Bateriové akumulace v energetice

Transkript

1 Uplatnění v provozu tepláren v kontextu vývoje energetiky ČR Seminář energetiků Luhačovice, Michal Macenauer

2 Aktuální rány pro teplárenství 1. Asymetrické ekologické požadavky na výrobce tepla 2. Nové Brefy 3. Zimní energetický balíček 4. Úspory 5. Dotační tituly do konkurenčních zdrojů tepla/elektřiny 6. Antifosilní politika 7. Nové způsoby obchodování s PpS 8. Nízké ceny elektřiny 2

3 Nové možnosti ošetření rentability (záchrany) teplárenství 1. noví odběratelé tepla, přímí odběratelé elektřiny 2. propojení sféry CZT s DZT instalace, spolupráce, služby 3. částečný či úplný přechod k jiným palivům: strategický výhled palivového mixu ET, včetně problematiky emisí (BREF, Hg ) 4. akumulační technologie tepla: poskytování regulačních služeb, ekonomizace provozu CZT 5. uplatnění na trhu se systémovými službami: pravděpodobně nutná úprava provozu/technologie (kdo může snadno, již poskytují ) 6. zdroje pro poskytování flexibility: dnes hlavně PpS, ale brzy i jinak 7. akumulační technologie elektřiny: především baterie chemických článků s řídícím systémem 3

4 Možné využití baterií v teplárnách v zásadě čtyři druhy využití: 1. využití rozdílu cen peak/offpeak: PVE model spíše statické využití dnes se nevyplácí i střednědobě nízký potenciál nic tomu nebrání, bez certifikace spíše za rokem vykrývání odchylek: dynamické využití samoregulace subjektů v soustavě může se vyplatit, ale je to hraniční na trhu s regulační energií (smlouva s TSO, musí být certifikace na PpS) dnes i brzy provoz do protiodchylky (subjekt zúčtování, pevná cena, vyúčtovává OTE) 3. poskytování PpS: nakupuje ČEPS jen část potřebného regulačního výkonu největší potenciál nejvyšší návratnost především v PR, SR a MZ5 je potenciál (nutná certifikace a omezení provozu) již téměř dnes 4. vnitřní optimalizace velmi individuální; obecně dodá rychlost náběhu či vyrovnání 4

5 Q1 25 Q1 26 Q1 27 Q1 28 Q1 29 Q1 21 Q1 211 Q1 212 Q1 213 Q1 214 Q1 215 Q1 216 Q1 217 EUR/MWh Bateriové akumulace v energetice Vývoj cen elektřiny a ostatních energetických komodit mezi 25 a 217: cena elektřiny - 25 % cena plynu - 25 % cena povolenky - 75 % baseload EPEX denní trh OTE zemní plyn Evropa uhlí Austrálie povolenky EUA 5

6 EUR/MWh Bateriové akumulace v energetice Průměrná cena pásma ve středoevropském regionu 6 pro ČR nárůst o 4 % DE / AT CZ HU PL SK 6

7 Kč/MWh Bateriové akumulace v energetice Vývoj ceny na denním trhu potřebný rozdíl minimálně 3 Kč/MWh

8 GW GW PWh PWh Bateriové akumulace v energetice Vývoj P inst a poptávky elektřiny regionu CEE (EU: Reference Scenario) mezi roky 215 a 25: výkon regulujících zdrojů - 15 % poptávka bez elektromobility + 17 % poptávka včetně elektromobility + 35 % 1,8 1,6 1,4 1,2 1 1,8 1,6 1,4 1, ,8, ,6,4,6,4 5 5,2, uhlí uhlí uhlí oleje oleje zemní zemní plyn plyn plyn jádro jádro voda voda (bez (bez PVE) PVE) biomasa, biomasa, odpady odpady jádro fotovoltaika voda vítr vítr (bez PVE) biomasa, geotermál geotermál odpady fotovoltaika spotřeba spotřeba vítr spotřeba spotřeba s s elektromobily geotermál spotřeba spotřeba s elektromobily 8

9 MW MW Bateriové akumulace v energetice Potřeba akumulace v ES ČR 3 3 denní akumulace minimálně 8 MW maximálně 3 4 MW 3 3 sezónní akumulace minimálně MW maximálně 1 MW PVE PVE Koncepční Koncepční Unijní Unijní - úspory úspory Unijní Unijní - nízkoemisní nízkoemisní zdroje sezónní akumulace var. Kon zdrojesezónní akumulace var. Uni sezónní akumulace var. Uni 9

