ANALIZA EKONOMICZNO- TECHNICZNA EUROPEJSKIEGO SYSTEMU ELEKTROENERGETYC ZNEGO Z DUŻYM UDZIAŁEM OZE EDF R&D. Vera Silva

Transkrypt

1 ANALIZA EKONOMICZNO- TECHNICZNA EUROPEJSKIEGO SYSTEMU ELEKTROENERGETYC ZNEGO Z DUŻYM UDZIAŁEM OZE Vera Silva EDF R&D V Warsztaty Energetyki Wiatrowej Integracja energetyki wiatrowej w sieci Warszawa, 21 października 215 r. 1

2 Stan rozwoju zmiennych OZE w europejskim systemie elektroenergetycznym EWI: ok. 12 GW PV: ok. 82 GW Zmienne OZE: >22 GW w 214 r. Udział w ilości energii: 1% Share of RES source in 214 Data provided by ENTSO-E 57% 23% 1% 8% Wind Solar Biomass Other RES Hydro 2% Energetyka wodna wciąż jest największym OZE Norwegia, Szwecja, Włochy, Francja, Szwajcaria, Hiszpania oraz Portugalia Kraje OSP Szczyt Moc Zapotrzebowa nie na energię Liczba systemów synchronicznych GW 93 GW 334 TWh 5 2

3 Symulacja scenariusza HiRES 23 z unijnej Mapy Drogowej dla energetyki Scenariusz HiRES unijna Mapy Drogowej dla energetyki Koszyk wytwórczy 23 High RES 23 GW Load factor (h/rok) 6 % OZE (generacja) PV Lądowa energetyka wiatrowa Morska energetyka wiatrowa % wiatr/słońce Energetyka wodna Cieplne paliwa kopalne Morska energetyka wiatrowa Biomasa i geotermia Jądrowe PV Lądowa energetyka wiatrowa Wodne Paliwo Węgiel Gaz Cena 86 /t 1 /MMBtu Ropa 17 /baryłkę CO 2 35 /t 3

4 Czego dotyczy to badanie? Elastyczności umożliwiającej obsługę zmienności GW Demand Przyłączania OZE i obciążeń Net demand PV Wind Hydro Podtrzymania zasilania Równoważenia ekonomiki Euro/MWh 14 Marginal prices PV Marginal price h 4

5 Konieczne jest zintegrowane podejście do analizy technicznoekonomicznej scenariuszy z wysokim udziałem OZE w Europie Reprezentacja ZG Lokalizacja ZG Obciążenia godzinowe (lub w mniejszej rozdzielczości) Błędy prognozy ZG Dane wejściowe Szeregi czasowe popytu Koszty inwestycyjne Dynamiczne ograniczenia generacji Koszty paliw Cena CO2 Zdolności przesyłowe sieci Inwestycje / dysponowanie godzinowe Ocena elastyczności Pętla inwestycyjna Model CONTINENTAL Analiza ekonomiczna Dynamiczna platforma symulacyjna Koszyk wytwórczy Wskaźniki obciążenia przyłączeń Wskaźniki obciążenia generacji Ograniczenia ZG Ceny rynkowe i koszty wytwarzania Przychody elektrowni Adekwatność rezerw i elastyczności Stabilność częstotliwości M. Lopez-Botet, et all, Methodology for the economic and technical analysis of the European power system with a large share of variable renewable generation, prezentacja na Walne Zgromadzenie PES IEEE, Waszyngton, USA, lipca 214 r. Langrene, N., van Ackooij, W., Breant, F., Dynamic Constraints for Aggregated Units: Formulation and Application, IEEE Transactions on Power Systems, vol.26, no.3, Aug

6 Zrozumienie zmienności

7 Zróżnicowanie geograficzne pomaga, niemniej jednak na poziomie europejskim nadal występuje znaczący poziom zmienności Load factor Wind onshore generation for different geographical areas France Brittany Farm Installed power : Day 28 GW 25 Onshore wind daily average generation 3 climatic years 22% Average load factor : 25% 2 Winter 15 Summer 15% 1 3% Żródło: RTE 5 Average difference of daily generation: 9 GW JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC Zmienność źródeł wiatrowych można zmniejszyć w skali lokalnej, ale korelacja warunków wiatrowych działa jak granica na poziomie kontynentalnym 7

