Analiza rynku energii elektrycznej wydzielonego obszaru bilansowania (WME) projekt NMG 1

Transkrypt

1 Politechnika Śląska Wydział Elektryczny Instytut Elektrotechniki i Informatyki Konwersatorium Inteligentna Energetyka Analiza rynku energii elektrycznej wydzielonego obszaru bilansowania (WME) projekt NMG 1 Wykonawcy Projektu Jan Popczyk Krzysztof Bodzek Robert Wójcicki Krzysztof Dębowski Współpraca: Marcin Fice dr inż. Robert Wójcicki Gliwice, 28 maja 2019

2 Główne zagadnienia II etapu projektu NMG 1 Badania symulacyjne algorytmów bilansowania analiza istniejącego rynku energii elektrycznej, podatność odbiorców na bodźce cenowe agregacja danych dla wybranego obszaru bilansowania i WME prognozowanie generacji i zużycia energii elektrycznej Wyznaczanie taryf dynamicznych dla odbiorców końcowych w osłonach kontrolnych OK1, OK2 prosument mały agregator spółdzielnia energetyczna na obszarach miejskich Modele algorytmów relacji rynkowych

3 Cena [PLN/MWh] Cena [PLN/MWh] Cena [PLN/MWh] Ceny energii elektrycznej na rynku RDN w poszczególnych dniach stycznia (lata ) Styczeń ceny średnie 400,00 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 Średnie ceny energii wg. URE Kwartał Cena PLN/MWh IV , ,00 200, Styczeń ceny minimalne III ,83 II ,21 I ,95 150,00 100,00 50,00 IV ,6 III ,5 II ,86 I ,05 500,00 450,00 400,00 350, Styczeń ceny maksymalne 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,

4 Cena [PLN/MWh] Cena [PLN/MWh] Cena [PLN/MWh] Zmiany godzinowych profili cenowych (lata RDN) 350,00 Styczeń ceny średnie 140 Styczeń ceny minimalne 300, , , , , , , oraz Styczeń ceny maksymalne Wynik aukcji OZE listopad Źródło pochodzenia Cena energii [PLN/MWh] Minimalna Maksymalna Średnia Wiatr 157,80 216,99 196,17 Biogaz rolniczy < 1MW Biogaz rolniczy > 1MW 538,86 569,69 565,18 496,00 517,00 506,50 Biogaz 400,00 400,00 400,00 Słońce 288,99 364,99 352,34

5 Charakterystyka kosztów dostarczenia energii dla WME 2025 r

6 Podatność odbiorców indywidualnych Dobowe obciążenie taryfa G12 3-fazowa Dobowe obciążenie taryfa G11 3-fazowa Taryfy G12 i G12w około 3 mln odbiorców roczne zużycie energii około 2,5 MWh na odbiorcę potencjał kształtowania profilu na poziomie 7,5 TWh rocznie 6 % aktualnego zapotrzebowania Polski na energię elektryczną netto Porównanie godzinowego obciążenia dla taryf G11 i G12

7 Moc [kw] Moc sumaryczna [kw] Moc bieżąca [kw] Moc [kw] Moc [kw] 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Agregacja profili okres pomiarowy 1, 15 i 60 minut Pobór min 15 min 1 h Pojedynczy odbiorca indywidualny min 15 min 1 h Przykładowy profil generacji źródła pv (instalacja pv o mocy 3360W Generacja min 15 min 1 h Zagregowany profil zużycia 260 odbiorców indywidualnych Sumaryczna moc 17 instalacji Instalacja A Instalacja B Instalacja C Profil zbiorczy 17 instalacji pv wraz z profilami indywidualnymi trzech wybranych z gminy Wągrowiec (odległość między instalacjami do około 10km)

8 Wyznaczanie taryf dynamicznych dla odbiorców końcowych osłon kontrolnych OK1, OK2 Główne założenia: - własne źródła wytwórcze lub wykorzystanie źródeł niezależnych inwestorów zewnętrznych - źródła OZE oraz kogeneracja - własna wewnętrzna sieć łącząca odbiorców, własne źródła wytwórcze oraz punkt dostępowy do sieci publicznej - wykorzystanie zasilania z sieci publicznej - w pierwszej fazie jako główne źródło zasilania - stopniowe wygaszanie poboru z sieci publicznej i wykorzystanie jej w celu pokrycia deficytów - adaptacja do warunków funkcjonowania na istniejącym rynku - wykorzystanie istniejących grup taryfowych

