Energy Matters: Возможность перевести Чили на 100% обеспечение возобновляемой

tnenergy — 05.02.2018 На замечательном сайте Energy Matters несколько недель назад появился анализ возможности обеспечения Чили на 100% солнечной энергией (со сглаживанием производства электроэнергии за счет гидроаккумуляторов). В принципе, выводы статьи тривиальны: на планете есть места, где ВИЭ конкурентны больше, есть места, где меньше, и Чили, в силу своей уникально большой инсоляции в пустыне Атакама и наличию обрывистого берега моря вдоль этой пустыни - лучшее в мире место для создания солнечно-гидроаккумулирующих энергокомплексов. Детали, тем не менее, интересны. Итак, статья Roger Andrews в переводе Станислава Березина (Тояма Токанава)
Оригинал статьи здесь: How Chile’s electricity sector can go 100% renewable

==
Если гидро аккумулирующие электростанции, которые используют море в качестве нижнего резервуара, могут быть введены в крупномасштабную эксплуатацию, Чили сможет создать по меньшей мере 10 ТВт*ч аккумулирующих мощностей вдоль своего северного побережья. Благодаря этому Чили может превратить достаточно большой объем прерывистой солнечной энергии в диспетчеризируемую форму, чтобы заменить всю текущую топливную генерацию, и на уровне себестоимости электроэнергии (предварительно оцененной в размере около 80 долл. США / МВт-ч), которая была бы конкурентоспособной с большинством других источников диспетчеризируемой генерации. Впечатляющий гидропотенциал северного Чили является результатом существования естественных впадин на высоте 500 м или более, прилегающих к побережью, которые могут удерживать очень большие объемы морской воды и которые образуют готовые верхние водохранилища.

Объем хранилища резервуара

Я оценил потенциал хранения энергии для восьми водохранилищ, используя формулу, предоставленную Стэнфордским университетом: E = (ρ g h v η) / 3600 Где E - накопление энергии в ватт-часах, ρ - плотность воды в кг / м3 (1000 для пресной воды), g - ускорение силы тяжести (9,81 м / с2), h уровень верхнего резервуара в метрах, v объем воды в кубических метров, η - эффективность обратного хода гидронасоса с накачкой и 3600 - количество секунд в час. Нужно подставить четыре переменные в эту формулу - плотность (я использовал 1029 кг / м3 для морской воды), объем воды, высоту и эффективность цикла. Объемы и высоты были указаны в приведенных выше рисунках. Эффективность цикла - это эффективность преобразования энергии турбин (потери, возникающие при перекачке воды в резервуар, не влияют на емкость). Цифры, данные в отчете Вальхаллы, подразумевают эффективность «туда и обратно» 77% (среднегодовая потребляемая энергия 2,28 ГВт*ч / день, среднегодовая мощность 1,75 ГВт*ч / день). Это дает эффективность цикла в 88,5% при условии, что половина потерь будет понесена в процессе генерации. Объемы хранилищ, оцененные с использованием этих переменных, снова считываемые непосредственно из моей таблицы, суммированы в таблице 2:


Примечание: емкость хранилища 8-го участка, обозначенная оранжевым цветом на рисунке 11, составляет ~ 20 ТВт-ч.

Чтобы дать представление о том, насколько велики эти цифры, общая глобальная емкость всех гидроаккумуляторов в настоящее время составляет 1 ТВт*ч, а самая большая в мире аккумуляторная батарея Tesla Big South Australia хранит 0,000129 ТВт*ч.

Использование гидроаккумуляции для преобразования солнечной энергии в диспетчеризируемую энергию

Кроме наличия такого огромного гидроаккумулирующего потенциала, пустыня Атакама также может похвастаться лучшими солнечными ресурсами в мире. Было подсчитано, что солнечные батареи, покрывающие только 0,5% Атакамы, могут поставлять всю электроэнергию в Чили, но это, конечно, возможно только в том случае, если солнечная энергия будет преобразована в диспетчеризируемую форму. Здесь мы рассмотрим возможность замены традиционной топливной генерации в Чили на комбинацию солнечной энергии и гидроаккумуляторов в пустыне Атакама. В сочетании с существующей традиционной гидрогенерацией это сделает электроэнергию Чили на 100% возобновляемой.

