ponad 150 GW mocy wytwórczych z czego większość to moce wiatrowe i fotowoltaiczne wspierane przez działające w podstawie elektrownie jądrowe i gazowe pozwalające na przetrwanie okresów o niskiej efektywności źródeł OZE (brak wiatru w nocy). Scenariusz bez elektrowni jądrowych wymusza większy rozwój źródeł OZE wspieranych dodatkowo przez rozbudowanie potencjału magazynowania energii elektrycznej. W scenariuszu zakładającym zamrożenie na obecnym poziomie źródeł OZE, widoczny jest bardzo duży wzrost zainstalowanych mocy elektrowni jądrowych.

Jak wykorzystać wyniki uzyskiwane w optymalizacji na poziomie krajowym w obliczeniach na szczeblu lokalnym i pojedynczego odbiorcy? Efektem optymalizacji kosztowej jest ustalony miks energetyczny oraz punkty pracy urządzeń wytwórczych. Mając takie dane oraz koszt uprawnień do emisji możemy wyliczyć koszt krańcowy energii elektrycznej i ciepła systemowego. Koszt krańcowy energii może stanowić zmienną zewnętrzną do obliczeń na niższych poziomach – czy to w postaci uśrednionej czy też jako godzinowy profil cenowy. 

Poziom lokalny - modelowanie

Poziom lokalny modelowania pozwala na dokładniejsze ujęcie strony podażowej i popytowej modelu, całościowe ujęcie lokalnego systemu energetycznego wymusza bowiem wielosektorowe podejście do modelowania. Główne problemy stojące przed badaniem na poziomie pojedynczego miasta czy samorządu lokalnego to po stronie podażowej ujęcie ewolucji sektorów ciepłownictwa i ogrzewnictwa, uwzględnienie rosnącego zapotrzebowania na chłód oraz wystarczająco dokładne odwzorowanie strony popytowej, obejmującej przede wszystkim sektor budynkowy.

Charakterystyczny dla polskich dużych miast duży udział sieci ciepłowniczych w zaspokajaniu zapotrzebowania na ciepło oraz ciepłą wodę użytkową stanowi jednocześnie wielką szansę jak i wyzwanie w kontekście zmieniających się warunków zewnętrznych. Najistotniejsze są zmiany wynikające ze zmian klimatycznych i rosnących kosztów emisji. 

Modelowanie lokalnej transformacji energetycznej wymaga przyjęcia szeregu założeń i uproszczeń. Jako zewnętrzne dla modelu, przyjęliśmy dynamiczne ceny energii elektrycznej dostępnej za pośrednictwem sieci przesyłowej, przewidywania cen paliw oraz kosztów emisji. 

Nie dokonujemy więc modelowania bazy wytwórczej w systemie elektroenergetycznym, konkurencją dla energii elektrycznej z sieci są wyłącznie lokalne źródła energii odnawialnej, panele fotowoltaiczne oraz magazyny energii. Dynamiczne ceny energii można założyć na podstawie zewnętrznych przewidywań lub też wykorzystać wyniki uzyskane w modelowaniu na poziomie krajowym.

Poprawne modelowanie systemu energetycznego miasta wymaga zbadania złożonych interakcji pomiędzy ogrzewnictwem oraz ciepłownictwem. Aktualnie większość istniejących sieci ciepłowniczych to sieci wysokotemperaturowe. Systemy ciepłownicze w miastach ewoluują w zależności od bodźców cenowych, a badanie ich transformacji polega na analizie opłacalności ich ewentualnej modernizacji poprzez elektryfikację źródeł wytwórczych i obniżanie temperatury wody w sieci. Przychody przedsiębiorstw ciepłowniczych w obecnym modelu biznesowym zależą przede wszystkim od ilości sprzedanego ciepła. W przypadku kogeneracji pojawia się natomiast dodatkowy zysk ze sprzedaży energii elektrycznej. Wolumen sprzedanego ciepła zależy od ilości przyłączonych odbiorców, ich zapotrzebowania na ciepło i podgrzanie ciepłej wody użytkowej. Po stronie odbiorców występuje natomiast tendencja do poprawy efektywności energetycznej poprzez termorenowację i termomodernizację budynków, co prowadzi do zmniejszenia zapotrzebowania na ciepło. Dodatkowo należy uwzględnić czynnik w postaci rosnącego zapotrzebowania na chłód. 

Skomplikowane relacje pomiędzy lokalną bazą wytwórczą a odbiorcami wymagają możliwie dokładnego odwzorowania strony popytowej. Jeśli analiza transformacji ma być użyteczna jako wsparcie planu inwestycyjnego dla miasta, konieczne jest zebranie jak najlepszych danych dotyczących lokalnego sektora budynkowego. Potrzebne są dane dotyczące ilości budynków, zapotrzebowania w rozdzielczości godzinowej na wszystkie, obecne i przewidywane, rodzaje energii, klasy energetyczne budynków, możliwości termomodernizacji, istniejących i potencjalnych źródeł ciepła. Ograniczenia obliczeniowe wymuszają dokonanie agregacji zebranych danych. W przeprowadzanych analizach przedstawiono sektor jako zbiór 17 agregatów, grup odbiorców o zbliżonych wyżej wymienionych cechach.