9 OK1 - lokalna taryfa dynamiczna prosumenta Założenia: prosument (dom jednorodzinny), zapotrzebowanie 6,8MWh/rok, ogrzewanie pompą ciepła z wykorzystaniem akumulacji ciepła, brak net-meteringu: a. pv 3,4 kw, taryfa G11, b. pv 3,4 kw, taryfa G12, c. pv 6,8 kw, taryfa G11, d. pv 6,8 kw, taryfa G12. Przyjęto zerowy koszt generacji energii elektrycznej w instalacji prosumenckiej, gdyż po dokonaniu inwestycji we własne źródło wytwórcze koszty stałe i zmienne generacji energii elektrycznej prosumenta są zerowe. Inwestycja zwiększa wartość nieruchomości prosumenta. W obliczeniach nie uwzględniono kosztów finansowych inwestycji oraz net-meteringu. Bilans energetyczny prosumenta w dniu , źródło pv 3,4kW Taryfa dynamiczna oraz G12, pv 3,4kW, Taryfa dynamiczna oraz G12, pv 3,4kW,

10 OK1 koszty zakupu energii elektrycznej Miesiąc Operator + pv pv 3,4 kw pv 6,8 kw G11 G12 G11 G12 Tylko operator Operator + pv Tylko operator Operator + pv Tylko operator Operator + pv Tylko operator 1 493,78 536,31 368,55 414,34 473,74 536,31 348,03 414, ,84 512,66 341,22 390,71 442,39 512,66 320,36 390, ,91 511,87 289,56 411,62 355,66 511,87 253,66 411, ,15 203,29 84,57 181,64 90,57 203,29 69,80 181, ,90 144,71 52,50 131,20 56,12 144,71 44,31 131, ,15 147,51 55,05 134,46 56,23 147,51 44,69 134, ,92 115,71 38,28 104,91 39,82 115,71 30,70 104, ,53 230,91 103,93 214,07 104,16 230,91 88,41 214, ,42 142,45 74,34 131,46 77,69 142,45 67,17 131, ,50 233,30 132,58 208,42 143,85 233,30 116,61 208, ,02 355,01 223,85 298,46 264,71 355,01 198,60 298, ,03 530,49 391,41 413,80 510,03 530,49 377,83 413,83 Suma 2803, , , , , , , ,12 średni koszt energii PLN/MWh 410,51 536,61 315,72 444,48 382,95 536,61 287,06 444,48

11 OK2 taryfa dynamiczna niewielkiego agregatora Założenia: Agregator skupia pobór 20 odbiorców indywidualnych, roczne zapotrzebowanie 35 MWh. Moc szczytowa zagregowanego profilu nie przekracza 40 kw, co pozwala agregatorowi na stosowanie grup taryfowych C1x. a. pv 17 kw, taryfa C11, b. pv 34 kw, taryfa C11, c. pv 17 kw, taryfa C12a, d. pv 34 kw, taryfa C12a. Przyjęto koszt wytworzenia energii elektrycznej ze źródła pv przyłączonego do własnej sieci agregatora w wysokości 350 PLN/MWh brutto. Bilans energetyczny w dniu (pv 17 kw) Taryfa dynamiczna oraz C12a na tle generacji pv (pv 17 kw) Bilans i taryfa dynamiczna tle taryfy C12a (pv 17 kw)

12 OK2 koszty zakupu energii elektrycznej (niewielki agregator) pv 17 kw pv 34 kw C11 C12a C11 C12a Miesiąc Operator Tylko Operator Tylko Operator Tylko Operator Tylko + pv operator + pv operator + pv operator + pv operator , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,16 średni koszt energii PLN/MWh Suma ,14 659,86 531,49 630,95 533,49 659,86 513,25 630,95

13 OK2 taryfa dynamiczna spółdzielni energetycznej na podstawie analizy referencyjnego osiedla deweloperskiego Ogrody Królowej Bony w Gliwicach Spółdzielnia energetyczna przyłączona do sieci publicznej SN, posiada: 1) przyłącze SN do sieci publicznej, z której energia jest pobierana w taryfach B (B21 lub B22) 2) własną wewnętrzną sieć nn (zasilani odbiorcy indywidualni i małe firmy - odbiorcy grup taryfowych G11, G12, C11, C12, C22) 3) energię elektryczną pochodzącą z fotowoltaicznych źródeł wytwórczych 4) źródła PV na dachu budynku biurowo-usługowego oraz częściowo na budynkach mieszkalnych o mocy znamionowej 350 kw (roczna produkcja 350 MWh) nie uwzględniono profitów wynikających ze sprzedaży energii elektrycznej. Założono 2 scenariusze zakupu energii elektrycznej ze źródeł fotowoltaicznych: A) zakup energii elektrycznej ze źródła pv od niezależnego dostawcy w cenach osiągniętych na aukcjach energii w 2018 roku (350 PLN/MWh); B) energia pochodząca z własnych źródeł pv (cena 200PLN/MWh). Budynki Zużycie, MWh Ciepło grzewcze a, b, c + d = razem = 2300 Ciepło CWU a, b, c + d = razem = 1100 Klimatyzacja a, b,c + d = razem = 350 Energia elektryczna Razem ciepło 3750 a, b, c + d = razem = 900 Razem 4650

