دانلود مقاله هزینه های یکپارچه سازی کوتاه مدت برای انرژی تجدید پذیر متغیر

چکیده

     بریتانیا و آلمان شاهد رشد گسترده ای در زمینه انرژی های تجدید پذیر متغیر (VRE) در دهه اخیر بوده اند. بسیاری از مطالعه ها نشان می دهد که این موضوع باعث می شود که هزینه های عملیاتی سیستم های قدرت به صورت کوتاه مدت برای تعادل و مدیریت ازدحام، افزایش پیدا کند. ما توسعه های واقعی این هزینه ها، تخصیص آن ها و کاربرد های سیاسی در هر دو کشور را بررسی می کنیم.

     از سال 2010، هزینه های عملیات سیستم ها 62% در بریتانیا افزایش یافته است ( به صورت یک افزایش 5 برابری در ظرفیت VRE) و در آلمان نیز تقریبا همین شرایط بوده است ( البته ظرفیت در آلمان دو برابر شده است). در این زمینه، ایجاد تعادل در هزینه ها در بریتانیا ثابت مانده است (4%-) و در آلمان به صورت محسوس کاهش یافته است (72%-) در حالی که هزینه های مدیریت ازدحام 74% در بریتانیا و 14 برابر در آلمان افزایش داشته است. هزینه های کاهش تولید  انرژی بادی نیز سال به سال متغیر می باشد و زمانی که به روز رسانی های برنامه ریزی شده برای شبکه و به روز رسانی های جاری تکمیل شوند، قطعا این هزینه ها باید به صورت محسوس کاهش پیدا کنند. نرخ کاهش تولید  برای مزارع به 4 تا 5% در آلمان و 5 تا 6% در بریتانیا افزایش داشته است ( 0 تا 1 % برای مزرعه های بادی دریایی و 15 تا 16% نیز برای مزارع خشکی در اسکاتلند).

     بحث های سیاسی در رابطه با سیستم های ایجاد تعادل در هر دو کشور به صورت مشابه هستند و بر روی تقویت سیگنال های قیمت عدم تعادل و میزان تحمل ژنراتور های VRE از نظر هزینه های یکپارچه سازی می باشند. هر دو کشور میتوانند از بازار تعادلی یکدیگر و طراحی های کاهش عدم تعادل، درس های مفیدی را به دست بیاورند. بریتانیا باید بازار تعادل خودش را اصلاح کند تا شفافیت و رقابت بیشتری داشته  باشد و فعالان جدید بتوانند در آن شروع به کار کنند ( به خصوص برای ژنراتور های VRE). بازه های تجارت کوتاه تر و بسته شدن درگاه ها نیازمند مشارکت بازار بوده و باعث توانمندی آن ها می شود تا بتوانند مسئولین بیشتری برای تعادل بازار را در اختیار داشته باشند. آلمان باید یک بازار انرژی رزرو را هم در نظر داشته باشد و سعی کند که از قیمت گذاری های حاشیه ای برای عدم تعادل استفاده کند.

1. مقدمه

     بریتانیا و آلمان بیان کرده اند که هدف آن ها کاهش میزان نشر کربن به مقدار 80% تا سال 2050 در مقایسه با سطوح سال 1990 می باشد که نیازمند از بین بردن کاربرد های مولد کربن در بخش تولید برق می باشد. در حالی که انرژی های هسته ای و جذب کربن و ذخیره سازی آن (CCG) از جمله روش های موجود برای کاهش کربن در بریتانیا هستند، نظر سیاسی و عمومی باعث شده که گزینه های آلمان برای منابع انرژی تجدیدپذیر (RES) کاهش پیدا کند.

     تولید انرژی های تجدید پذیر به صورت محسوس در هر دو کشور افزایش یافته است. از سال 2015، 29% از برق آلمان به صورت تجدید پذیر تولید می شود و در بریتانیا نیز 24.5% از انرژی برق خودش را به این روش تولید می کند [1 و 2]. دولت آلمان هدف خودش را به این صورت مشخص کرده است که حداقل تا سال 2030، 50% از برق خودش را از منابع RES ایجاد کند [3] و همچنین بریتانیا نیز در برنامه های کاهش تولید کربن تا سال 2030، هدف دارد تا سهم 45 تا 50% از این انرژی های تجدید پذیر را داشته باشد [4]. هدف های اتحادیه اروپا به این صورت می باشد که حداقل 27% از کل سهم تولید انرژی تا سال 2030 از RES باشد [5]، که مطالعه های انجام شده در این زمینه نشان می دهد که سهم برق تقریبا بر اساس فرضیات مدل سازی، به صورت 45 تا 55% می باشد.

