Conference PaperPDF Available

Энергосистема Евразийского региона на базе возобновляемых источников энергии: оптимальная структура генерирующих и аккумулирующих мощностей.

Authors:
Conference Paper

Энергосистема Евразийского региона на базе возобновляемых источников энергии: оптимальная структура генерирующих и аккумулирующих мощностей.

Секция. Фотовольтаика
18 Ноября 2015
Энергосистема Евразийского региона на базе возобновляемых ис-
точников энергии: оптимальная структура генерирующих и ак-
кумулирующих мощностей.
Д.А. Богданов, К. Брейер
Лаппеенрантский технологический университет, Лаппеенранта, Финляндия
тел: +358 (417) 052-482, эл. почта: Dmitrii.Bogdanov@lut.fi
Эксплуатация частных малых энергоустановок, и централизованных электро-
станций на основе PV модулей уже экономически целесообразна и прибыльна в
отдельных регионах, более того цена генерации электроэнергии на основе PV
продолжает снижаться [1,2]. Однако, доля солнечной энергетики в системе огра-
ничена необходимостью установки дополнительных аккумулирующих мощно-
стей и не может превышать 30% от общих генерирующих мощностей. Дальней-
шее увеличение доли возобновляемой энергетики требует определения оптималь-
ных структуры и регулирования энергосистемы, оптимального соотношения раз-
личных генерирующих и аккумулирующих мощностей, оптимизации перетоков
мощности между регионами. На основе существующих технологий возможен пе-
реход к 100% возобновляемой электроэнергетике в случае использования потен-
циала всех доступных типов возобновляемой энергетики с целью достижения си-
нергетического эффекта.
Для определения оптимальной структуры 100% возобновляемой энергосисте-
мы была создана модель на основе линейной оптимизации параметров системы
при заданных ограничениях. Структура данной модели была ранее описана в ра-
боте посвящённой Северо-Восточной Азии [3]. Для региона Евразии модель
включает в себя распределённые и централизованные PV солнечные энергоуста-
новки (фиксированные и с одноосевой системой слежения), ветроэлектрические
установки, гидроэнергетику, био- и геотермальную энергетику. Технологии акку-
мулирования электроэнергии представленные в модели: аккумуляторные батареи
(Li-Ion), гидроаккумулирующие электростанции (PHS), аккумуляторы на базе
сжатого воздуха (A-CAES) и газовые хранилища включающие в себя установки
для производства синтетического газа. Схема работы рассматриваемой энергоси-
стемы представлена на рис. 1, данные об использованных техничесих и экономи-
ческих параметрах элементов системы представлены в справочных материалах
доступных онлайн на сайте www.researchgate.net в профиле автора.
Рис. 1. Схема модели энерго-
системы для Евразийского региона.
Рис.2. Рассмтриваемые регионы Евразии и
конфигурация линий электропередач
Результаты моделирования для трёх сценариев: регионального перетоки
мощности между регионами не осуществляются, государственного сети инте-
грированы внутри государства и интеграционного сценария рассчитанные на ос-
Секция. Фотовольтаика
18 Ноября 2015
нове оценки потребления регионов [4] и стоимости используемых технологий в
2030 [5,6] году представлены в табл. I оптимальные установленные мощности и
табл. II стоимость системы.
Таблица I: Установленные мощности генерации и аккумулирования для трёх сценариев.
Региональный
Государственный
Интеграционный
PV распределённая генерация
[ГВт]
91,5
91,5
91,5
PV центр. фиксированный угол
[ГВт]
6,0
6,0
6,5
PV центр. следящая система
[ГВт]
109,4
49,0
15,5
PV общая
[ГВт]
206,9
146,5
113,4
ВЭУ
[ГВт]
327,2
317,9
300,0
Биоэнергетические ЭС
[ГВт]
33,8
32,1
31,8
Геотермальные ЭС
[ГВт]
2,7
2,7
2,7
Гидроэлектростанции
[ГВт]
88,6
88,0
91,0
Battery total
[ГВт*ч]
15,2
15,2
8,7
Гидроаккумулирующие ЭС
[ГВт*ч]
9,0
9,0
9,0
A-CAES
[ГВт*ч]
1783,5
497,4
0,3
Парогазовая ЭС
[ГВт]
48,4
33,5
27,2
Газотурбинная ЭС
[ГВт]
40,3
37,1
28,6
Таблица II: Стоимость производства электроэнергии в Евразии для трёх сценариев.
Полная
стоимость
Стоимость
генерации
Стоимость
потерь
Стоимость
аккум.
Стоимость
передачи
Полная
стоимость
системы
Годовая
генерация
[€/MВт*ч]
[€/MВт*ч]
[€/MВт*ч]
[€/M
Вт*ч]
[€/MВт*ч]
[млрд€]
[TВт*ч]
62,6
42,7
3,2
16,8
0
837
1771
56,9
41,8
2,2
10,5
2,4
758
1681
53,5
41,0
1,5
7,1
3,9
713
1613
Таким образом, себестоимость электроэнергии произведённой 100% возобнов-
ляемой энергосистемой может составить 3,7 ₽/кВт*ч (53,5 €/MВт*ч) в 2030 году.
Для обеспечения работы энергосистемы в Евразии необходима установка 200-113
ГВт солнечных энергоустановок, интеграция энергосистем и обеспечение перето-
ков мощности играет ключевую роль, позволяя существенно снизить необходи-
мые мощности генерации и снизить себестоимость электроэнергии. Однако, а для