8 Zmienność PV pomiędzy poszczególnymi latami klimatycznymi jest mniej widoczna, niż w przypadku energetyki wiatrowej Installed Capacity 22 GW GW 2 15 PV dayly average load factor 13 % (25 GW) for 3 climatic years (summer 2 %, winter 5 %) 1 Źródło: RTE Podobnie jak w przypadku energetyki wiatrowej, zróżnicowanie geograficzne zmniejsza zmienność PV. Stanowi to zachętę do agregowania źródeł PV zamiast ich indywidualizacji 5 - Summer Winter Jan Fev Mar Apr Mai June Jully Aug Sep Oct Nov Dec days Udział PV w Europie w zimie jest dość ograniczony, z przeciętnym współczynnikiem obciążenia wynoszącym 5% 8

9 Zmienna generacja ma wpływ na bilansowanie generacji z popytu zarówno na etapie planowania, jak i eksploatacji Zapotrzebowanie Różnice w skali 31 lat klimatycznych (Δmax= 7% dziennego zapotrzebowania na energię) Zapotrzebowanie netto przy 4% udziale ZG Różnice w skali 31 lat klimatycznych (Δmax= 9% dziennego zapotrzebowania na energię netto) 9

10 Przyłączania OZE i obciążeń PV Wind Hydro 1

11 Integracja dużej ilości zmiennych OZE wymaga skoordynowanego rozwoju OZE oraz sieci Rozproszenie geograficzne OZE Scenariusz rozbudowy sieci PV (GW) Morska energetyka wiatrowa Lądowa energetyka (GW) wiatrowa (GW) letni plan rozwoju sieci GW w 16 lat Rozbudowa połączeń (GW) zbliżona do 1-letniego planu rozwoju sieci 214 Rozbudowa połączeń (GW): 1-letni planu rozwoju sieci 21 11

12 Elastyczność umożliwiająca obsługę zmienności 12

13 Nie tylko generacja konwencjonalna, ale i zmienne OZE przyczynią się do bilansowania i świadczenia usług systemowych GW Zapotrzebowanie na energię w Europie Środek doliny dziennej Zapotrzebowanie netto (zapotrzebowanie zmienne OZE) Udział OZE > 1% OZE muszą charakteryzować się elastycznością redukcyjną oraz świadczyć usługi systemowe 4 GW różnicy pomiędzy niedzielą a poniedziałkiem 13

14 Zmienne OZE są kluczem do dekarbonizacji wytwarzania energii elektrycznej, ale system nadal potrzebuje mocy rezerwowych dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw GW 7 6 With 4% wind and PV the need for backup generation increases 6 GW GW 3 25 No Wind & Solar Total : 444 GW European thermal installed capacity 25GW With Wind & Solar Total : 352 GW The need for baseload generation is reduced by 16 GW GW 89GW 78GW 71GW 86GW 34GW 99GW Średni poziom emisji CO 2 z 6% udziałem OZE = 125 g CO 2 /kwh Średni poziom emisji CO 2 przy dodatkowej wymianie elektrowni węglowych na gazowe = 73 g CO 2 /kwh (średni poziom emisji CO 2 dziś = 35 g CO 2 /kwh) Nuclear Coal CCGT OCGT Pełną dekarbonizację można osiągnąć jedynie przy znaczącym udziale bezwęglowych elektrowni systemowych, takich jak elektrownie jądrowe 14

15 Przechowywanie energii oraz aktywna strona popytowa 3 może uzupełnić generację do pewnego stopnia, 2 wspomagając bilansowanie podaży i popytu 1 mln -1 /rok Korzyści netto z przechowywania energii dla różnych krajów 1 GW 2 GW 4 GW 1 GW 2 GW 4 GW3 1 GW 2 GW 4 GW Przechowywanie w skali 1 tygodnia (4 h) -1-2 Francja Niemcy + Austria Wielka Sans stockage Stockage Stockage -1 Sans existant stockage existant Stockage x2 existant Stockage x3-1 Sans existant stockage existant Stockage x2 existant Stockage x existant existant x2 3 existant x GW 2 GW 4 GW 1 GW -2 2 GW 4 GW 1 GW 2 GW 4 GW Przedział korzyści netto jako funkcja kosztu przechowywania energii oraz mocy zainstalowanej Stockage Gains coûts variable existant x3 Przedział korzyści Defaillance netto dla systemu + Hydro + Gains Korzyści bruts brutto Gains coûts Gains fixes coûts Gains fixes Oszczędności coûts na fixes kosztach stałych Gains coûts Gains Oszczędności coûts na variables Gains variables kosztach coûts zmiennych variables Defaillance Koszty Defaillance + ograniczeń Hydro + Defaillance + Hydro inne Pertes Hydro Pertes straty + Ecretement Pertes Ecretement Ecretement Przechowywanie energii i elastyczna strona popytowa przyczyniają się do wzrostu elastyczności wymaganej do bilansowania, ale nie zastępują potrzeby generacji rezerwowej Sans stockage existant Brytania Max GBR Gains nets (intervalle) Gains coûts fixes Stockage existant x2 15