Сколько потребуется установить мощностей солнечной генерации и гидроаккумуляторов? Будучи не в состоянии предсказать, какой будет будущий спрос на электроэнергию в Чили, я использовал данные 2016 в качестве основы для оценки. Чилийское производство электроэнергии по источникам в 2016 году приведено в таблице 2 (данные Бюллетеня за январь 2017 года Меркадо Электико). Общая генерация составила 73,4 ТВт-ч, из которых 49,1 ТВт-ч (67%) приходится на угольное, газовое и нефтяное топливо, 19,5 ТВт-ч (27%) от обычной гидроэнергии, а оставшиеся 6% от солнечной энергии, ветра, биомассы и «других»:



Чтобы заменить 49,1 млрд. кВт*ч годовой топливной генерации на солнечную генерацию, нам потребуется достаточно солнечной энергии для производства 49,1 ТВт*ч / год. При коэффициенте использования установленной мощности (КИУМ) 35% для новых следящих по одной оси PV-массивов (солнечных батарей) в пустыне Атакама (на основе данных с проекта Вальхалла) это потребует 16 ГВт установленной солнечной емкости (16 ГВт * 24 часа * 365 дней * 0,35 КИУМ = 49,1 ТВт-ч ).

Эта прерывистая солнечная генерация затем должна быть преобразована в диспетчеризируемую форму, сохранив ее для повторного использования в гидроаккумуляторах. Если вся солнечная генерация уйдет в гидроаккумуляцию, тогда необходимо будет увеличить установленную мощность, чтобы компенсировать 77% -ную эффективность цикла работы аккумуляторов, т. е. с 16,0 до 20,8 ГВт. На практике, однако, данные из статью о Вальхалле предполагают, что, возможно, треть энергии может быть отправлена непосредственно в сеть без ущерба для балансировки нагрузки, и это снижает требования до 18,8 ГВт. Я взял за основу значение 19GW.

Чтобы полностью использовать солнечную энергию, установленная мощность турбин также должна была бы быть достаточно высокой, чтобы принимать пиковую солнечную энергию, которая иногда будет не менее 90% от 19 ГВт установленной солнечной энергии, т. е. порядка 17,1 ГВт. Я взял значение 17GW. Этого было бы более чем достаточно для покрытия пикового спроса Чили, который в 2016 году составлял 10,3 ГВт.

И сколько нужно объема хранения энергии в гидроаккумуляторах? Как всегда, в требованиях к хранению преобладает необходимость сглаживания сезонных колебаний солнечной генерации, а не колебаний день/ночь. На рисунке 2 сравнивается среднемесячная генерация Чили с солнечной генерацией в период с сентября 2015 года по сентябрь 2017 года. Солнечная генерация пропорционально увеличена, чтобы покрывать 67% потребления (данные снова из Boletínes del Mercado Eléctrico). Существует относительно небольшое сезонное изменение потребления энергии и сезонное изменение солнечной генерации не превышает 50%:


Рисунок 12: Среднемесячная генерация в Чили по сравнению со среднемесячной генерацией солнечных станций в пустыне Атакама, масштабированной до 67% от потребления Чили в 2016 году. Энергия, накопленная во время периодов избытка (зеленые), генерируется в периоды дефицита (красные), чтобы генерация соответствовала ежемесячному потреблению.

В этом примере требование к объему накопления энергии определяется энергией, содержащейся в красно-заштрихованных (или зелено-заштрихованных) областях в течение года. За указанный период — это примерно 2,7 ТВт-ч, что достаточно для того, чтобы покрыть потребность Чили в течение двух недель. С потенциалом до 11 ТВтч хранения на восьми участках - и, вероятно, еще и в других местах - установка 2.7 ТВт-ч гидроаккумулирующих мощностей не должно быть проблемой.

Экономика - Капитальные затраты

Сколько будет стоить комбинированная система (19GW солнце + 17GW / 2.7TWh гидросистема), и как дешево (или дорого) будет производимое электричество?

