2009 Frank Vandenberghe

Net- en marktontwikkelingen voor windenergie Agoria Seminarie “Windturbineparken: markt in expansie” 21/10/2009 Frank Vandenberghe

Net – en marktontwikkelingen voor windenergie EWIS studie: Europa in 2015 Planbureau: België in 2020 Waals Gewest: onderzoek naar preferentiële zones Vlaanderen: Stevin project Marktintegratie van windenergie Technische connectie aspecten

2


3

European Wind Integration Forecast

Installed Country Capacity DE 32% ES 20% GB 9% PT 5% DK 3% FR 8% IT 7% IR 2% NL 4% SE 1% AT 1% GR 2% NO 1% PL 2% BE 1% HU 1% FI 0% CZ 1%

4

* EWEA/TradeWind

DE ES GB PT DK FR IT IR NL

2015 installed capacity forecast in some European countries

Scenarios for Wind Power Generation 76% 1946MW

85% 21883MW

85% 1462MW

80% 464MW

62% 119MW

NL .

23% 690MW

PL

D

.

.

.

FR F

2% 80MW

52% 1560MW

SK

.

IT

2% 6MW

.

H HU

RO

. SI HR .

.

PT P .

PL Lviv (UA) (UA)

CZ .

.

54% 1809MW

SK

.

.

.

H HU

.

RO

. SI HR .

. .

.

FRY CS BA BiH .

P PT .

BG

BG

ES E FYROM MK

AL

E ES

.

FYROM MK

GR

AL

.

6% 57MW

GR

6% 6% 156MW 840MW

89% 846MW 74% 222MW

.

A AT

CH CH IT

.

CS FRY BA BiH .

DE D

F FR

.

.

.

AT A

CH CH

46% 88MW

.

B BE

39% 371MW

Lviv (UA) (UA)

CZ

58% 365MW

NL

DE

B BE

30% 7724MW

DK 2

42% 244MW

85% 536MW

DK 2

22% 563MW

48% 826MW

.

72% 10080MW

9% 234MW

.

76% 722MW

51% 46% 76 MW 29 MW 32% 28 MW

51% 41 MW

Scenario UCTE North

Scenario UCTE South

76% 344 MW 0% 0 MW 74% 83 MW

0% 0 MW 74% 37 MW 82% 256 MW

53% 45 MW

5

58 % 73 MW 78% 596 MW

92 % 688 MW

Nordel Scenario

Scenarios for Wind Power Generation

Base case Base case

6

Scenario UCTE North

Scenario UCTE South


7

Planbureau : België in 2020 Federaal Planbureau – Target 20/20 scenario MW

h

GWh

Hydro

108

3.366

363

Wind

3.231

2.539

8.204

Biomassa & -waste

2.474

4.392

10.866

93

763

71

Solar PV Totaal HEB

5.906

19.504

Totaal Electriciteitsprod

20.796

101.692

% Hernieuwbaar

28,4 %

19 %

•

Volgens dit “target 20/20” scenario van het planbureau zou de BE verplichting van 13 % primaire energie zich vertalen in 19 % HEB voor de elektriciteitsproductie.

•

Voor het beheer van het systeem is een evenwichtige verdeling tussen biomassa (stockeerbaar!) en wind/solar essentieel.

•

Eventuele substitutie van “minder biomassa” door “meer wind”: zou een zeer hoge kost aan systeembeheer en reserves met zich brengen

•

Exploitatieproblemen door intermitterend karakter: zie verder bij marktwerking

8

Net – en marktontwikkelingen voor windenergie EWIS studie: Europa in 2015 Planbureau: België in 2020

Waals Gewest: onderzoek naar preferentiële zones Vlaanderen: Stevin project Marktintegratie van windenergie Technische connectie aspecten

9

Les 8 zones de Wallonie

10

Analyse de la capacité d’accueil

11

Résultats préliminaires de capacité d’accueil •

Le réseau pourrait accueillir, moyennant des investissements relativement modestes* (non structurels), jusqu’à 2000-3000 MW de production décentralisée (somme du potentiel par sous-zones. Attention: l’agrégation à l’échelle wallonne devra se vérifier avec prudence)

•

En moyenne tension, près de 1000 -1500 MW pourraient être acceptés

•

Une vingtaine de renforcements ont été identifiés pour accueillir de la production complémentaire. Ils ne sont pas équivalents en termes de ratio MW/M€ (optimum technico-économique)

•

Discussion en cours : Quel traitement pour des demandes de raccordement de projets éoliens "mal placés" en regard du potentiel "bien/mieux placé" ? *

12

Remplacement de cabines MT (avec éventuelle construction d’un nouveau bâtiment), adaptations de protection, aménagement de terrain poste pour accueillir des travées supplémentaires de raccordement


13

Stevin: doelstellingen prioriteit

type

omschrijving

I

Aansluiting offshore windmolenparken

• Geplande concessies in de Belgische wateren • Verder gelegen parken in het “North Sea Grid”

II

Internationale verbindingen

•

Duurzame energievoorziening haven Zeebrugge & kuststreek

• •

III

14

•

Met andere Noordzeelanden, in het kader van de “North Sea Grid” ontwikkelingen Waaronder concreet project Nemo met UK Evolutie van het verbruik Aansluiting van centrales met (hernieuwbare) energiebronnen (onshore windparken en biomassa bij de havens Oostende -Zeebrugge)

Noordzeehub voor België

Stevin project Uitbreiding van het 380kV net vanuit Eeklo naar Zeebrugge.