16 Podtrzymanie zasilania 16

17 Ekspozycja równowagi pomiędzy obciążeniem a generacją na czynniki niepewności związane z pogodą znacząco wzrasta Marge - Hausse (GW) MAE (% of installed capacity) Obserwowalność i prognozowanie są kluczowe dla zmniejszania przedziałów pracy wymaganych do bilansowania obciążenia i generacji PV France Wind France Intra-Day D+1 D+2 D+3 Statistical PV Site Wind Site Intra-Day D+1 D+2 D H 2H J % de cas Upward operation reserve 1h (GW) European level requirement Sum of national requirements 4% zmniejszenie % of hours Zarządzanie niepewnością będzie łatwiejsze, gdy wymiarowanie rezerwy operacyjnej będzie odbywać się coraz bliżej czasu rzeczywistego 17

18 Zmienna generacja OZE jest przyłączana poprzez układy energoelektroniczne i nie przyczyniają się do inercji systemu Synchronous generators Frequency Wind turbines PV 18

19 ZMNIEJSZENIE INERCJI SYSTEMU WPŁYWA NA DYNAMICZNĄ STABILNOŚĆ CZĘSTOTLIWOŚCI, CO PROWADZI DO BRAKU RÓWNOWAGI POMIĘDZY POPYTEM A GENERACJĄ Brak równowagi Brak równowagi Energia pierwotna f f ( f, P, H, D, K ) min réseau prim f przed wystąpieniem braku równowagi Inercja Efekt samoregulacji obciążenia 19

20 DUŻY UDZIAŁ ZMIENNEJ GENERACJI PROWADZI DO KRYTYCZNYCH SYTUACJI W POŁĄCZONYM SYSTEMIE EUROPEJSKIM Przy wysokim udziale ZG inercja systemu zmniejsza się do pięciu razy w porównaniu z dzisiejszym poziomem (H ~ 5 MW.s/MVA) i staje się bardzo zmienna pomiędzy poszczególnymi okresami Analiza europejskiego systemu synchronicznego (Nordpool, Wielka Brytania i Irlandia nie są jego częścią) Jednoczesny udział ZG w wysokości 3% w ciągu nocy prowadzi do problemów z częstotliwością, ale nie stanowi problemu w ciągu dnia, gdy zapotrzebowanie jest wysokie Okresy krytyczne: Zapotrzebowanie < 25 GW przy jednoczesnym udziale ZG > 25% Poziom bezpieczeństw a Odciążanie Kluczowe znaczenie ma dobre zrozumienie ewolucji parametrów dynamicznych, takich jak efekt samoregulacji obciążenia 2

21 Zmienna generacja OZE potencjalnie powinna świadczyć nowe usługi, takie jak szybka rezerwa częstotliwościowa 4 Probability of occurrence (%) f = 49.9Hz P e = 3.5GW D = 1%/Hz Naruszenie granic bezpieczeństwa (25% czasu) Odciążani e (,8 % czasu) Frequency nadirs follow ing an incident (Hz) Stosowanie ograniczeń mających na celu unikanie problemów ze stabilnością w okresach krytycznych można ograniczyć wyłącznie wtedy, gdy zmienne OZE charakteryzują się techniczną możliwością świadczenia usług w zakresie szybkiej rezerwy częstotliwościowej (zwanej również inercją syntetyczną) 21

22 Równoważenie ekonomiki Euro/MWh Przeciętne roczne Marginal krótkookresowe priceskoszty krańcowe systemu w pigułce PV Marginal Koszt price h Koszty krańcowe są uzyskiwane przy wykorzystaniu podejścia na poziomie systemu i rozważaniu idealnego rynku 22

23 Wraz ze wzrostem udziału OZE cena podstawowa spada i nie odzwierciedla całkowitego kosztu generacji systemowej /MWh Number of hours in the year Cena podstawowa w Niemczech 83 /MWh: Koszt całkowity energetyki węglowej (generacji systemowej) Spadek ceny podstawowej w Niemczech Przeciętne roczne krótkookreso we koszty krańcowe systemu w pigułce 8% PV+E 72% PV+E 64% PV+E 56% PV+E 48% PV+E 4% PV+E 32% PV+E 24% PV+E 16% PV+E 8% PV+E % PV+E Pewna liczba godzin z ceną w wysokości /MWh Liczba godzin, w trakcie których cena bieżąca wynosi w Niemczech W przypadku dużego udziału OZE pojęcie generacji systemowej zanika. Eletrownie muszą pokryć swoje koszty pracując mniej godzin, ale pozostają opłacalne tak długo, jak cena krańcowa w trakcie pracy pozostaje wystarczająco wysoka. 23