Solar Asset Management Latam дает установленные мощности и затраты для 16 солнечных фотоэлектрических станций мощностью от 30 МВт до 246 МВт, установленных в Чили в течение 2014, 2015 и 2016 годов. Средняя стоимость установки / кВт составляла 2 019 долл. США (максимум 3 059 долл. США, минимум 1 298 долл. США, средняя 1 857 долл. США, стандарт отклонение $ 515). Согласно проекту Валгаллы, ее солнечная станция мощностью 600 МВт будет стоить 900 миллионов долларов, или 1500 долларов за кВт. Учитывая масштабы и недавнее снижение цен на панели PV, это число не кажется необоснованным по сравнению с расходами на других 16 станциях, поэтому я принял его.

Гораздо меньше информации о капитальных затратах на гидростанции. Единственные недавние оценки, которые у меня есть, - это Вальхалла $ 1,283 / кВт ($ 385 млн. за 300 МВт, согласно отчету) и $ 1,640 / кВт ($ 3770 млн) для предлагаемой станции мощностью 225 МВт, Австралия. Среднее значение этих двух оценок составляет 1 462 долл. США / кВт, но поскольку предварительная оценка затрат обычно оказывается низкой, я предположил 2000 долл. США / кВт.

Применение этих оценок к перечисленным выше мощностям дает следующие капитальные затраты:

$29 млрд за 19 ГВт солнечной энергии
$34 млрд. за 17 ГВт гидроэлектростанции
Общая сумма в 63 миллиарда долларов

Экономика - уровень стоимости электроэнергии (LCOE)

Поскольку срок службы солнечной станции и гидроэлектростанции настолько различны, мне приходилось вычислять их LCOE отдельно и суммировать их. Оценки LCOE сделаны с помощью U.S. National Renewable Energy Laboratory (NREL) calculator’s. Предположения:

Солнечная:

Срок жизни проекта: 20 лет
Ставка дисконтирования: 6%
Коэффициент использования мощности: 35%
Капитальные затраты: 1500 долл. США / кВт
Постоянные затраты: $ 45 / кВт-год
Переменные затраты: ноль
Коэффициент использования топлива: ноль
Стоимость топлива: ноль
Гидроаккумулирующая станция:

Срок жизни проекта: 50 лет
Ставка дисконтирования: 6%
Коэффициент потерь: 77%
Капитальные затраты: 2000 долл. США / кВт
Постоянные затраты: $ 30 / кВт-год
Переменные затраты: ноль
Коэффициент использования топлива: ноль
Стоимость топлива: ноль
Данные о расходах на эксплуатацию приведены в Отчете о расходах NREL 2012 (NREL 2012 Cost Report.). [надо сказать, что сегодня O&M costs для СЭС во многих источниках не 45 а 10-20$/кВт*год, т.е. стоимость тут завышена. А вот для ГАЭС скорее всего наоборот - занижена - tnenergy]. Учетная ставка - это текущее среднее значение для проектов по возобновляемым источникам энергии в Европе и Северной Америке, предоставленных Грантом Торнтоном.

И вот LCOE:

Солнечная станция: $ 57 / МВтч
Гидроаккумулирующая станция: $ 23 / МВт-ч
Сумма: $ 80 / МВтч
Оценка LCOE гидроэлектростанции в размере 23 долл. / МВтч несколько сомнительна и может быть, как завышена, так и занижена. А вот LCOE солнечных станций в размере 57 долл. / МВтч намного выше, чем цена на солнечную энергию на последних аукционах в Чили, которая составила всего 21 долл. / МВт-ч. Либо мой LCOE нереально высок, либо цены аукциона нереалистично низки. Но даже если взять LCOE в размере 80 долл. / МВтч комплекса солнце+гидро как корректную, то данный энергетический комплекс вполне конкурентоспособен на фоне других диспетчиризируемых видом генерации, за исключением ПГУ, согласно последним оценкам Lazard (рисунок 13):


Рисунок 13: Сравнительная оценка LCOE Lazard версии 11.0. По вертикальной черной линии отображается $ 80 / МВтч. Обратите внимание, что оценки LCOE, опубликованные другими источниками, часто отличаются от оценок Lazard's1

Мои результаты также указывают на то, что преобразование «сырой» солнечной энергии в диспетчеризируемую энергию путем объединения ее с гидроаккумулирующей системой увеличивает затраты лишь на 40%. Это резко контрастирует с сочетанием солнечных батарей с батареями (это увеличивает затраты на порядок). Если целью является преобразование больших количеств прерывистой солнечной энергии в диспетчеризируемую энергию, то гидроаккумулирующая система - это, безусловно, путь к успеху- при условии, что вы имеет достаточно гидроаккумулирующего потенциала.

