Raport Europejskiej Agencji Energetycznej „Projektowanie oraz

Raport Europejskiej Agencji Energetycznej „Projektowanie oraz

Raport Europejskiej Agencji Energetycznej „Projektowanie oraz zarządzaniem
systemem energetycznym z dużą ilością energii wiatrowej”
Streszczenie
Niniejszy raport podsumowuje najnowsze wnioski, dotyczące integracji energetyki
wiatrowej, wynikające z badań nad rzeczywistymi doświadczeniami w tym zakresie,
które zostały przeprowadzone w 15 krajach uczestniczących w projekcie IEA
(International Energy Agency) Wind. Większość omawianych wyników oraz
metodologii ma zastosowanie również do zmiennych odnawialnych źródeł energii
innych niż energetyka wiatrowa. Wiele badań dotyczących integracji energetyki
wiatrowej obejmuje również energetykę słoneczną.
Badania w skali krajowej dotyczą wpływu, pogrupowanego według zagadnień
bilansowania systemu elektroenergetycznego, w różnych krótkookresowych skalach
czasowych: zarządzania ograniczeniami, wzmocnienia sieci oraz jej stabilności, a
także wystarczalności energetycznej (tj. rzeczywistej mocy instalacji wiatrowych).
Załącznik 1 przedstawia podsumowanie badań obecnych w ramach krajowych
projektów stanowiących część Task 25.
Wytwarzanie energii z wiatru wprowadza dodatkową zmienność i niepewność w
zakresie eksploatacji systemu elektroenergetycznego. Bez energetyki wiatrowej
system musi bilansować zmienne obciążenie wraz ze związaną z nim niepewnością
prognoz. Aby sprostać wyzwaniu bilansowania większego poziomu zmienności i
niepewności, konieczna jest wyższa elastyczność systemu elektroenergetycznego.
Zakres dodatkowej wymaganej elastyczności zależy od ilości energetyki wiatrowej w
systemie oraz poziomu elastyczności tego systemu.
Charakterystyka zmienności i niepewności energetyki wiatrowej została
przedstawiona na podstawie doświadczeń i zmierzonych danych dotyczących
wielkoskalowego wytwarzania energii z wiatru i prognozowania. Stanowią one ważne
dane wejściowe badań nad integracją. W przypadku analizy obszarów o wielkości
systemów energetycznych występuje znaczący efekt wygładzania geograficznego,
zarówno w kontekście zmienności, jak i niepewności energetyki wiatrowej.
Nieuwzględnienie tego efektu wygładzania będzie miało wpływ na szacunki dotyczące
wpływu energetyki wiatrowej na systemy energetyczne. Wygładzanie zmienności
można zauważyć w zmierzonych skrajnych wartościach zmienności dla obszarów o
różnej wielkości. Ponadto, zmienność jest niższa w krótszych okresach czasu. Efekt
wygładzania widać również w ogólnym kształcie krzywych czasu trwania poziomów
generacji wiatrowej oraz zmian krokowych – w przypadku większych obszarów
większość czasu w ciągu roku charakteryzuje się przeciętnym poziomem produkcji i
zmiennością bliską zeru. Aktualnie średni błąd bezwzględny wielkoskalowych prognoz
generacji wiatrowej mieści się w przedziale 4-8% mocy zainstalowanej dla prognoz na
dzień następny (12-36 godzin do przodu). Niepewność generacji wiatrowej ulegnie
zmniejszeniu wraz z rozwojem bardziej dokładnych metod prognozowania. Z drugiej
strony znaczący udział morskiej energetyki wiatrowej zwiększy błędy prognozowania.
Wymagania w zakresie rezerwy operacyjnej dotyczą krótkoterminowej elastyczności
elektrowni, które są w stanie reagować na niezbilansowanie obciążenia i generacji.
Niezbilansowanie to jest spowodowane głównie przez nieprzewidziane wahania.
Ponadto, wszelka zmienność w ramach okresu dysponowania, najczęściej w
przedziale 5-60 minut, jest zarządzana za pomocą rezerwy operacyjnej. Rezerwa ta
działa na łączne niezbilansowanie systemu netto dla wytwarzania i zapotrzebowania,
a nie dla każdego pojedynczego źródła niezbilansowania. Obliczenia wymagań
dotyczących rezerwy wymagają danych wejściowych na temat niepewności i
zmienności zapotrzebowania, generacji wiatrowej oraz innych źródeł generacji. W
przypadku energetyki wiatrowej horyzont czasowy prognoz stanowi kluczowe
założenie, ponieważ w przypadku krótszych okresów czasu niepewność będzie
znacznie niższa niż zapotrzebowanie. Istnieje szeroka gama wyników szacunków
dotyczących zwiększonego zapotrzebowania na rezerwy. Jest to spowodowane
przede wszystkim różnymi okresami czasowymi niepewności, uwzględnianymi w
różnych badaniach:
· Jeżeli przy szacowaniu wzrostu zapotrzebowania na rezerwy krótkoterminowe
weźmie się pod uwagę wyłącznie godzinową zmienność generacji wiatrowej,
wyniki wynoszą 3% lub mniej mocy zainstalowanej dla penetracji na poziomie
poniżej 20% zapotrzebowania brutto.