10 Vývoj fungování trhu s flexibilitou a PpS bez diskuse: další vývoj trhu s PpS bude ovlivněn rozvojem zdrojové základny zavedení 15minutového vypořádání odchylek: dojde ke stagnaci (MZ15) či mírnému poklesu (SR) potřeby regulačních rezerv (nové GLEB) obchod bude probíhat ve standardizovaných kategoriích: 1. frequency restoration reserve (automatic and manual activation), 2. replacement reserve příklon k zajišťování PpS na denním trhu namísto výběrových řízení, která budou fakticky zrušena (nové GLEB) možná: s integrací trhů s energiemi se propojí i trh s podpůrnými službami, po roce 223 vznikne regionální trh s podpůrnými službami otázka zavedení regionálního přístupu k PpS (Centrum Mnichov? ČEPS jen správce sítě?) 1

11 MW MW MW MW Bateriové akumulace v energetice Potřeba regulačního výkonu v ES ČR vliv zavedení 15 min MZ % % % % + 25 % - 19 % historie historie Koncepční historie Unijní - nízkoemisní Koncepční zdroje Koncepční historie Unijní - úspory Koncepční - Koncepční redukce - Unijní redukce - nízkoemisn Unijní - nízkoemisní Unijní - nízkoemisní zdroje zdroje Unijní - úspory Unijní - úspory SR 11

12 Využití elektrochemických článků celosvětově nejvíce se dnes rozvíjí Li-Ion technologie (nevětší výrobní kapacita) nejvíce se dnes využívají pro PR a systémovou zálohu podíl využití pro přímou integraci OZE klesá 12

13 Cena elektrochemických článků na světovém trhu mezi roky 212 a 217 pokles ceny Li-Ion o 7 % IRENA: do roku 23 pokles ceny Li-Ion článků na 2 USD/kWh (cca 5 %) pokles ceny celé instalace do roku 23 jen mezi 25 a 3 % 13

14 Konkrétní instalace pilotní projekt E.ON v Mydlovarech; velikost 1 MWh (nominálně; ve skutečnosti 1,7 MWh), cena cca 21 mil. Kč, technologie Li-ion (NMC) projekt Solar Global v Prakšicích; 1 MW/1,2 MWh záměr na realizaci 2,5 MW v Plané nad Lužnicí, v Tušimicích některé teplárny v ČR uvažují o chemické akumulaci elektřiny 28 Futunama (JP) 34 MW NaS; 8/214 Německo 5 MW, 5MWh Li-ion; první evropský komerční projekt 12/214 Leighton (UK) 6 MW, 1 MWh Li-ion; back up, frekvenční regulace 2/216 AES Kilroot (UK) 1 MW, 5MWh Li-ion; frekvenční regulace 9/216 Lünen (DE) 6x 15 MW; Li-ion; frekvenční regulace (spárované s teplárnou) 217 Blackburn Meadows (UK) 1 MW, Li-Ion 12/217 Hornsdale (South Australia) 1 MW / 129 MWh, li-ion, dodavatel Tesla 14

15 Instalace baterií v teplárně teplárna je vynikající lokalita pro instalaci akumulace elektřiny: 1. má kapacitní elektrickou přípojku 2. má zkušenosti s regulací výkonu (PpS) 3. má místo 4. má kapitál 5. má kvalifikovaný personál 6. může si vylepšit postavení v soustavě (výrobce první kategorie ) výhodnost dána cenovými proporcemi: technologie/elektřina/regulační služby u nás zatím nikde v poskytování PpS nefunguje příklady z Německa situace se rychle vyvíjí jsou očekávány výrazné změny Kodexu ČEPS (část II.) 15