Возможность завышения мощности генерации.

Как я уже отмечал в своей заметке «don’t store it» альтернативный вариант для уравнивания производства прерывистой солнечной энергии и потребления заключается в том, чтобы минимизировать потребности в межсезонных аккумуляторах, увеличивая установленную мощность до величины, при которой солнечная энергия обеспечивает потребление в течение месяца, когда солнечная генерация является самой низкой (Октябрь в пустыне Атакама, см. Рисунок 12). В рассматриваемом случае это потребует 50% увеличения установленной мощности PV, от 19 до 29 ГВт. Это приведет к увеличению капитальных затрат примерно на 14 млрд. Долл. США, а также приведет к потерям больших объемов избыточной солнечной энергии. Тем не менее общие капитальные затраты будут меньше на величину до 20 млрд. Долл. США, поскольку больше не нужно будет устанавливать гидроаккумулирующие станции стоимостью 34 млрд. Долл. США, хотя некоторый объем хранения будет по-прежнему необходим для обеспечения генерации электроэнергии при облачной погоде, которая иногда бывает даже в Атакаме.

Так почему же я не рассматривал этот вариант?

Отчасти потому что данные, необходимые для его оценки, в частности ежечасные данные о солнечной энергии и потреблении, были недоступны, но главным образом потому, что они вносят существенную дополнительную неопределенность - будет ли устойчивой национальная сеть, основанная на солнечной энергии? Может ли частота поддерживаться в допустимых пределах? Я не знаю, и я не думаю, что кто-то другой это знает. И даже если сеть может быть стабилизирована, возникает вопрос, сколько будет стоить установка всех маховиков, батарей, резисторов для сброса нагрузки и другого оборудования, которое необходимо для ее стабилизации. Я могу рассмотреть этот вариант позже, но на данный момент я предпочитаю изучить вариант с синхронными гидрогенераторами, которые не должны создавать проблем с устойчивостью сети.

Обсуждение

Вот есть план, который, по крайней мере, теоретически позволил бы Чили генерировать все свое электричество из возобновляемых источников энергии, не разоряя бюджет. Вопрос в том, может ли он когда-нибудь быть реализован?

Множество вещей должны быть прояснены до этого. Сначала возникает вопрос, будут ли работать насосные гидростанции, которые используют море в качестве нижнего резервуара. Это не совсем новая технология. Гидроэлектростанция Янбару в Японии работала более десяти лет, используя море в качестве нижнего резервуара и, по-видимому, без серьезных проблем. Турбины на приливной электростанции La Rance во Франции работают с морской водой с 1966 года, хотя и при низких давлениях. И Вальхала и Култана утверждают, что сделали достаточно работы, чтобы показать, что их насосные гидростанции будут успешно эксплуатироваться с использованием морской воды, хотя инженеры Культана, возможно, находились под политическим давлением, чтобы придумать «правильные» результаты. Но вода - это вода, и при условии принятия адекватных антикоррозийных мер нет никаких технических причин или, по крайней мере, того, о чем я знаю, почему гидроаккумулирующая станция с морской водой не должна работать так же хорошо, как и станция на пресной воде.

Второй вопрос касается масштабов. Ранее я пришел к выводу, что Чили может обойтись 2,7 ТВт-ч насосных гидроаккумуляторов. Восемь идентифицированных водохранилищ могли обеспечить в четыре раза больше, и один из них (участок 6) мог бы обеспечить 2,7 ТВт-ч сам по себе. Но генерация 67% электроэнергии в Чили от одной гигантской гидроэлектростанции или даже с четырех или пяти меньших станций не было бы особо хорошей идеей. Север Чили является тектонически чрезвычайно активным, и если крупное землетрясение прервет работу на одной или нескольких станциях, Чили окажется с сильным дефицитом электроэнергии. Что необходимо для обеспечения безопасности поставок - это большее количество небольших предприятий. Я не рассматривал экономические последствия, но одним из решений могло бы быть разделение водохранилищ на сегменты и работа их независимо друг от друга. Например, резервуар участка 6 удобно делится на шесть сегментов примерно равного размера, как показано на рисунке 14. Водохранилище на участке 8 (рис. 11) также можно разделить на два при минимальных затратах:


Рисунок 14. Водохранилище участка 6, разделенное на шесть отдельных водохранилищ плотинами (черные линии).