5. جمع بندی

     در این مقاله به بررسی تحولات اخیر هزینه های ادغام کوتاه مدت منابع انرژی تجدید پذیر متغیر (VRE) ، مدیریت ازدحام و هزینه های متعادل سازی در انگلیس و آلمان پرداخته شده است. هزینه های مدیریت ازدحام اخیراً در هر دو کشور به سطوح بی سابقه ای افزایش یافته است. در آلمان ، این هزینه ها با پرداخت غرامت به مزارع بادی برای کاهش تولید ایجاد می شوند ، در حالی که در انگلیس هزینه های توزیع مجدد نیروگاه  های گازی بخش عمده ای از هزینه ها را تشکیل می دهد. انتظار می رود که ارتقاء های اصلی شبکه و طرح های برنامه ریزی شده ، ازدحام را تا حد زیادی در هر دو کشور کاهش دهد. ما نشان می دهیم که 4.4٪ در آلمان و 5.6٪ از انرژی باد (اندازه گیری شده) انگلیس در سال 2016 کاهش یافته بود ، در کل 4.65 TWh کاهش ایجاد شده بود. این انرژی برای کاهش 426 میلیون یورو هزینه داشت و در صورت استفاده از آن می شد تقریبا 2.1 لیتر CO2 را ذخیره کرد.

     هزینه های ایجاد تعادل در بریتانیا ثابت باقی مانده است و در آلمان کاهش داشته است، با وجود این که ظرفیت های VRE پنج برابر و دو برابر به ترتیب در این کشور ها بیشتر شده است. این موضوع بر خلاف مطالعه های مدل سازی می باشد که پیش بینی می کنند که یک افزایش در الزام برای رزرو ها و هزینه ها با افزایش در سطح نفوذ VRE ها ایجاد می شود. این موضوع از این فرضیه پشتیبانی می کند که انعطاف محسوسی هنوز در این سیستم ها وجود دارد و در نتیجه استفاده از خروجی  های تجدید پذیر متناوب با بهبود عملیات سیستم بدون نیاز به افزایش هزینه ها، مقدور می باشد.

Abstract

     Britain and Germany saw unprecedented growth of variable renewable energy (VRE) in the last decade. Many studies suggest this will significantly raise short-term power system operation costs for balancing and congestion management. We review the actual development of these costs, their allocation and policy implications in both countries.

     Since 2010, system operation costs have increased by 62% in Britain (with a five-fold increase in VRE capacity) and remained comparable in Germany (with capacity doubling). Within this, balancing costs stayed level in Britain (–4%) and decreased substantially in Germany (–72%), whilst congestion management costs have grown 74% in Britain and 14-fold in Germany. Curtailment costs vary widely from year to year, and should fall strongly when ongoing and planned grid upgrades are completed. Curtailment rates for wind farms have risen to 4–5% in Germany and 5–6% in Britain (0–1% for offshore and 15–16% for onshore Scottish farms).

     Policy debates regarding the balancing system are similar in both countries, focussing on strengthening imbalance price signals and the extent that VRE generators bear the integration costs they cause. Both countries can learn from each other's balancing market and imbalance settlement designs. Britain should reform its balancing markets to be more transparent, competitive and open to new providers (especially VRE generators). Shorter trading intervals and gate closure would both require and enable market participants (including VRE) to take more responsibility for balancing. Germany should consider a reserve energy market and move to marginal imbalance pricing.

1. Introduction

     Both the UK and Germany have the declared goal to cut carbon emissions by 80% by 2050 compared to 1990 levels, which requires near-total decarbonisation of the electricity sector. While nuclear and carbon capture and storage (CCS) are plausible low carbon alternatives in the UK, public and political opinion limit Germany's options to renewable energy sources (RES).

     Renewable generation has grown dramatically in both countries. Since 2015 29% of Germany's electricity was renewable, as was 24.5% of Britain's [1,2]. The German government aims to source at least 50% of electricity from RES by 2030 [3], and similarly a 45–55% share is needed to meet the UK's Carbon Budget for 2030 [4]. The EU targets at least 27% RES share in total final energy consumption by 2030 [5], which studies suggest would correspond to an electricity share of around 45–55% depending on modelling assumptions [6–8].

