Politechnika Śląska CEP. Seminarium Rola klastrów i magazynów energii w systemie elektroenergetycznym

Transkrypt

1 Politechnika Śląska CEP Seminarium Rola klastrów i magazynów energii w systemie elektroenergetycznym Rola klastrów i magazynów energii w transformacji rynku WEK 一 na infrastrukturze sieciowej NN/110 kv w rynki regulacyjno-bilansujące NI/EP na infrastrukturze sieciowej SN/nN Jan Popczyk Warszawa, 27 października 2016

2 FUNDAMENTALNA ALOKACJA W KSE produkcji energii elektrycznej i usług systemowych Reguła: (30+45)+25 = 100 Alokacja produkcji energii elektrycznej między: Bloki węglowe (podstawowe) Obszary wiejskie źródła OZE Miasta źródła gazowe, na paliwa transportowe, OZE Wielki przemysł źródła gazowe, na paliwa transportowe, OZE Alokacja usług systemowych : z poziomu KSE operatora OSP na poziom lokalny/prosumencki (sieci SN/nN; klastry KE, spółdzielnie SE, elektrownie wirtualne) 2

3 JEDNOLITY RYNEK EUROPEJSKI NOWE UKŁADANIE ELEKTROENERGETYKI SIEĆ PRZESYŁOWA Obszar rewitalizacji bloków 200 MW SIECI 110 kv Sekcja 110 kv GPZ 110 kv/sn KLASTRY ENERGETYCZNE (obszary wiejskie 30% rynku) SN/nN KSE 400/220 kv 1400 C-GEN (5 MW) 160 tys. 86 C-GEN (50 MW) % 25% 75% :00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00 120, ,000 80,000 60,000 40,000 20,000 0, :00 08:00 12:00 16:00 20:00 00: ENTSO-E (UCTE) regulacja sekundowa (pierwotna), minutowa (wtórna), godzinowa (trójna) Rynek WEK cena: ( ) PLN/MWh OSP (PSE) OSD regulacja minutowa, sekundowa, milisekundowa Rynek NI/EP cena: ( ) PLN/MWh OHT PME Opracowanie: J. Popczyk, M.Fice

4 ZASOBNIKI W PRZESZŁOŚCI I OBECNIE 1. Akumulator vs elektrownia szczytowo-pompowa (zasoby regulacyjnobilansujące, usługi systemowe sprawność: 0,8 vs 0,8 trwałość: 5 tys. vs 50 tys. cykli nakłady inwestycyjne: 1 tys. PLN/kWh vs 5 tys. PLN/kW 2. Akumulator vs agregat prądotwórczy (ciągłość zasilania) cena energii elektrycznej vs koszt niedostarczonej energii: 1 vs 25 sprawność: (0,35x0,8x0,8 = 0,2) vs 0,2 trwałość nakłady inwestycyjne 3. Akumulator vs dieslowskie źródło regulacyjno-bilansujące sprawność: (0,35x0,8x0,8 = 0,2) vs 0,4 trwałość nakłady inwestycyjne 4. Akumulator vs KSE (KSE jako magazyn, system net metering) sprawność: 0,8 vs (0,8-1) współczynnik WNM (0,5-1)

5 SIECIOWY PARYTET CENOWY OZE w PME miejsce akumulatora i superkondensatora w rankingu działań na drodze do parytetu 1. Baza (wariant 1) przyłączenie źródła OZE do sieci (do KSE) sieć on grid, licznik inteligentny + net metering, profil naturalny 2. Wariant 1 + router OZE (DSM/DSR, w tym wykorzystanie magazynów ciepła oraz źródeł UGZ), w tendencji Internet IoT (globalna prognoza 2020: 20 mld urządzeń podłączonych do IoT) 3. Wariant 2 + wyposażenie PME w akumulator, potencjalnie sieć semi off grid 4. Wariant 3 + wyposażenie PME w superkondensator, potencjalnie sieć off grid PME prosumencka mikroinstalacja energetyczna 5

6 PASYWIZACJA dom z lat kwh/m 2 /rok wskaźnik normatywny 120 kwh/m 2 /rok dom pasywny 15 kwh/m 2 /rok prosumencka osłona kontrolna (net-metering) Dom semi off-grid Internet DSM/DSR IoT wskaźnik racjonalny 30 kwh/m 2 /rok netmetering 3/30/10 MWh/rok I trajektoria 3/2/3 MWh/rok II trajektoria dr inż. M. Fice, dr inż. R. Wójcicki

7 17kWh/100km vs. >60 kwh/100km 3 MWh/rok 18 tys. km vs. 5 tys. km dr inż. R. Setlak