· Jeżeli weźmie się pod uwagę 4-godzinne błędy prognozy generacji wiatrowej,
wzrost zapotrzebowania na rezerwy krótkoterminowe wynosi do 9-10% mniej
mocy zainstalowanej dla penetracji na poziomie 7-20% zapotrzebowania brutto.
Wzrost zapotrzebowania na rezerwę jest najczęściej obliczany dla najgorszego
przypadku. Niemniej jednak niekoniecznie idzie to w parze z nowymi inwestycjami w
moce rezerwowe – częściej generatory, które dawniej były wykorzystywane do
wytwarzania energii, mogą być wykorzystywane jako rezerwa. Dotychczasowe
doświadczenia wskazują, że energetyka wiatrowa nie wpłynęła na wzrost inwestycji w
nowe moce rezerwowe. Niemniej jednak na Półwyspie Iberyjskim planuje się nowe
instalacje szczytowo-pompowe, które mają w przyszłości pomóc w zarządzaniu
poziomem penetracji energetyki wiatrowej przekraczającym 20%.
Ponieważ produkcja energii z wiatru jest zmienna, aktualnie powszechnie uznaje się,
że rezerwy wymagane ze względu na energetykę wiatrową powinny być obliczane
dynamicznie: jeżeli alokacja na następny dzień jest szacowana raz dziennie zamiast
stosowania tego samego wymagania dotyczącego rezerw dla każdego dnia, wówczas
dni o mniejszej sile wiatru zmniejszają wymagania systemu. Unikanie alokacji
niepotrzebnych rezerw jest efektywne kosztowo i może być konieczne w przypadku
wyższych poziomów udziału energetyki wiatrowej. Ponadto, kroki czasowe wybrane
do dysponowania systemem i eksploatacji rynku mogą wpływać na ilość i rodzaj rezerw
wymaganych do bilansowania. Na przykład, rynki działające w 5-minutowych krokach
mogą automatycznie wykorzystywać moce bilansujące generatorów, które zwiększą
produkcję, by wypełnić swój grafik w następnym 5-minutowym okresie.
Zmienność i niepewność energetyki wiatrowej będzie wpływać na sposób, w jaki będą
eksploatowane konwencjonalne elektrownie w systemie. Zmiana poziomu produkcji
elektrowni będzie powodować wzrost kosztów ze względu na dodatkowe zmiany
obciążenia oraz uruchomienia/odstawienia. Aby przeanalizować wpływ generacji
wiatrowej na działanie systemów energetycznych, wykonano modele symulacyjne
optymalizujące dysponowanie wszystkimi elektrowniami, tak by zaspokoić zmienne
obciążenie. Większość wyników dotyczących kosztów bilansowania opiera się o
porównanie kosztów działania systemu bez generacji wiatrowej oraz z różnym jej
udziałem. Wyizolowanie kosztów bilansowania systemu z ogólnych kosztów
eksploatacji, w tym kosztów paliw, jest trudnym zadaniem. Dodatkowo, każda
alternatywa względem generacji wiatrowej będzie miała wpływ na koszty paliw. W
przypadku penetracji generacji wiatrowej na poziomie do 20% zapotrzebowania brutto
(na energię) wzrost kosztów eksploatacji systemu wynikający ze zmienności i
niepewności tej generacji wynosi około 1-4,5 €/MWh. Stanowi to 10% lub mniej
hurtowej wartości energii z wiatru. Poza szacunkami dostępne są pewne
doświadczenia dotyczące rzeczywistych kosztów bilansowania istniejącej generacji
wiatrowej na rynkach energii elektrycznej: 1.3–1.5 €/MWh dla 16% penetracji generacji
wiatrowej (Hiszpania) oraz 1,4-2,6 €/MWh dla 24% penetracji generacji wiatrowej
(zachodnia Dania). Ogólny wniosek dotyczący szacunków kosztów bilansowania jest
taki, że umożliwienie wykorzystania mocy połączeń międzysystemowych do celów
bilansowania obniża koszty bilansowania w porównaniu z sytuacją, w której takie
wykorzystanie nie jest dozwolone. Inne ważne czynniki zidentyfikowane jako
zmniejszające koszty integracji to: agregacja produkcji energii w elektrowniach
wiatrowych na dużych obszarach geograficznych oraz grafikowanie działania systemu
elektroenergetycznego bliżej godziny dostawy.