5. Conclusions

     This paper examined recent developments of short-term integration costs of variable renewable energy (VRE) sources, congestion management and balancing costs, in Britain and Germany. Congestion management costs have increased recently in both countries to unprecedented levels. In Germany, these costs are dominated by compensation payments to wind farms for curtailment, whereas in Britain the costs for redispatch of gas plants make up the bulk of costs. Ongoing and planned major grid upgrades are expected to relieve congestion to a large extent in both countries. We show that 4.4% of German and 5.6% of (metered) British wind energy was curtailed in 2016, a total of 4.65 TWh. This energy cost €426 m to curtail, and could have saved approximately 2.1 MT of CO2 if it had been utilised.10

     Balancing costs have stayed constant in Britain and have decreased in Germany, despite VRE capacity increasing five-fold and two-fold respectively. This goes against most modelling studies which predict an increase of reserve requirements and costs with increasing VRE penetration levels. This supports the hypothesis that significant flexibility already exists in these systems, and so accommodating more intermittent renewable output can be managed by improved system operation without necessarily raising costs.

(جهت بزرگ نمایی روی عکس کلیک نمایید)

چکیده

1. مقدمه

2. هزینه های محدودیت

2.1 مدیریت ازدحام و تخصیص هزینه های آن در آلمان

2.2 هزینه های مدیریت ازدحام اخیر در آلمان

2.3 مدیریت ازدحام و تخصیص هزینه های آن در بریتانیا

2.4 هزینه های اخیر در مدیریت ازدحام در بریتانیا

2.4.1 نرخ کاهش در مزارع بادی

2.4.2 کاهش قطعی، هزینه ها و قیمت های کلی

2.5مقایسه کاهش تولید در بریتانیا و آلمان

3. سیستم های تعادل در بریتانیا و آلمان

3.1 مروری بر عملکرد سیستم های ایجاد تعادل

3.2 طراحی بازار تعادلی

3.2.1 بازار تعادل در آلمان

3.2.2 بازار تعادل در بریتانیا

3.3تسویه عدم تعادل و تخصیص هزینه ها

3.3.1تخصیص هزینه ها و قیمت عدم تعادل در بریتانیا

3.2.3 تخصیص هزینه و قیمت عدم تعادل در آلمان

3.4هزینه های تعادل در تولید VRE

3.4.1تاثیر نیروگاه های VRE بر روی الزام های رزرو

3.2.4 عوامل موثر بر روی هزینه های تعادل

3.4.3. تخمین های هزینه های تعادلی

3.5توسعه های اخیر  در هزینه های تعادل

3.5.1. آلمان

3.5.2بریتانیا

4.گزینه های سیاسی برای رفع هزینه های ایجاد تعادل

4.1 یک تسویه عدم تعادل دقیق تر.

4.1.1صحت پیش بینی ها

4.1.2 قیمت عدم تعادل : انگیزه ها و سیگنال قیمت

4.1.3 ایجاد تعادل به صورت غیر فعال

4.2 ایجاد امکان تعادل توسط فعالان بازار

4.3 بهبود عملیات ایجاد تعادل

4.4 بازار های تعادل سازی آزاد برای VRE ها

4.4.1 ظرفیت های فنی

4.4.2 هزینه های فرصت و هماهنگی با یارانه ها

4.4.3 مزایا

4.4.4 موانع بازار

4.5آیا هزینه های ایجاد تعادل، هزینه های خارجی هستند؟

5.جمع بندی

منابع

ABSTRACT

1. Introduction

2. Constraint costs

2.1. Congestion management and its cost allocation in Germany

2.2. Recent congestion management costs in Germany

2.3. Congestion management and its cost allocation in Britain

2.4. Recent costs of congestion management in Britain

2.4.1. Curtailment rates of wind farms

2.4.2. Absolute curtailment, total costs and prices

2.5. Comparing curtailment in Britain and Germany

3. Balancing systems of Britain and Germany

3.1. Overview of balancing system functions

3.2. Balancing market design

3.2.1. The balancing market in Germany

3.2.2. The balancing market in Great Britain

3.3. Imbalance settlement and cost allocation

3.3.1. Cost allocation and imbalance price in Britain

3.3.2. Cost allocation and imbalance price in Germany

3.4. Balancing Costs of VRE generation

3.4.1. Impact of VRE plant on reserve requirements

3.4.2. Factors determining balancing costs

3.4.3. Balancing cost estimates

3.5. Recent developments of balancing costs

3.5.1. Germany

3.5.2. Britain

4. Policy options to address balancing costs

4.1. A stricter imbalance settlement

4.1.1. Forecasting accuracy

4.1.2. The imbalance price: incentive and price signal

4.1.3. Passive balancing

4.2. Enabling balancing by market participants

4.3. Improving balancing operation

4.4. Open balancing markets to VRE

4.4.1. Technical capabilities

4.4.2. Opportunity costs and coordination with subsidies

4.4.3. Benefits

4.4.4. Market barriers

4.5. Are balancing costs externalities?

5. Conclusions

References