1 % förnybar el i Sverige (och en del annat) Avdelningen för energisystem, Linköpings Universitet Seminarium den 17 januari 214 av Lennart Söder Professor Elektriska Energisystem, KTH Möjliga punkter Studier av 1% förnybart i ett isolerat Sverige Användning av överskott från sol+vind i fjärrvärmenätet. Om framtida vindkraftverk Detaljerad beskrivning av det svenska vattenkraftsystemet Om Smarta Nät Utmaningar för elpriset i den framtida elmarknaden med många kraftverk med låga driftskostnader Syftet med ett kraftsystem 1. Se till att konsumenterna erhåller den efterfrågade effekten (t ex en 6 W-lampa), när de trycker på onknappen. Detta ska fungera oavsett om det är haveri i kraftverk, det blåser etc. =upprätthåll en balans mellan total produktion och total konsumtion. 2. Se till att konsumenter får en rimlig spänning, t ex ca 23 V, i vägguttaget. 3. Punkten 1-2 ska upprätthållas med rimlig tillförlitlighet. Denna är aldrig 1,... procent, 4. Punkt 1-3 ska upprätthållas på ett ekonomiskt och hållbart sätt. Om ny kärnkraft - Regeringen i Storbritannien har kommit överens med EDF group om ett erbjudande att bygga ny kärnkraft i Storbritannien. - EDF erbjuds ett garanterat pris om 96-99 öre/kwh i 35 år vilket ökar med konsumentprisindex. - https://www.gov.uk/government/news/initial-agreementreached-on-new-nuclear-power-station-at-hinkley
Naturgas: Prisutveckling: 1995-212 Naturgas: Skiffergas Svensk Elproduktion: Totalt 145,6 TWh (samma som 211) Current (211) Swedish Power System Source TWh - 211 Energy % - 211 Hydro 66, 44,9 16197 Nuclear 58, 39,5 9363 Wind 6,1 4,2 2899 Solar CHP-Ind 6,4 4,4 124 CHP-distr. 9,4 6,4 3551 Condens 1,1,7 3197 Total 146,9 1 36447 MW-capacity - 211
Studied Swedish Power System Source TWh Energy % MW-max Hydro 65,7 45,1 12951 Nuclear Wind 46,8 32,1 15633 Solar 11,6 8, 9148 CHP-Ind 6,4 4,4 124 CHP-distr. 13,9 9,5 4127 Other 1,3,9 581 Total 139,9 1 4818 Ny rapport: Publicerad 21 oktober 213 Studerar: Balansering från timme till timme Hög vind+sol / låg elförbrukning Låg vind+sol / hög elförbrukning Vattenkraftsreglering Kan laddas ner från KTH:s hemsida enligt nedan EXCEL-fil för beräkningar http://kth.diva-portal.org/smash/record.jsf?searchid=1&pid=diva2:657544 Tre utmaningar i ett kraftsystem med stor andel sol- och vindkraft: C1: Håll den kontinuerliga balansen C2: Hantera situationer med stor mängd variabel produktion. C3: Hantera situationer med liten mängd variabel produktion. Olika nivåer på analyser Nivå 1: Studera andelen vindkraft Nivå 2: Studera möjligheten att klara ändringar Nivå 3: Studera körningen av elsystemet hur det ändrar sig över tiden Nivå 4: Optimera driften över tiden Nivå 5-X: Ta med allt fler detaljer om reservhållning, överföringsbegränsningar, osäkra prognoser etc. 11