15

EWEA’s ambitious master plan HVDC Multinodes in 2020 ??

16 Source: EWEA (2009) Oceans of Opportunity. Harnessing Europe’s largest domestic energy resources.


17

Marktintegratie van windenergie • Day-ahead markt (DA) Op de DA markt kunnen de partijen per uur hun positie optimaliseren voor de volgende dag op basis van vooruitzichten. DA is de belangrijkste component van de groothandelsmarkt omdat partijen hun fysische posities op dagbasis plannen.

• Intraday markt (ID) Afwijkingen tov de DA kunnen via continuous trading op de ID markt verrekend worden.

• Balancing mechanisme (BM) De resterende afwijking na ID wordt met de TSO afgerekend. De TSO moet hiervoor over reserves beschikken. Voor BM van offshore wind bestaat een speciale regeling op basis van de DA prijs. (cfr slide 22 – productie-afwijking)

• Jaarlijkse en maandelijkse capaciteitsveilingen en forward contracten voor energie

Om posities op termijn en tussen landen te hedgen.

18

D: wind forecast, generation & reserves need MW

> 4000 MW reserve TSO

± 2000 MW reserve TSO

19

D: wind forecast, generation & Price at PX

20

4000

2000

0

20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15

-1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1

222222222222222222222222-

31 31 31 30 30 30 29 29 29 29 28 28 28 27 27 27 27 26 26 26 25 25 25 25

-1 -1 -0 -2 -1 -0 -2 -1 -0 -0 -1 -1 -0 -2 -1 -0 -0 -1 -1 -0 -2 -1 -0 -0

7

0

3

0

3

6

3

6

9

2

9

2

5

2

5

8

1

8

1

4

1

4

7

0

21

S to ra g e Sun N a t_ g a s W in d Coal W a te r M u n i_ w a s t e B io m a s s N u c le a r 020 011 007 008 006 009 004 003 001

8000 MW

Market & merit order: EWIS - BE 2015 BELGIUM - Scenario High Wind South/Best Estimate/Lowload/Low NTC 14000

12000

10000

6000

Mesures de soutien pour l’offshore Câble sous-marin : •

Financement de 1/3 du coût du câble, jusqu’à un max. de 25 mios€ par projet

•

Paiement en 5 tranches annuelles équivalentes (max. 5 mios/an) à dater du commencement des travaux

Ecart de production (article 7, §3 de la Loi) : •

Mesure visant à atténuer pour les concessionnaires l’impact financier, en termes de déséquilibre, dû à l’imprévisibilité du vent

•

Obligation d’achat ou de vente par Elia au concessionnaire de l’énergie équivalant à l’écart de production entre la nomination day-ahead et la mesure réelle au point d’injection concerné: -

•

22

Si nomination > à injection, Elia vend l’énergie “manquante” au prix Belpex + 10% Si nomination < à injection, Elia rachète l’énergie “excédentaire’’ au prix Belpex – 10%

Cet achat ou vente est toutefois limité (en volume) à 30% de la nomination day-ahead relative à l’injection au point d’injection concerné

Mesures de soutien pour l’offshore (suite) Achat des certificats verts “fédéraux” : •

Soutien financier accordé aux concessionnaires au pro rata de la production d’électricité à partir des éoliennes en mer –

107 €/MWh pour les 216 premiers MW installés

–

et 90 €/MWh pour les MW suivants

•

Environ 34 mios€/an par tranche de 100 MW installés

•

Surcharge à créer pour combler le déficit entre: –

montant relatif à l’achat et

–

montant relatif à la vente des certificats verts

Pour 2000 MW en offshore, le coût des certificats verts pour ELIA sera de l’ordre de 680 M€/an (= chiffre d’affaires d’ELIA)

23


24

Engineering aspecten • “Enhanced” hoogspanningslijnen -

Hoge performantie geleiders Geïsoleerde mastarmen

-

Beide technologieën laten toe om binnen een bestaande corridor het vermogen ongeveer met een factor 10 te verhogen

-

Maar: vergunningsproblematiek blijft: stand-still principe nastreven

• HVDC technologie Fundamenteel voor onderzee toepassingen: kost en ruimte-inname

• Flow-control options…. Conventional (PST) and less conventional (FACTS)

• Smart grids & smart metering Opvolging van de marktmechanismen

25

Klassieke vakwerkmast (500 MVA - 150kV) <> mast met geïsoleerde mastarmen (5000 MVA - 380kV)

26

HV DC technology

27

Technische connectie aspecten •

Sterke penetratie van windenergie noodzaakt behoud van productie bij incidenten: - “Fault ride through capability” bij spanningsdips - Frequentie-stabiliteit bij plotse onevenwichten (november 2006 incident)

•

Levering en absorptie van reactieve energie door windmolenparken - Pilootproject in het Elia net

•

Strikte toepassing van standaard criteria voor aansluitingsvermogen? - In sommige gevallen afwijking te overwegen mits uitdrukkelijk akkoord van de operator en uitwerken van aangepaste exploitatieprocedures (cf. volgende slide)

28

Raccordement éolien “hors critère”? Puissance P Max (MW)

production à risque en cas d’indisponibilité si relâchement du critère N-1

NCN production additionnelle en relâchant le critère

NCN-1 NCN : puissance d’accueil hypothèse réseau complet sans indisponibilité NCN-1 : puissance raccordable avec 1 élément réseau indisponible = standard réglementaire (appelé “critère N-1”)

% temps

29

2009 Frank Vandenberghe

Recommend Documents