всех рассмотренных сценариев основную роль в энергоснабжении играют ВЭУ.
Литература
[1] Ch. Breyer, A. Gerlach, Global Overview on Grid-Parity, Prog. Photovoltaics
Res. Appl. 21 p. 121-136 (2013)
[2] E. Vartiainen, G. Masson, Ch.Breyer, PV LCOE in Europe 2015-2050, 31th EU
PVSEC, Hamburg, September 14-18 (2015)
[3] Ch. Breyer, D. Bogdanov, K. Komoto, T. Ehara, J. Song, N. Enebish, North-East
Asian Super Grid: Renewable energy mix and economics, Jap. J. of Appl. Phys. 54 8S1
(2015)
[4] IEA, World Energy Outlook 2014. IEA Publishing, Paris (2014)
[5] G. Pleßmann, M. Erdmann, M. Hlusiak, Ch. Breyer, Global energy storage de-
mand for a 100% renewable electricity supply. Energy Procedia 46 p. 22-31 (2014).
ResearchGate has not been able to resolve any citations for this publication.
Article
Further development of the North-East Asian energy system is at a crossroads due to severe limitations of the current conventional energy based system. For North-East Asia it is proposed that the excellent solar and wind resources of the Gobi desert could enable the transformation towards a 100% renewable energy system. An hourly resolved model describes an energy system for North-East Asia, subdivided into 14 regions interconnected by high voltage direct current (HVDC) transmission grids. Simulations are made for highly centralized, decentralized and countrywide grids scenarios. The results for total system levelized cost of electricity (LCOE) are 0.065 and 0.081 €/(kW&h) for the centralized and decentralized approaches for 2030 assumptions. The presented results for 100% renewable resources-based energy systems are lower in LCOE by about 30–40% than recent findings in Europe for conventional alternatives. This research clearly indicates that a 100% renewable resources based energy system is THE real policy option.
Article
Grid-parity is a very important milestone for further photovoltaic (PV) diffusion. A grid-parity model is presented, which is based on levelized cost of electricity (LCOE) coupled with the experience curve approach. Relevant assumptions for the model are given, and its key driving forces are discussed in detail. Results of the analysis are shown for more than 150 countries and a total of 305 market segments all over the world, representing 98.0% of world population and 99.7% of global gross domestic product. High PV industry growth rates enable a fast reduction of LCOE. Depletion of fossil fuel resources and climate change mitigation forces societies to internalize these effects and pave the way for sustainable energy technologies. First grid-parity events occur right now. The 2010s are characterized by ongoing grid-parity events throughout the most regions in the world, reaching an addressable market of about 75–90% of total global electricity market. In consequence, new political frameworks for maximizing social benefits will be required. In parallel, PV industry tackle its next milestone, fuel-parity. In conclusion, PV is on the pathway to become a highly competitive energy technology.
Article
This study demonstrates – based on a dynamical simulation of a global, decentralized 100% renewable electricity supply scenario – that a global climate-neutral electricity supply based on the volatile energy sources photovoltaics (PV), wind energy (onshore) and concentrated solar power (CSP) is feasible at decent cost. A central ingredient of this study is a sophisticated model for the hourly electric load demand in >160 countries. To guarantee matching of load demand in each hour, the volatile primary energy sources are complemented by three electricity storage options: batteries, high-temperature thermal energy storage coupled with steam turbine, and renewable power methane (generated via the Power to Gas process) which is reconverted to electricity in gas turbines. The study determines – on a global grid with 1°x1° resolution – the required power plant and storage capacities as well as the hourly dispatch for a 100% renewable electricity supply under the constraint of minimized total system cost (LCOE). Aggregating the results on a national level results in an levelized cost of electricity (LCOE) range of 80-200 EUR/MWh (on a projected cost basis for the year 2020) in this very decentralized approach. As a global average, 142 EUR/MWh are found. Due to the restricted number of technologies considered here, this represents an upper limit for the electricity cost in a fully renewable electricity supply.
  • Ch
  • A Breyer
  • Gerlach
Ch. Breyer, A. Gerlach, Global Overview on Grid-Parity, Prog. Photovoltaics Res. Appl. 21 p. 121-136 (2013)