Nivå 1: Studera andelen vindkraft Vindkraft i några Europeiska länder C2: Beräkna: Spanien vind: 19 635 MW vind energi 21 Sp 16 % Största utmaningen vid hög vind+sol och låg elförbrukning, men man måste beakta att man kan exportera Portugal vind: 3 937 MW Source: REE Portugal Spanien: 12 MW Spanien Frankrike: 12 MW Spainien Marocko: 65 MW Irland vind: 1539 MW Po 17 % Ir 13 % vind max andel Sp 54 % Po 81 % Ir 52 % Irland - Skottland: 45 MW Planerad: +85 MW Portugal vind: 3 937 MW (21) Sverige: Om vi skulle ha samma andel vindkraft som i några Europeiska länder Spanien vind: 2 733 MW Sverige el. konsumtion ca 15 TWh Area 212 Nivå 1: Studera andelen vindkraft Consum ption [TWh] Ireland, 213 25,7 (212) Wind [TWh] 4, (212) Wind Energy share Max wind [MW] Lowest consump -tion [MW] Possible export [MW] 15,6 % 1588 1694 MW 95 = 5 (UK) + 45 (North Ireland UK) MSVR 6, % Portugal 49,6 [4] 1,1 [4] 2,4 % 3754 3335 [4] 18 [4] 73,1 % Spain, [3] 269,16 48,156 17,9 % 16636 17685 [4] 355 [4] 78,3 % Denmark 34,3 [4] 1,2 [4] 29,7 % 3782 285 [4] 3785 [4] 64,6 % Source: REE Vind-energi 211 Vind-energi i Sverige Sp 16 % 24,5 TWh Po 18 % 26,7 TWh Sweden 142,4 [5] 7,2 [5] 5,1 % 2454 8755 915 [4] 13,7 % Om Sverige hade ca 4 ggr mer vind än 212 (dvs ca 3 TWh/år) skulle vi få ungefär samma andel som andra länder
Nivå 2: Studera förändringar från, t ex timme till timme C1: Klara kontinuerliga variationer 1. Studera vilka variationer som vi har idag 2. Studera vilka variationer vi kommer få i framtiden 3. Se hur man klarar dagens variationer och vad som händer i framtiden. Kommentera vilka utmaningar detta medför Change within 1 hour [MWh/h] 6 4 2-2 -4 Elförbrukning: Ändringar under 211 1 timme 4 timmar o 95 % level -6.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6 Initial load level [MWh/h] x 1 4-6.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6 Initial load level [MWh/h] x 1 4 Ändringarna timme-till-timme: ca +2 MW Ändringarna mellan 4 timmar: ca +6 MW Detta balanseras av produktionsändringar! Change within 4 hours [MWh/h] 6 4 2-2 -4 95 % level Change within 1 hour [MWh/h] 8 6 4 2-2 -4-6 Nettoförbrukning = Elförbrukning 4%(vind + solenergi) för ett år: 1 timme 4 timmar 95 % level -8.2.4.6.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 Initial load level [MWh/h]: x 1 4-8.2.4.6.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 Initial load level [MWh/h]: x 1 4 Ändringarna timme-till-timme: ca +25 MW Ändringarna mellan 4 timmar: ca +8 MW Och: Inom ett större intervall (lägre min-nivå) Change within 4 hours [MWh/h] 8 6 4 2-2 -4-6 95 % level Ändring inom 1 timme [MWh/h] 8 6 4 2-2 -4-6 Vattenkraft: Ändringar under 28 1 timme 4 timmar 95 % nivå -8 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Initial vattenkraftsnivå [MWh/h]: -8 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Initial vattenkraftsnivå [MWh/h]: Under 28 var ändringarna timme-till-timme: 35 MW Under 28 var ändringarna mellan 4 timmar: 7 MW Ändring inom 4 timmar [MWh/h] 8 6 4 2-2 -4-6 95 % nivå