16 Poskytování PpS 1. PR (do 3 vteřin náběh na výkon daný odchylkou frekvence; minimálně 3 MW; do deseti minut bude nahrazeno SR) typicky dnes velké bloky s turbosoustrojím může být samostatně, vyplácí se 2. SR (symetrická kolem pracovního bodu; 1 minut náběh na smluvený výkon minimálně 1 MW; minimálně 2 MW/minutu; trvalá aktivace) typicky kdekdo s generátorem s odběrovou kondenzační turbínou a výkonem nad 4 MW nemůže být samostatně z důvodu kapacity s generátorem zlepšuje provoz (dodává rychlost) a vyplácí se 3. MZ5 (kladná nad pracovním bodem; do 5 minut náběh na smluvený výkon minimálně 3 MW; musí běžet 4 hodiny) typicky dnes PVE, stojící plynové motory ve fiktivním bloku s generátorem teoreticky i samostatně: nevyplatí se nejlépe s pomalejším generátorem (dodává rychlost) největší potenciál nejvyšší návratnost 4. MZ15 (kladná i záporná; náběh do 15 minut na smluvený výkon minimálně 1 MW; trvalá aktivace) typicky dnes opět kdekdo, hlavně elektrárny s dražším provozem není zcela vhodné, baterie je zbytečně rychlá, musela by být rychle nahrazena 16

17 Postup nalezení optimální velikosti Řešeno jako postupné zužování stavového prostoru možných instalací, který se omezuje z pohledu: krátkodobého obchodu provozu v poskytování PpS možností pomoci distribuce provozu ve fiktivním bloku možnosti certifikace prostorových nároků 17

18 Postup řešení výhodnosti instalace baterie v teplárně 1. analýzu trhu s elektřinou s PpS 2. identifikaci možností využití bateriové akumulace 3. analýzu nabídky technologií na trhu analýza trhu s bateriemi pro průmyslové použití technické parametry a náklady řešení dotační tituly 4. nalezení optimální velikosti bateriové akumulace s ohledem na: a) dispoziční a síťová omezení b) technicko-provozní požadavky na řešení certifikace c) režim poskytování PpS d) režim krátkodobého obchodu elektřinou DT, VDT, VT, vykrývání odchylek e) režim podpory provozu DS f) start ze tmy, havarijní napájení, udržování napětí, bilance jalového výkonu 5. analýzu návratnosti investice 6. citlivostní analýzu návratnosti 7. shrnutí a doporučení optimálního výkonu, kapacity, způsobu provozu 18

19 Typické nabídky dodavatelů technologií Dodavatel 1 Dodavatel 2 Jmenovitá kapacita 1 MWh 1 MWh 3 MWh 5 MWh Instalovaná kapacita 1,3-1,4 MWh 1,7 MWh/MW Jmenovité napětí 4 V 6-8 V Jmenovitá konfigurace Účinnost nabíjení / vybíjení 1 cyklus Typicky násobky 1 MW/1 MWh 9 % 87 % Výkonová přetížitelnost 11 % I n 15 % I n Vlastní spotřeba jednotky 4 kw 1 kw Životnost Náklady za MW (tis. EUR) s transformátorem cyklů s garancí nejméně 1 let Provozní náklady 81 CZK / rok ročně 1 % celkové investice Čekací lhůta 6 měsíců 8-12 měsíců 19

20 Vhodné/typické parametry provozu při poskytování PpS v teplárně optimální kapacitní konfigurace baterie: 1MWh/1MW optimální životnost: cca 1 až 15 let (1 až 1,5 nabíjecího cyklu denně) optimální režim provozu: v kombinaci s odběrovými turbínami o celkovém výkonu cca 4 MW a více optimální velikost baterie: od 3 do 1 MW typické celkové výnosy v ČR pro 3 MW baterii: cca 15 až 3 mil. Kč typické celkové náklady v ČR 3 MW: 65 až 8 mil. Kč vhodné pro poskytování služeb: PR, SR, MZ5 možná návratnost: cca 3 až 4 roky podle provozu do poloviny životnosti vše je velmi individuální a je třeba detailního rozboru konkrétní situace 2

21 roky roky roky Bateriové akumulace v energetice Typická citlivost návratnosti na cenu zařízení gradient:,3 let / 1 % ceny 7 6 na cenu PpS gradient: -,4 let / 1 % ceny % -4% -3% -2% -1% % 1% 2% 3% -5% -4% -3% -2% -1% % 1% 2% -5% -4% -3% -2% -1% % 1% 2% 3% poskytování PR poskytování SR poskytování PR a P1 SR poskytování PR poskytování SR poskytování PR a SR P2 21

22 S energií počítáme! Michal Macenauer, Petr Čambala