Przykład zastosowania na poziomie lokalnym

Narzędzie Zefir zostało już zastosowane do wsparcia procesu transformacji energetycznej 5 miast w Polsce między innymi Krakowa, Warszawy, Wrocławia, Łodzi i Rzeszowa. Poniżej przedstawimy jako przykładowe, częściowe wyniki uzyskanie dla Krakowa. Porównaliśmy skumulowane koszty dla trzech scenariuszy. Pierwszym, referencyjnym, jest zachowanie status quo – nie zakładamy zmian w sposobach zaspokajania zapotrzebowania na ciepło oraz brak rozwoju fotowoltaiki prosumenckiej. Oznacza to zamrożenie ciepłownictwa, ogrzewnictwa oraz poziomu termomodernizacji sektora budynkowego na obecnym poziomie. Scenariusz drugi pozwala na rozwój ciepłownictwa systemowego. Badamy ewolucję sieci w kierunku wykorzystania ciepła niskotemperaturowego, możliwą elektryfikację centralnych mocy wytwórczych, budowę magazynów ciepła oraz utrzymanie obecnie przyłączonych odbiorców sieci ciepłowniczej. Termomodernizacja budynków przebiega w tempie 4% rocznie. Ostatnim scenariuszem jest wariant pozwalający na odłączanie się użytkowników od sieci ciepłowniczej oraz rozwój indywidualnych rozproszonych źródeł ciepła, tempo termomodernizacji jest identyczne z przyjętym dla scenariusza drugiego. Scenariusz trzeci jest wariantem nakładającym na optymalizację najmniej ograniczeń. Służy on znalezieniu punktu odniesienia dla scenariusza status quo.

Kryterium wyboru optymalnej ścieżki rozwoju było porównanie skumulowanych kosztów funkcjonowania systemu energetycznego całego miasta w horyzoncie symulacji dla trzech scenariuszy – do roku 2060. Uzyskane wyniki, w rozbiciu na poszczególne kategorie kosztów, pokazuje rysunek 4.

Rys 4 – wyniki modelowania na poziomie lokalnym. Koszty transformacji energetycznej Krakowa w przekroju rodzajowym dla 3 badanych scenariuszy.

W przypadku zamrożenia obecnego stanu, dla przypadku “status quo”, uzyskujemy najwyższy, ponieważ sięgający 198 mld PLN, łączny skumulowany koszt funkcjonowania systemu. Pozostałe scenariusze dają zbliżone wyniki kosztowe – około 120 mld PLN. Oznacza to, że ewolucja sieci ciepłowniczych w mieście w kierunku sieci niskotemperaturowych jest konkurencyjna nawet w stosunku do scenariusza bez żadnych narzuconych ograniczeń. Uważamy, że ze względu na wygodę korzystania z sieci centralnego ogrzewania i nieduże różnice w koszcie dla pojedynczych odbiorców końcowych nie będą występowały masowe przypadki odłączania się odbiorców od sieci.

Ewolucję centralnej bazy wytwórczej ciepła w Krakowie dla scenariusza zakładającego ewolucję miejskiej sieci ciepłowniczej w horyzoncie do roku 2060 pokazuje rysunek 5.

Rys. 5 – wyniki modelowania na poziomie lokalnym. Koszty transformacji źródeł ciepła w Krakowie w scenariuszu rozwoju nieskotemperaturowych źródeł ciepła.

 
Widać natychmiastową rezygnację z wykorzystania węgla w kogeneracji, wykorzystanie gazu jako paliwa przejściowego do roku 2045 oraz dostosowanie sieci do pracy z wykorzystaniem ciepła niskotemperaturowego. Po stronie centralnych jednostek wytwórczych oznacza to wykorzystanie wielkoskalowych pomp ciepła, kotłów elektrodowych, biopaliw spalanych w kogeneracji oraz magazynów ciepła. Po stronie odbiorców konieczne jest natomiast wykorzystanie pomp ciepła typu booster podnoszących lokalnie temperaturę wody dostarczanej z sieci do wymaganych parametrów. Należy podkreślić, że ewolucja sieci ciepłowniczej do sieci wyższych generacji, jest możliwa wyłącznie w przypadku poprawy efektywności energetycznej budynków odbywającej się poprzez termomodernizację. Termomodernizacja jest jednocześnie najbardziej znaczącym składnikiem ponoszonych w procesie transformacji kosztów inwestycyjnych.