Vattenkraftens roll: Vissa år hjälper Sverige grannländer Då varierar vår produktion mer än elförbrukningen Vissa år hjälper grannländerna Sverige Då varierar vår produktion mindre än elförbrukningen Men: Vad är möjligt? Nivå 3: Studera körningen av elsystemet timme till timme C1: Klara kontinuerliga variationer inklusive hög produktion (C2) och låg produktion (C3) 1. Elförbrukning samt vindkraft och solkraft blir vad den blir 2. Kraftvärmen körs så konstant som möjligt 3. Resten (max=12951 MW, min=1875 MW) tas av vattenkraften 4. Om inte detta räcker behövs mer. MWh/h 2.5 2 1.5 1 x 1 4 Underskotts-situation låg sol+vind: januari Elförbrukning Vattenkraft Vindkraft Solkraft Värmekraft Energinivå [MWh/h] 5 4 3 2 1 Underskotts-situation (årsbasis) Max nivå: 581.27 MW Antal timmar med behov: 765 h Energi: 1.259 TWh.5 5 1 15 2 25 3 35 4 Förbrukning från 14 januari till 3 januari Hög vind minska kraftvärmen 5 1 15 Antal timmar med behov av mer produktion Kostnad för detta: 1,5 öre/kwh
16 14 12 Överskotts-situation (augusti) Elförbrukning Vattenkraft Vindkraft Solkraft Värmekraft 16 14 12 Överskotts-situation (augusti) Elförbrukning Vattenkraft Vindkraft Solkraft Värmekraft 1 1 MWh/h 8 MWh/h 8 6 6 4 4 2 2 2 4 6 8 1 12 14 16 18 2 22 Förbrukning från 1 augusti till 1 augusti Inte OK: pga 83% gräns, min-vattenkraft, min-kraftvärme 2 4 6 8 1 12 14 16 18 2 22 Förbrukning från 1 augusti till 1 augusti Nu OK: pga 83% gräns, min-vattenkraft, min-kraftvärme Överskott under ett år Vattenkraft: Varaktighets-kurva 9 8 7 Max nivå: 951 MW Antal timmar med behov: 86 h Energinivå [MWh/h] 6 5 4 3 2 1 Energivolym: 1.63 TWh 2 4 6 8 1 12 Antal timmar med överskott/möjlighet till export Min nivå: 1875 MW: Behövs under 86 timmar Max nivå: 12951 MW: Behövs under 765 timmar
Slutsatser: Detaljsimulering av extremsituationer har gjorts Vattenkraften klarar dessa situationer med den modell som använts (tim-simulering inkl domar) Viktigt att vattenkraften kan regleras (dagens domar) Ännu inga oöverstigliga hinder funna Dock intressanta utmaningar / möjliga effektiviseringar. Dvs Hur ska man göra? Nästa steg = = planer inför Version 4: Samarbete med Swecos Nord-Europa-modell Beakta transmissions-begränsningar inom Sverige / behov av utbyggnad Kombination: Kraftvärme-minskning + elpatroner i fjärrvärme vid överskott Möjligen laststyrnings-uppskattning vid underskott Fler viktiga förslag? Användning av överskott från sol+vind i fjärrvärmenätet. Model of CHP and district heating a. In Part 2 there is the assumption that one can use surplus electricity (MC=) in the district heating instead of spillage. b. In Part 3 there is the assumption that one can use surplus electricity (MC=) to replace CHP instead of spillage. c. Reality is probably both with some limitations.