8 Współczynnik wykorzystania PV PRZYKŁAD DOBORU AKUMULATORA W PME Interfejs PME rzeczywiste dane o produkcji i zużyciu za rok 2015 Roczne zapotrzebowanie E r = 7,5 MWh Roczna produkcja PV: 1) E PV = 7,5 MWh (P=8 kw); 2) E PV = 3,75 MWh (P=4 kw) Współczynnik wykorzystania na potrzeby własne bez akumulatora: 1) 0,36; 2) 0,6 SoC % min = 50 % pojemność efektywna = ½ pojemności akumulatora Duże zużycie Mała produkcja 1 0,9 Roczny współczynnik wykorzystania PV w funkcji pojemności akumulatora 10 kwh E PV = 3,75 MWh Duża produkcja Małe zużycie 0,8 0,7 E PV = 7,5 MWh 0,6 0,5 16 kwh 0,4 0, Pojemność akumulatora [kwh] Godzinowy bilans uwzględniający rzeczywiste profile produkcji i poboru interfejsu PME dr inż. K. Bodzek

9 PROGNOZY

10 Czy grożą nam błędy z przeszłości? Już je popełniliśmy!!! PROGNOZA 2000 z początku lat 70ʹ Moc elektryczna szczytowa: 105 GW Roczna produkcja energii elektrycznej : 600 TWh Roczne wydobycie węgla kamiennego: 270 mln ton Roczne wydobycie węgla brunatnego: 120 mln ton Roczny import ropy naftowej: 90 mln ton

11 RZECZYWISTOŚĆ i antycypacja 2050 Bilanse dla energetyki bazującej na paliwach kopalnych (I trajektoria rozwojowa) Energia, TWh 1 Technologie przełomowe Energia elektryczna 450/440/160/120/80 Oświetlenie LED Ciepło 250/240/230/200/40 Dom pasywny, pompa ciepła Transport 280/240/220/200/55 Samochód elektryczny Razem Usługi energetyczne, łącznie 980/920/610/520/175 TWh Bilans dla energetyki bazującej na źródłach OZE (II trajektoria rozwojowa) TWh 1 Pierwsza liczba i kolejne: energia chemiczna paliw w miejscu wydobycia, energia wytworzonego nośnika, energia nośnika zakupionego przez odbiorcę/prosumenta, energia wykorzystana zredukowana (w tendencji) do poziomu po wykorzystaniu technologii proefektywnościowych, przede wszystkim przełomowych

12 JESZCZE RAZ KRAJOWY BILANS, TWh/rok I trajektoria rozwojowa energia (chemiczna, użytkowa) w złożu przetransportowana przetworzona (elektrownia, elektrociepłownia, kotłownia, rafineria) przesłana/ przetransportowana (zużyta, zakupiona) II trajektoria rozwojowa energia elektryczna wyprodukowana w źródłach OZE energia elektryczna zużyta z wykorzystaniem technologii przełomowych

13 00:15 00:45 01:15 01:45 02:15 02:45 03:15 03:45 04:15 04:45 05:15 05:45 06:15 06:45 07:15 07:45 08:15 08:45 09:15 09:45 10:15 10:45 11:15 11:45 12:15 12:45 13:15 13:45 14:15 14:45 15:15 15:45 16:15 16:45 17:15 17:45 18:15 18:45 19:15 19:45 20:15 20:45 21:15 21:45 22:15 22:45 23:15 23:45 Moc [MW] OK4 (rynek WEK 一 rynek NI/EP ) Instalacja C-GEN GPZ1 Li Li OK3 30 MW, 120 GWh KLASTER ENERGETYCZNY Li GPZ2 Li EB 110 kv/sn Li kv/sn Li+3 4 SN/nN GPZ :00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00 1. Przyłącze nn (taryfy C, G) 2. Linia nn 3. Transformator SN/nN 4. Przyłącze SN (taryfa B) 5. Linia SN 6. GPZ Li+3 OK2 3 SN/nN 2 1 OK kv/sn Opracowanie: J. Popczyk, M. Fice :00 5:20 10:40 16:00 21:20

14 OSŁONA KONTROLNA bilansowa (profile) i net metering Lp. Kategoria Osłona kontrolna Bilans (profil) Net metering 1 Odbiorca Prosument Węzeł sieciowy Rozwiązanie prawne + + Odbiorca/Prosument: ludność, wspólnoty mieszkaniowe, spółdzielnie mieszkaniowe samorządy MSP wielki przemysł Węzeł sieciowy: przyłącze nn, stacja transformatorowa SN/nN, GPZ Rozwiązanie prawne: klaster KE, spółdzielnia SE, elektrownia wirtualna EW 14

