Szczegóły publikacji
Opis bibliograficzny
A simulation-based approach for assessing long- term curtailment levels in variable renewable sources in Poland — Podejście symulacyjne do oceny długoterminowych ograniczeń generacji w pogodowo zależnych OZE w Polsce / Artur WYRWA, Marcin PLUTA, Emilia Wyrwa, Maciej RACZYŃSKI // Polityka Energetyczna ; ISSN 1429-6675 . — 2025 — vol. 28 iss. 4, s. 5–19. — Bibliogr. s. 17–18, Abstr., Streszcz. — Publikacja dostępna online od: 2025-12-19
Autorzy (4)
- AGHWyrwa Artur
- AGHPluta Marcin
- Wyrwa Emilia
- AGHRaczyński Maciej
Słowa kluczowe
Dane bibliometryczne
| ID BaDAP | 165757 |
|---|---|
| Data dodania do BaDAP | 2026-01-29 |
| Tekst źródłowy | URL |
| DOI | 10.33223/epj/211462 |
| Rok publikacji | 2025 |
| Typ publikacji | artykuł w czasopiśmie |
| Otwarty dostęp |  |
| Creative Commons | |
| Czasopismo/seria | Polityka Energetyczna = Energy Policy Journal |
Abstract
This study investigates the implications of growing weather-dependent, variable renewable energy sources (VRES) for the Polish power system by 2040, with a particular focus on non-market redispatch. Using a simulation-based approach, six scenarios were developed, combining projected capacities of photovoltaics, onshore wind, and offshore wind with varying electricity demand levels and assumptions on system flexibility. Hourly generation and demand profiles were modeled to estimate both the number of redispatch hours and the curtailed energy volume. Results indicate that without appropriate systemic measures, redispatch could occur for several hundred hours annually, with energy losses reaching tens of TWh. Raising electricity demand in line with ENTSO-E’s NT+ and GA projections substantially lowers curtailment. Nevertheless, in the most optimistic GA scenario with an 80% redispatch threshold, curtailment remains above 1300 hours per year. The findings highlight that electrification of end-use sectors, together with flexible demand technologies and thermal storage, is essential to absorb renewable surpluses and mitigate curtailment. Without these actions, redispatch may become a barrier to the energy transition in Poland, limiting both system security and the profitability of renewable investments. At the same time, ensuring adequacy requires maintaining dispatchable low-emission generation, including planned nuclear investments, to cover approximately 140 TWh of residual demand, equivalent to around 16 GW of continuous capacity.
Streszczenie
Niniejsze badanie analizuje implikacje rosnącego udziału pogodowo zależnych odnawialnych źródeł energii (VRES) dla krajowego systemu elektroenergetycznego w Polsce do 2040 roku, ze szczególnym uwzględnieniem zjawiska nierynkowego redysponowania. Wykorzystując podejście symulacyjne, opracowano sześć scenariuszy łączących prognozowane moce zainstalowane fotowoltaiki, lądowej i morskiej energetyki wiatrowej z różnymi poziomami zapotrzebowania na energię elektryczną oraz założeniami dotyczącymi elastyczności systemu. Na podstawie godzinowych profili generacji i zapotrzebowania oszacowano zarówno liczbę godzin z redysponowaniem, jak i wolumen energii podlegającej ograniczeniom. Wyniki wskazują, że bez odpowiednich działań systemowych redysponowanie może występować przez kilkaset godzin rocznie, a straty energii sięgać dziesiątek TWh. Zwiększenie zapotrzebowania zgodnie z projekcjami ENTSO-E (scenariusze NT+ i GA) znacząco ogranicza skalę redukcji generacji. Jednak nawet w najbardziej optymistycznym scenariuszu GA, przy progu redysponowania wynoszącym 80%, konieczność redukcji występuje w ponad 1300 godzinach rocznie. Wyniki wskazują, że elektryfikacja sektorów końcowych wraz z wykorzystaniem elastycznych technologii po stronie popytu oraz magazynów ciepła są niezbędne do absorpcji nadwyżek produkcji z OZE. Bez podjęcia tych działań redysponowanie może stać się barierą dla transformacji energetycznej w Polsce, ograniczając zarówno bezpieczeństwo systemu, jak i opłacalność inwestycji w odnawialne źródła energii. Jednocześnie zapewnienie adekwatności wymaga utrzymania dyspozycyjnych źródeł niskoemisyjnych, w tym planowanych inwestycji jądrowych, aby pokryć około 140 TWh zapotrzebowania rezydualnego, co odpowiada około 16 GW mocy pracującej w trybie ciągłym.