14 Ceny energii wg. taryfy B22 operatora oraz ceny dynamiczne w zależności od generacji pv (przy cenie energii pv 200 PLN/WMh)

15 OK2 koszty zakupu energii elektrycznej (energia pv w cenie 350 PLN/MWh inwestor zewnętrzny) B21 B22 G11 Miesiąc Operator + pv Tylko operator Operator + pv Tylko operator Operator , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,54 Suma , , , , ,73 średni koszt energii PLN/MWh 377,56 390,22 368,98 380,63 435,89

16 OK2 koszty zakupu energii elektrycznej (energia pv w cenie 200 PLN/MWh inwestor wewnętrzny) B21 B22 G11 Miesiąc Operator + pv Tylko operator Operator + pv Tylko operator Operator , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,54 Suma , , , , ,73 średni koszt energii PLN/MWh 330,34 390,22 321,77 380,63 435,89

17 OK3 - bilansowanie wybranego obszaru WME Klaster ORE (Ostrowski Rynek Energii) roczne zużycie energii na poziomie 160 GWh Punkt wyjścia (2006 r.) - decyzja o budowie kogeneracyjnego źródła gazowego o mocy 5 MW. Źródło to ma możliwość pracy wyspowej w sytuacjach kryzysowych. Początek klastra ORE (2018 r). Kaskadowy algorytm sterowania źródłami w którym: źródła z produkcją wymuszoną nie są sterowane (aktualna praca jednostek njwcd) pozostałe źródła pracują kaskadowo, w sekwencji wynikającej z priorytetu produkcji ciepła w elektrowniach kogeneracyjnych oraz cen energii ze źródeł W ramach źródeł klastrowych pokryte jest obecnie blisko 60 % zapotrzebowania, głównie przez elektrownie wiatrowe oraz kogenerację gazową

18 Bilansowanie wybranego obszaru WME Klaster ORE (Ostrowski Rynek Energii) Profil zapotrzebowania klastra 2006 rok Profil niezbilansowania 2018 rok Charakterystyka uporządkowana salda Czas i liczba godzin z saldem ( pakietowym ) dodatnim i ujemnym

19 Klaster ORE (Ostrowski Rynek Energii) perspektywa 2040 Profil niezbilansowania Charakterystyka uporządkowana salda Czas i liczba godzin z saldem ( pakietowym ) dodatnim i ujemnym

20 Pakietyzacja nadwyżek i deficytów energii

21 Pakietyzacja nadwyżki i deficytu energii WME Wielkopolska Południowa 15 i 16 marzec Potencjał produkcji i pakietyzacja

22 Podsumowanie i wnioski 1. Rynek energii elektrycznej nieuchronnie się zmienia, a ceny energii elektrycznej zaczęły gwałtownie rosnąć 2. Wzrasta konkurencyjność rozproszonej generacji OZE, która będzie wypierać generacje scentralizowaną WEK 3. Istniejące regulacje i warunki rynkowe tworzą nisze, w których jest miejsce na rozwój rynku wschodzącego, wzrost cen energii elektrycznej poprawia warunki ich funkcjonowania 4. Istniejący sztywny system taryfowy jest nie do utrzymania m.in. ze względu na możliwość pojawiania się deficytów i nadwyżek w różnych okresach doby, miesiąca, roku (w istniejacym systemie taryfowym deficyty będą pokrywane ze źródeł generujących droższą energię) 5. Możliwe jest uelastycznienie i pakietyzacja rynku energii (dzisiejsze technologie pozwalają na oderwanie odbiorców od jednego dostawcy energii elektrycznej i szybkie transakcje) 6. Rozliczenia elastycznego i szybkiego rynku wymagają zapewnienia odpowiedniej jakości informacji pomiarowych