15 4-WYMIAROWY NET METERING Wymiar 1. Wymiar 2. Wymiar 3. Wymiar 4. Węzeł sieciowy (prosumencki odbiorczo-wytwórczy, inwestorski wytwórczy), osłona kontrolna (klaster KE, spółdzielnia SE, elektrownia wirtualna WE) Technologia wytwórcza: prosumencka (PV, μeb bez zasobnika biogazu, ueb z zasobnikiem biogazu, μew), inwestorska (EB bez zasobnika biogazu, EB z zasobnikiem biogazu, EW) Czas rozliczeniowy (rok, pół roku, sezon, doba, godzina, 15 minut, 10 minut, 5 minut) Taryfowanie regulacja typu negocjacyjnego (np. zatwierdzanie współczynników WNM co 3 lata przez URE) Współczynnik net-meteringu:

16 SPRAWNOŚCI sieci elektroenergetyczne vs akumulator Konwersja Sprawność % Sieci NN (220/400kV) Sieci 110 kv Sieci SN, wiejskie Sieci nn, wiejskie Akumulator 80 16

17 SKŁADNIKI CENOWE W TARYFIE G (2014) PO KONSOLIDACJI Osiem składników cenowych w taryfie G (2014) po konsolidacji zakup energii elektrycznej od wytwórców 182 wartość praw majątkowych 26 podatki 136 koszty własne i marża sprzedawców 53 opłata jakościowa OSP 8,5 opłata przejściowa KDT 5,0 koszty OSP (opłata stała i zmienna) 29 koszty OSD (opłata stała i zmienna) Razem 624 PLN/MW W kontekście zasobników (awaryjnych źródeł zasilania) brakuje składnika związanego z odszkodowaniami za przerwy w zasilaniu

18 CENY REFERENCYJNE ENERGII ELEKTRYCZNEJ Z OZE (URE) 1 Źródło biogazowe o mocy < 1 MW 500,00 zł/mwh 2 Źródło utylizujące odpady biodegradowalne o mocy < 50 MW 385,00 zł/mwh 3 Źródło wiatrowe o mocy < 1 MW 415,00 zł/mwh 4 Źródło wiatrowe o mocy > 1 MW 385,00 zł/mwh 5 Źródła wodne o mocy < 1 MW 470,00 zł/mwh 6 Źródła geotermalne energii elektrycznej 455,00 zł/mwh 7 Źródła PV o mocy < 1 MW 465,00 zł/mwh 18

19 DOKTRYNA Trzy składowe doktryny 1.WEK-NI-EP: dynamiczny system trójbiegunowego bezpieczeństwa energetycznego w horyzoncie Transformacja rynku WEK 一 na infrastrukturze sieciowej NN/110 kv w rynki regulacyjno-bilansujące NI/EP na infrastrukturze sieciowej SN/nN przebudowa rynku energii elektrycznej; ponadto eliminacja wsparcia w horyzoncie Rada Bezpieczeństwa Energetycznego monitorująca trzy wskaźniki (wskaźnik bezpieczeństwa operacyjnego, wskaźnik ryzyka stranded costs, wskaźnik ryzyka niewykorzystania szans rozwojowych)

20 6 PROGRAMÓW propozycja (2016), horyzont Rozwój połączeń transgranicznych (do 15% zapotrzebowania, horyzont 2030) 2. Rewitalizacja bloków 200 MW przyłączonych do sieci 110 kv i NN (potencjalnie około 30 bloków, horyzont 2030) 3. Klastry KE na obszarach wiejskich (samowystarczalność, horyzont 2040) reelektryfikacja za pomocą OZE, pierwszy etap transformacji rynku WEK 一 w rynki NI/EP 4. Elektryfikacja transportu i ciepłownictwa w miastach, horyzont Prosumeryzm w przemyśle (model endogeniczny energetyki przemysłowej) 6. Integracja gospodarki odpadami z energetyczną (program ciągły) Spójność 6 działań z segmentacją obecnego rynku energii elektrycznej: (obszary wiejskie miasta wielki przemysł) (sieci SN/nN, 110 kv)