Третий вопрос, вероятно, самый сложный. Развитие гидроэнергетического потенциала северного Чили является масштабным мероприятием и невозможно обеспечить его путем проведения периодических аукционов на несколько гигаватт новых мощностей, где выигрывает самый дешевый участник торгов, обычно это производитель солнечной или ветро энергии. Чтобы добиться этого, Чили придется принять энергетическую стратегию, которая признает: а) что прерывистая солнечная энергия и ветер, независимо от того, насколько она «дешевая», не могут обеспечить потребности Чили в электроэнергии 24/7/365 без надлежащего резервного хранения и b) что развитие насосных гидроэлектростанции является критически важным для достижения целей Чили по возобновляемым источникам энергии (70% возобновляемых источников энергии к 2050 году, возможно, скоро дойдет до 100%). Примет ли Чили такую стратегию? Точно не в обозримом будущем. В настоящее время низкие цены на ветровую и солнечную энергию считаются доказательством того, что подход через аукционы мощности является успешным, и поэтому мы можем ожидать, что эта практика будет продолжаться до тех пор, пока Чилийское Energiewende не столкнется с жесткой стеной реальности.

Последнее замечание. Чилийские проекты по гидроэнергетике с солнечной энергией не позволят миру перейти на возобновляемые источники энергии. Сочетание выгодной прибрежной топографии и превосходных солнечных ресурсов, которые делают ее потенциально возможной, кажется уникальным для Чили, а Чили – находится далеко от любых основных центров потребления энергии.

И совсем последнее замечание: За стоимость рассмотренного варианта в размере 63 млрд. Долл. США Чили может установить не менее 10 ГВт ядерных мощностей, что более чем достаточно для удовлетворения всех потребностей в электроэнергии в 2016 году. Но ядерная энергия, конечно, не возобновляемая.

===

Теперь комментарий от меня [tnenergy]:

Мне кажется, эта статья является примером постепенного сдвига дискуссии вокруг возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Если 15 лет назад, когда самые большие солнечные и ветровые станции были в районе 20-50 мегаватт речь шла про то, что технически невозможно создать ВИЭ генерацию масштаба общепланетного потребления энергии, то сейчас довольно очевидно, что нет, это возможно. Следующим пунктом дискуссии был недостаток площадей под ВИЭ, особенно, когда их основой были наземные ветряки. Солнечные станции в пустынной местности (на юге) и морские ветряки (на севере) приглушили и этот вопрос. Затем долгое время неубиваемым аргументов против ВИЭ была выравненная цена электроэнергии (LCOE), получаемая с этих источников. Сегодня в удачных местах ВИЭ-генерация дает электроэнергию по стоимости от 20 до 60 долларов за МВт*ч - это меньше, чем новая генерация на угле или атомной энергии и сравнимо с ПГУ на природном газе в лучших (по стоимости газа) местах.

Таким образом сегодня оценки будущего ВИЭ крутятся вокруг проблемы переменчивости этого источника энергии и способов балансировки производства и потребления. Технически балансировка может решаться тремя путями: либо "заполнением" дефицита ВИЭ-энергии с помощью маневренной генерации (чаще всего газотурбинными генераторами на природном газе), либо аккумуляцией энергии тем или иным способом, либо созданием такого избытка ВИЭ, что бы даже в самых неблагоприятных условиях их генерации хватало для потребителей. И как мы видим, экономически целесообразен уже не только вариант 1, но и вариант 2, хотя, конечно, расчет здесь прикидочный.

ВИЭ сегодня должны восприниматься как серьезный конкурент в поле энергетики, и если электрические аккумуляторы продолжать дешеветь, а производство их продолжит расширяться, то конкурентноспособность ВИЭ будет возрастать все больше.

Оставить комментарий

Популярные посты:

• Ранее
• Архив