Model of district heating - 1 Model of district heating - 2 4 12 35 3 1 januari februari mars april maj juni juli augusti september oktober november december 25 8 [MW] 2 15 1 Effektnivå [MW] 6 4 5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Stockholm fjärrväremeleverens under 212 a. Total district heating in Stockholm during 212 per hour (City-Söder, including Söderenergi and Nordvästra including E.ON Järfälla) 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Timme på året med nivå över 75 procent av förbrukning a. Amount of excess of wind+solar > 75% of deman. Model of district heating - 3 Assumptions: a. Swedish yearly disstrict heating same profile as in Stockholm b. Same level of fuel waste as today (18%) which is not replace (negative MC) c. Heat spillage or rökgaskondensering not replaced with electricity. [MW] Model of district heating - 4 18 16 14 12 1 8 6 4 2 Spillvärme Avfallsförbränning 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Värmebehov under 212 a. Result for the potential of heat replacement
12 Model of district heating - 5 45, Model of CHP- 1 Data Kraftvärme: 1 Januari 31 December 1 8 4, 35, 3, [MW] 6 25, 4 2, 2 15, 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Möjlig elförbrukning (trappstegskurva) och tillgänglig elproduktion a. Result for the replacement: 1.2 TWh used (out of 3, TWh available surplus) 1, 5,, a. Yearly CHP production in 211 Model of CHP - 2 Model of CHP- 3 x 1 4 Model: a. 5% more CHP than today (from Profu report) b. It is possible to decrease CHP down to 25% of its original value during each hour c. But the total amount of hydro + CHP muast be 17% of production (synchronous machine requirement) d. Excel sheet available to change these data. MWh/h 2.5 2 1.5 1.5 Elförbrukning Vattenkraft Vindkraft Solkraft Värmekraft 5 1 15 2 25 3 35 4 Förbrukning från 14 januari till 3 januari a. Example of resulting CHP decrease:
Model of CHP- 4 Model of CHP- 5 25, 2, Resultat kraftvärme minskning: 1 Januari 31 December 25 2 Resultat kraftvärme minskning: Varaktighetskurva; Max= 2267 MW; Energi=,79 TWh 15, 15 1, 1 5 5, 1 2 3 4 5 6 7 8, a. Resulting CHP decrease:,79 TWh = 5,4% a. Resulting CHP decrease:,79 TWh = 5,4% Questions on CHP + District heating Om framtida vindkraftverk a. Amount of waste etc (MC <) in future? b. How much can one decrease CHP? c. How fast can one decrease CHP? d. Electric boilers in district heating? e. Uncertainties on amount of CHP/district heating in future?
Studied wind power: Different wind-power transfer functions effekt [procent] 16 14 12 1 8 6 4 2 Nytt vindkraftverk Ursprunglig produktion Valt kraftverk 5 1 15 2 25 3 vindhastighet [m/s] Original: Utilization time: 25 h new type : Utilization time: 395 h selected wind power station : Utilization tim 29 h Identified wind power projects in Sweden: Identified wind power projects: 45 MW ( 1 TWh/year) Today capacities: Hydro Power: 16 MW ( 65 TWh) Nuclear power: 9 MW ( 65 TWh) total of 25 MW Detaljerad beskrivning av det svenska vattenkraftsystemet Simulation method (Sweden isolated) 2: Detailed simulation a. Simulate one week with details of Swedish hydro system b. Assume wind+solar+chp from preliminary simulation as fixed c. Formulate a linear optimization problem d. Problem has 359147 equations and 438985 variables
Simulation method (Sweden isolated) 2: Detailed simulation a. Objective function: x 1 4 2 1.8 1.6 Preliminary simulation for a January week b. where H spill (k)= hydro spillage during hour k, V spill (k) = Wind spillage during hour k, EXP(k) = extra export during hour k, IMP(k) = extra import during hour k, K = number of hours in the studied period (=168). MWh/h 1.4 1.2 1.8.6.4.2 Elförbrukning Vattenkraft Vindkraft Solkraft Värmekraft 2 4 6 8 1 12 14 16 Förbrukning från 1 november till 7 november Result after detailed simulation (normal inflow) x 1 4 Result after detailed simulation (16% of normal inflow) x 1 4 2 2 1.5 1.5 MWh/h 1.5 Förbrukning Vattenkraft Vind + sol Övrig produktion MWh/h 1.5 Förbrukning Vattenkraft Vind + sol Övrig produktion 2 4 6 8 1 12 14 16 Timme under studerad vecka 2 4 6 8 1 12 14 16 Timme under studerad vecka