21 6 DZIAŁAŃ KIERUNKOWYCH propozycja (2016) na perspektywę Nie ma miejsca na nowe inwestycje w energetyce węglowej 2. Zapotrzebowanie w podstawie wynoszące w KSE 80% całkowitego zapotrzebowania wyznacza rolę bloków węglowych (istniejących i w budowie), jest to rola bloków podstawowych! Wygaszenie rynku do 2060 roku 3. Stąd wynikają programy OZE: technologie, w tym regulacyjno-bilansujące; także sekwencja inwestycji i mechanizmy służące do ich realizacji 4. Źródła PV (2 tys. MW; wysycenie rynku powinno nastąpić do 2020; mechanizm: net metering na prosumenckiej osłonie kontrolnej) 5. Mikroźródła biogazowe μeb (1 tys. MW; wysycenie rynku do 2025; mechanizm: net metering na osłonie spółdzielni energetycznej) 6. Elektrownie biogazowe EB (3 tys. MW; wysycenie rynku do 2030; mechanizmy: net metering na osłonie klastra energetycznego, aukcje do 2025) 7. Elektrownie wiatrowe EW (2 tys. MW, wysycenie rynku do 2035, mechanizmy: net metering na osłonie klastra energetycznego, aukcje do 2025) 8. Integracja gospodarki odpadami (w tym przemysłowymi) z rynkami NI/EP (6 tys. MW, wysycenie rynku do 2040, mechanizmy: net metering na osłonie spółdzielni energetycznej aukcje do 2025) 9. Dwa transfery paliwowe w horyzoncie Roczny potencjał produkcji energii elektrycznej: gaz ziemny 60 TWh, paliwa transportowe 90 TWh. Mechanizmy: net metering na osłonie elektrowni wirtualnej, aukcje do 2025

22 Rok 2015 Nadwyżka Deficyt GODZINOWY BILANS UWZGLĘDNIAJĄCY RZECZYWISTE PROFILE PRODUKCJI ŹRÓDEŁ I POBORU KLASTRA KE dr inż. K. Bodzek

23 UPORZĄDKOWANYCH BILANSÓW KLASTRA KE Deficyt 6 GWh (5 %) Nadwyżka 12 GWh (10 %) Rok 2015 dr inż. K. Bodzek

24 KLASTER ENERGETYCZNY CAŁA PRODUKCJA W KLASTRZE Klaster energetyczny dobór z uwzględnieniem godzinowego bilansu Roczne zapotrzebowanie GWh (P max =21 MW) Deficyt 6 GWh (5 %) Zapotrzebowanie 25 lat 3 TWh Nadwyżka 12 GWh (10 %) Miks Energetyczny Moc zainstalowana [MW] Produkcja roczna [GWh] Cena [mln/mw] Inwestycja [mln PLN] Roczny koszt* [mln PLN] Koszt 25 lat** [mln PLN] Źródła PV 19,1 17,7 5,5 104,9 5,2 340,9 Elektrownie wiatrowe Elektrownie Biogazowe El. Biogazowe z zasobnikiem Akumulatory 15 37,6 6, , , , , (5 efektywna) - 1,2 12 0,6 135*** Suma * 5 % ceny + dla EB substrakt 300 PLN/MWh ** 2x Inwestycja + 25x Roczny koszt *** 5x Inwestycja + 25x Roczny koszt Koszt energii PLN/kWh 0,58 Koszt energii bez PV i akumulatorów PLN/kWh 0,48 instalacja PV po stronie prosumentów z uwzględnieniem net-meteringu 0,8 dr inż. K. Bodzek

25 KLASTER ENERGETYCZNY PODSTAWA z KSE Klaster energetyczny dobór z uwzględnieniem godzinowego bilansu Roczne zapotrzebowanie GWh (P max =21 MW) Deficyt 6 GWh (5 %) Zapotrzebowanie 25 lat 3 TWh Nadwyżka 12 GWh (10 %) Miks Energetyczny Moc zainstalowana [MW] Produkcja roczna [GWh] Cena [mln/mw] Inwestycja [mln PLN] Roczny koszt* [mln PLN] Koszt 25 lat** [mln PLN] Źródła PV 19,1 17,7 5,5 104,9 5,2 340,9 Elektrownie wiatrowe 15 37,6 6, KSE 5 43,8 0,62/kWh - 27,1 678 El. Biogazowe z zasobnikiem Akumulatory 5 27, , (5 efektywna) - 1,2 12 0,6 135*** Suma * 5 % ceny + dla EB substrakt 300 PLN/MWh ** 2x Inwestycja + 25x Roczny koszt *** 5x Inwestycja + 25x Roczny koszt Koszt energii PLN/kWh 0,63 Koszt energii bez PV i akumulatorów PLN/kWh 0,54 instalacja PV po stronie prosumentów z uwzględnieniem net-meteringu 0,8 dr inż. K. Bodzek

26 ŚRODOWISKO wykorzystane do opracowania wykładu podstrona BŹEP (Biblioteka Źródłowa Energetyki Prosumenckiej) 26