Poziom pojedynczego odbiorcy

Ostatnim poziomem, na którym stosujemy narzędzie optymalizacyjne Zefir jest wsparcie pojedynczego odbiorcy energii końcowej. Podstawową różnicą w stosunku do analiz na poziomie krajowym i lokalnym jest oczekiwanie pełnej weryfikowalności założeń oraz wyników działania modelu. W przypadku optymalizacji dla pojedynczego odbiorcy przedmiotem analizy jest dany, konkretny budynek o dokładnie zdefiniowanej przez użytkownika charakterystyce, nie mamy więc do czynienia z agregatem tylko z obiektem o zadanych profilach zapotrzebowania na energię elektryczną, ciepło, ciepłą wodę użytkową oraz chłód. 

Dla zwykłego użytkownika nieposiadającego wiedzy specjalistycznej samodzielne zdefiniowanie szeregu parametrów technicznych może być bardzo trudne lub niemożliwe. Dlatego też opracowaliśmy narzędzie “Zefir dla domu” które ma na celu umożliwienie wykorzystania złożonego modelu przez zwykłych użytkowników. Narzędzie jest dostępne w postaci intuicyjnej aplikacji internetowej (https://dom.zefir.app/). Podstawą działania aplikacji jest wykorzystanie publicznie dostępnych baz danych (Baza Danych Obiektów Topograficznych, PvGis, dane adresowe) pozwalających na oszacowanie lub obliczenie wymaganych parametrów, między innymi profili zapotrzebowania, poziomu izolacji, współczynników COP. Aplikacja pozwala na automatyczne stworzenie modelu, dokonanie optymalizacji oraz udostępnienie i wizualizację wyników. 

Kluczowym aspektem jest wykorzystanie w modelu mechanizmu działania systemu rozliczeń net-billing polegającego na rozliczeniu sprzedaży nadwyżek energii prosumenckiej uwzgledniającego zmienne godzinowo ceny energii.
W ujęciu schematycznym działanie narzędzia realizowane jest w sześciu etapach pokazanych na rysunku 6 dla przykładowego domu.

Rys. 6 – wyniki modelowania na poziomie pojedynczego odbiorcy. Schemat działania procesu oraz technologiczne i kosztowe porównanie stanu obecnego i wynikowego.


 

W pierwszym kroku, aplikacja pozwala na automatyczne pozyskanie niezbędnych danych i poprawną parametryzację modelu. Kolejne kroki obejmują obliczenie bilansu energetycznego, uwzględnienie opłacalności mechanizmu sprzedaży nadwyżek energoii, ustalenia koniecznego poziomu inwestycji oraz minimalizację kosztów. Są one wykonywane przez moduł optymalizacyjny przy wykorzystaniu algorytmów programowania liniowego. Ostatnim etapem jest opracowanie wyników końcowych poprzez generację niezbędnej ścieżki modernizacji. 
Efektem działania aplikacji dla użytkownika końcowego jest pokazanie ścieżki przejścia od stanu obecnego do optymalnej kosztowo sytuacji docelowej ze wskazaniem koniecznych inwestycji oraz wyliczeniem poszczególnych kategorii kosztów w ujęciu rocznym.

Podsumowanie 
Pokazaliśmy na trzech przykładach jak wykorzystujemy narzędzia oparte na modelu Zefir do wsparcia planowania transformacji energetycznej. W podsumowaniu chcemy podkreślić, że wyniki uzyskiwane na poziomie kraju, lokalnym oraz pojedynczego użytkownika mogą tworzyć połączony system obliczeniowo-analityczny. 

Patrząc od góry, rezultaty uzyskane dla modelu krajowego mogą poprzez określenie parametrów zewnętrznych, np. godzinowych cen rynkowych energii elektrycznej i ciepła systemowego, poprawiać jakość obliczeń dla lokalnych, jak i dla użytkowników końcowych. Z kolei wyniki dla pojedynczych domów pozwalają na zmniejszenie przestrzeni możliwości koniecznych do uwzględnienia w modelach dla samorządów i na poziomie całego kraju. Dzięki selekcji optymalnych ścieżek modernizacji budynków zmniejszamy liczbę rozważanych koszyków technologicznych w problemie optymalizacyjnym co prowadzi do uproszczenia oraz skrócenia czasu obliczeń. Dodatkowo wyniki dla samorządów (poziom lokalny) można odpowiednio ekstrapolować “w górę” do poziomu całej Polski tak by móc badać zbieżność obydwu podejść.

Publikacja dofinansowana ze środków budżetu państwa w ramach programu Ministra Nauki i Szkolnictwa Wyższego pod nazwą „Nauka dla Społeczeństwa II” nr projektu NdS-II/SN/0073/2023/01 kwota dofinansowania 1 500 000 zł całkowita wartość projektu 1 500 000 zł.