Om Smarta Nät Smarta Elnät! I ett elnät pågår följande: Idag/i morgon kan man: Mäta mycket mer/billigare Skicka signaler billigare/snabbare Styra fler komponenter Fatta bättre beslut om åtgärder Elpriser SE3 24/9-1/1 Sverige idag Elpriser i framtiden Framtiden Prisskillnad över dygnet: 2-25 öre/kwh Flytta 1 kwh, 3 ggr 6-75 kr/år Kan variera mycket mer! Men: Mycket solkraft lägre pris på dagen Mycket vindkraft oregelbundna prisvariationer
Flexibla kunder och konkurrens Antag ett system med stora prisvariationer: Tre typer av business cases Mer handel med grannar Euro/ MWh 1 Demand Side Management 8 6 4 2 1 13 25 37 49 61 73 85 97 19 121 133 145 157 169 Flexibla kraftverk Dessa tre metoder konkurrerar. Mycket transmission reducerar prisvariationer mindre DSM Nu och i framtiden Möjligheter med smarta nät Mycket stora möjligheter att styra näten mer effektivt (PMU, SVC, FACTS etc): IDAG Stor möjlighet att använda AMR-data ännu bättre: IDAG Viktigt att utveckla teknik och handel för flexibel konsumtion. Värmelast central! Minska last vid, typ, 3 kr/kwh viktigt och intressant! Möjligt SmartGrid Internet of things i (inte bara) mitt hus Möjligt SmartGrid Internet of things i (inte bara) mitt hus Krav för SMART lösning: Tim-mätning (= betala variabelt pris) + information som sänds till pannan med, t ex, SMS etc Träpelletspanna Idag: Reserv-el startar när temperatur < 4 I morgon (SMART): Starta elvärme när elpriset är lägre än kostnad för pellets ELLER: (mer komplicerat): Kontrakt med leverantör (dock fortfarande krav på timmätning) I morgon (SMART): Starta elvärme när elpriset är lägre än kostnad för pellets 59 6
Utmaningar för elpriset i den framtida elmarknaden med många kraftverk med låga driftskostnader. Nordic Power Supply TWh 212 Country Nuclear Hydro Fossil Wind Bio Total Norway 142,9 2,4 1,6 147,8 Finland 22,1 16,6 17,9,5 9,9 67,7 Sweden 61,2 77,7 4,6 7,1 1,8 161,6 Denmark,2 16,3 1,2 2,3 29,4 Nordic hydro power In 212 the Nordic hydro power production was 237 TWh. New Nordic interconnections ENTSO-E: Ten-Year Network Development Plan 212 212-216 217-222 This corresponds to an inflow of around 4,5 TWh/week A heavy rain every second week implies 9 TWh
Renewable energy systems Energy is produced where the resource is The energy has to be transported to consumption center The energy inflow varies, which requires storage and/or flexible system solutions This is valid for hydro power, wind power, solar power Example Nordic hydro power (inflow) can vary 86 TWh between different years ( 21 to 1996) Transport from NV to SE + continent Energy balancing with thermal power in i Dk+F+Ge+Pl+NL+Ee Wind power gives the same variations/uncertainties (and solutions) as hydro power. But: time perspective is much shorter! Transmission capacity plans for Sweden Sweden-neighbours: ca 11 MW (continuously 88 TWh/year) Nordel-neighbours: ca 55 MW (DC!) Plans: Järpströmmen-Nea, S-N, ~1 MW (South-West link, S-N, 2x6 MW - cancelled) Nordbalt, S-L, ~6 MW New line to Gotland Strengthening North to Finland New cut 2 line, ev. DC Sweden-neighbours: +~16 MW Pricing in power systems Thermal power systems: Price is set by marginal cost Hydro power: Price is set by the water value = the expected marginal cost in the future to which the water could be stored. Wind power: Price is set by marginal cost = negative subsidy, since subsidy is only obtained at production (e.g. -2 Euro-cent if certificate price is 2 Euro-cent.)
Pricing in power systems: Norway Pricing in power systems: Sweden Nearly only hydro power (97%) Price is set by the water value = the expected marginal cost in the future to which the water could be stored. Price is not set in Norway! Hydro + Nuclear + wind (9%) Large part of the rest is CHP (industrial and distr. heat) Price is set by the water value = the expected marginal cost in the future to which the water could be stored. Price is not set in Sweden! Pricing in power systems: Denmark Pricing in power systems: Finland 22: High wind power (5%) A part of the rest is CHP (industrial and distr. heat) When it is windy, then the prices will be low Nuclear + hydro + wind (58%- now) CHP + more nuclear in the future At wind and low demand, then the prices will be low High prices are often not set in Denmark! Prices are then often not set in Finland!