24 Różnica w stosunku do ceny podstawowej ( /MWh) Wartość rynkowa zmiennych OZE będzie się zmniejszać wraz ze wzrostem ich udziału w rynku Wyliczenia w oparciu o przeciętne roczne krótkookresowe koszty krańcowe systemu Wartość rynkowa OZE w porównaniu z ceną podstawową według krajów Przy udziale OZE na poziomie ~% pierwsze MW z OZE mają wartość rynkową zbliżoną do ceny podstawowej Włochy Hiszpania Wielka 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7 Brytania % Udział w Francja Francja ilości Niemcy wytwarzane Włochy Niemcy j energii Polska Wielka Brytania Hiszpania Wiatr PV Spadek wartości rynkowej zależy od efektów profilu oraz współczynnika obciążenia, i jest bardziej widoczny w przypadku PV 24

25 Przychody rynkowe OZE ( /kw/rok) W systemie z 6% udziałem OZE energetyka wiatrowa oraz słoneczna nie jest wstanie odzyskać poniesionych nakładów 25 2 Koszty wg IEA (WEO 214) 15 1 Germany Spain France GB Italy Poland 5 Solar Onshore Wind Offshore Wind Lądowa energetyka wiatrowa => wartość ekonomiczna bliska kosztom Morska energetyka wiatrowa => cierpi z powodu wysokich kosztów inwestycyjnych (około 35 /kw/rok) PV => niskie przychody PV ze względu na widoczny efekt kanibalizacji * Obejmuje: koszty inwestycyjne, O&M (siła robocza, konserwacja ) oraz koszty przyłączenia w przypadku morskiej energetyki wiatrowej. 25

26 RES Penetration Im wyższy udział OZE, tym niższy ich współczynnik wartości. Efekt ten jest bardziej widoczny w przypadku PV Wrażliwość na udział zmiennych OZE * 1% 8% 6% 1,2 1,,8,6 Iberian Peninsula PV Onshore Offshore 6%,4 4% 2% % V1 V2 V3 V4 V5 REF V6 V7 V8 V9 V1 Przychody OZE ( /MWh) Współczynnik Cena podstawowa ( /MWh) wartości =,2, 1,2 1,,8,6,4,2, Great-Britain PV Onshore Offshore * Żaden z innych parametrów, takich jak poziom przyłączeń, nie był modyfikowany. 26

27 Zmnieszjenie współczynnika wartości zmiennych OZE jest widoczne już od pierwszych GWh Przychody OZE ( /kw/rok) Koszty wg IEA (WEO 214) AS A ES P FR A GB R ITA AS A ES P FR A GB R ITA PO L AS A ES P FR A GB R ITA PO L Solaire Eolien Onshore Eolien Offshore Wyniki wskazują, że morska energetyka wiatrowa oraz PV nie są w stanie odzyskać kosztów inwestycyjnych * Obejmuje: koszty inwestycyjne, O&M (siła robocza, konserwacja ) oraz koszty przyłączenia w przypadku morskiej energetyki wiatrowej. 27

28 A dobrą wiadomością jest to, że... Światła pozostaną zapalone, tak więc nie będzie wschodzącego rynku świec! 28

29 Kluczowe wnioski z badania Zróżnicowanie geograficzne pomaga, niemniej jednak na poziomie europejskim nadal występuje znaczący poziom zmienności Integracja dużej ilości zmiennych OZE wymaga skoordynowanego rozwoju OZE oraz sieci Zmienne OZE są kluczem do dekarbonizacji wytwarzania energii elektrycznej, ale system nadal potrzebuje mocy rezerwowych dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw Przechowywanie energii oraz aktywna strona popytowa może uzupełnić generację do pewnego stopnia, wspomagając bilansowanie podaży i popytu Nie tylko generacja konwencjonalna, ale i zmienne OZE przyczynią się do bilansowania i świadczenia istniejących usług systemowych Zmienna generacja OZE potencjalnie powinna świadczyć nowe usługi systemowe Tempo rozwoju OZE należy zoptymalizować tak, aby zmniejszyć koszty przechowywania energii lub nadmiernych ograniczeń 29

30 Dziękuję za uwagę! Raport dostępny pod adresem: 3