Wzmocnienie sieci może być konieczne ze względu na większe przepływy mocy i
utrzymanie stabilnego poziomu napięcia i często jest wymagane w przypadku instalacji
nowych mocy w słabo rozwiniętych sieciach z dala od centrów obciążenia. Zasadniczo
problem pozostaje niezmienny niezależnie od tego, czy chodzi o nowoczesne
elektrownie wiatrowe, czy jakiekolwiek inne elektrownie. Dlatego też wzmocnienie sieci
wymagane przez energetykę wiatrową istotnie zależy od lokalizacji elektrowni
wiatrowych względem obciążeń oraz infrastruktury sieciowej; należy oczekiwać, że
wyniki będą się różnić w zależności od kraju. Ekspertyzy wpływu na sieć obejmują
bardziej szczegółowe symulacje przepływów mocy w sieci przesyłowej w celu
potwierdzenia jej wystarczalności oraz wykorzystania w stanie stabilnym, a także
możliwości ocenienia, czy sieć jest wystarczająco mocna, by poradzić sobie z
dodatkowymi elektrowniami wiatrowymi również w przypadku poważnych awarii. Dla
niższych poziomów penetracji z reguły nie wykonuje się dynamicznych analiz
stabilności systemu, o ile nie przewiduje się wystąpienia konkretnych problemów ze
stabilnością. Możliwości turbin wiatrowych ciągle ewoluują i mogą złagodzić część
potencjalnego wpływu energetyki wiatrowej. Tendencje na całym świecie skłaniają się
ku planowaniu regionalnemu. Szerokie plany dotyczące morskiej energetyki wiatrowej
w Europie spowodowały rozpoczęcie nowych badań nad sieciami offshore.
Alokacja inwestycji sieciowych na potrzeby energetyki wiatrowej stanowi wyzwanie,
podobnie jak koszty bilansowania. Operatorzy sieci rzadko alokują infrastrukturę
sieciową, ponieważ nowa infrastruktura najczęściej stanowi korzyść dla wszystkich
użytkowników. Inwestycje są dokonywane w celu poprawy działania rynku energii, aby
zwiększyć bezpieczeństwo systemu i spowodować strategiczne przekształcenia w
zakresie długookresowej równowagi dostaw energii elektrycznej. Nawet w sytuacji,
gdy energetyka wiatrowa będzie stanowić główny motyw dla inwestycji, po
wybudowaniu sieci nie ma możliwości alokacji korzyści na rzecz jakiegokolwiek
użytkownika.
Wkład energetyki wiatrowej w wystarczalność energetyczną systemu to jej rzeczywista
moc. Poza wartością mocy energetyka wiatrowa charakteryzuje się rzeczywistą mocą.
Zalecana metodologia szacowania rzeczywistej mocy energetyki wiatrowej to Effective
Load Carrying Capability (ELCC), opierająca się o obliczenia oczekiwanej utraty
obciążenia. Rzeczywista moc energetyki wiatrowej będzie się zmniejszać wraz ze
wzrostem penetracji tej energetyki w systemie. Wyniki podsumowane w niniejszym
raporcie wskazują na przedział od 40% mocy zainstalowanej (w sytuacjach, gdy
penetracja energetyki wiatrowej jest na niskim poziomie, a w okresach obciążenia
szczytowego występuje wysoki współczynnik wykorzystania mocy) do 5% przy
wysokiej penetracji energetyki wiatrowej, lub gdy regionalne profile mocy energetyki
wiatrowej charakteryzują się ujemną korelacją z profilem obciążenia systemu (tj. niski
współczynnik wykorzystania mocy w okresach obciążenia szczytowego). Korzyści
płynące z agregacji mają zastosowanie do obliczeń rzeczywistej mocy – dla większych
obszarów geograficznych rzeczywista moc będzie wyższa.
Istnieją szerokie doświadczenia w zakresie integracji energetyki wiatrowej w
systemach elektroenergetycznych. Łagodzenie wpływu energetyki wiatrowej obejmuje
bardziej elastyczne metody eksploatacji, zachęty dla elastyczności innych elektrowni,
rozbudowę połączeń z sąsiednimi regionami oraz zastosowanie elastyczności strony
popytowej. Przechowywanie energii wciąż nie jest tak efektywne kosztowo w
większych systemach elektroenergetycznych, jak inne narzędzia elastyczności, ale
znajduje wstępne zastosowania w miejscach o niewielkim przesyle. Rynki energii
elektrycznej z handlem transgranicznym w ramach jednego dnia, zasoby bilansujące
oraz pojawiające się rynki usług systemowych są postrzegane jako pozytywne
elementy w kontekście przyszłych wysokich poziomów penetracji energetyki wiatrowej.
Oszacowanie kosztów integracji energetyki wiatrowej stanowi wyzwanie, ponieważ
selekcja i alokacja kosztów nie jest prosta. Usługi systemowe sieci przesyłowej oraz
bilansowanie w czasie rzeczywistym występują dla wszystkich użytkowników. Choć
trudno jest obliczyć koszty integracji energetyki wiatrowej, szacunki wskazują, że
koszty te są umiarkowane. Analiza kwestii kosztów integracji wymaga uwzględnienia
faktu, że wszystkie źródła wytwórcze, w tym elektrownie jądrowe i wykorzystujące
paliwa kopalne, charakteryzują się kosztami związanymi z ich integracją z siecią i
zarządzaniem
ich
indywidualnymi
charakterystykami
eksploatacyjnymi,
zapewniającymi stabilne i niezawodne źródło energii w celu zaspokojenia zmiennego
obciążenia.