Pricing in future Nordic power systems: Peak capacity responsibilities Much more often: Prices are not set by Nordic power plants. At wind and low demand, then the prices can be really low There is then a challenge to get prices that are high enough to finance all power plant. Enough transmission to high MC areas essential Norway: TSO-Statnet is responsible for enough capacity Finland: TSO-Fingrid is NOT responsible for enough capacity Sweden: TSO-Svenska Kraftnät is NOT responsible for enough capacity. But: up to 2 MW Denmark: TSO-Energinet.dk is responsible for enough capacity Peak capacity responsibilities example 1 1. Assume that there is a capacity problem in South Sweden and Denmark exports 1 MW to Sweden. 2. Assume that there is an outage in Denmark so they have to decrease consumption. 3. According to EU legislation nondiscrimination Denmark cannot prioritize Danish consumers before Swedish ones. 4. Does this has as a consequence that Denmark is also responsible for Sweden? Peak capacity responsibilities example - 2 1. There are discussions of capacity payments to a rather large volume in UK 2. Probably this then leads to comparatively low energy prices compared to a case with no cap. payments 3. Both Norway and Denmark plan new cables to UK. 4. Does this mean that Denmark and Norway can import and only pay the energy price?
MWh / h Peak loads in Sweden 1992-211 Year 1992-211 High load reserves in Sweden Selective capacity market TSO responsible to purchase up to 2 MW of reserves for peak load situations. There is a bidding process where the cheapest offers are accepted. Pricing: The bids are placed on Nordpool spot. They are only used if all other bids are accepted. The Net Regulation Price should not be allowed to exceed 5, Euro/MWh. TSO can immediately impose a Disconnection Price in The event of Critical Power Shortage of 2 SEK/MWh 23 Euro/MWh Australia: Max price 12 AUD 9 Euro/MWh Reserves in Sweden 212-13 Consumers accepted to reduce consumption Company Area MW Stora Enso AB 3-4 21 Höganäs Sweden AB 4 25 Rottneros Bruk AB 3 27 Befesa Scandust AB 4 18 Vattenfall AB 3-4 92 Göteborg Energi AB 3 25 AV Reserveffekt 3-4 + 67 TOTAL 464 Summary of (some) Nordic market challenges Risk for prices so low so power plants cannot be financed Large amounts of renewables often very low prices But still other units are needed need of either (very) high prices or some kind of capacity payment mechanism. Large amount of transmission is one part solution, but perhaps also large amounts of solar/wind power on the other end?
Idea to market solution to last unit There should be a (renewable) unit (biogas?) with MC as High operation cost (or bid price) essential Call it a market maker unit reduced need of cap. payment. If DSM is cheaper then it will be used instead As low LOLP as requested can be obtained (= size of unit) Comments to Nordic market challenges How high costs should we allow to make market work : Costs for market-making plants Costs for new lines are needed to increase the number of participants and to decrease risk of use of market power Costs for IT solutions for consumer flexibility since this is essential to make the market work. Comments to Nordic market challenges How high costs should we allow to make market work : Costs for market-making plants Costs for new lines are needed to increase the number of participants and to decrease risk of use of market power Costs for IT solutions for consumer flexibility since this is essential to make the market work. (But what is the alternative?) What is a good market? - 1 Static allocation efficiency (=are available resources used as efficient as possible? E.g. in deficit situations) Management efficiency (= is the administrative organization efficient?) Plant operation efficiency (= is each plant operated in an efficient and reliable manner?) Production optimization (= correct merit order = is cheapest possible operation, including externalities, applied?)
What is a good market? - 2 Transaction cost efficiency (= the amount of transactions costs, as measurements, spread of information and contracts) Dynamic investment efficiency (= are the correct investments done at the right time?) Risk management efficiency (= are risks and uncertainties handled in an efficient way?) System reliability (= is it on a correct level?)