Elektroenergetski sistem u Jugoistočnoj Evropi 2030. godine: Obnovljivi izvori kao glavni proizvodni izvor
S obzirom na nedavno usvojene ciljeve EU za klimu i energiju do 2030. godine, svi evropski elektroenergetski sistemi kreću u veliku tranziciju. Do 2030. godine, prosečno 57% električne energije u evropskim elektroenergetskim mrežama dolaziće iz obnovljivih izvora energije. Za jugoistočnu Evropu (JIE) to znači udeo OIE-E (proizvodnja električne energije iz obnovljivih izvora energije) od 50% u 2030. godini. Faktor koji ubrzava ovu tranziciju jeste činjenica da će približno 50% postojećeg kapaciteta za proizvodnju električne energije iz uglja i lignita u regionu trebati zamenu do 2030. godine zbog starosti i neusklađenosti sa standardima emisija.
Solarna fotonaponska energija (PV) i energija vetra – vođene značajnim smanjenjem troškova – doprineće više nego polovini OIE-E u Evropi 2030. godine. Za jugoistočnu Evropu, vetar i PV će doprineti sa oko 65% u proizvodnju OIE-E. S obzirom da energija vetra i PV zavise od vremenskih prilika, budući elektroenergetski sistemi će imati suštinski drugačije obrasce potrošnje od onih koji su prisutni danas, značajno povećavajući potrebu za fleksibilnošću u delu elektroenergetskog sistema koji može da radi bez prekida. Regionalna saradnja i prekogranična integracija elektroenergetskog sistema nude važne načine za napredak u budućim zahtevima fleksibilnosti.
Regionalna integracija pomaže u izbegavanju smanjenja proizvodnje OIE i omogućava geografsko usklađivanje vOIE (varijabilni obnovljivi izvori energije)
Na osnovu našeg modeliranja, smanjivanje proizvodnje neće preći 500 GWh godišnje u 2030. godini i ostaće na nuli u regionu JIE. Glavni razlozi za nizak nivo smanjenja vOIE su dostupnost hidroenergetskih resursa u regionu koji mogu udovoljiti potrebama fleksibilnosti u elektroenergetskom sistemu, dostupnost interkonekcija koje nude potencijal fleksibilnosti kroz uvoz i izvoz i niska korelacija između OIE fid-in-a duž granica.
Primećujemo veoma različit obrazac u proizvodnji vetra, koji olakšava integraciju vOIE sistema. U regionu JIE brzine vetra pokazuju slabu korelaciju, krećući se od 11% do 46%. Te prilično niske korelacije sugerišu da generacija vetra ne bi istovremeno dosegla vrhunac u regionu; bila bi disperzovana vremenski i po zemljama u regionu. Takođe sugeriše da bi region sledio drugačiji obrazac proizvodnje vetra od severnoevropskih zemalja, što znači da proizvodnja vetra ne bi dosegla vrhunac u isto vreme u širem regionu Evrope. Na primer, u Rumuniji maksimalna promena proizvodnje vetra iz jednog sata u drugi iznosi 47%, dok je promena na nivou čitave Evrope samo 6%.
Proizvodnja obnovljivih izvora energije i njene posledice za klasične elektrane
I u Evropi i u regionu Jugoistočne Evrope scenario za 2030. godinu pokazuje fleksibilnije korišćenje elektrana zasnovano na povećanju broja startapova po jedinici. To je posledica manjeg korišćenja konvencionalnih elektrana zbog povećane proizvodnje promenljivih OIE i pogoršanja ekonomskih performansi u postrojenjima na ugalj i lignit. Rast troškova za fosilna goriva, cene ugljenika i sve veći troškovi investicija stavljaju postrojenja na fosilna goriva na kraju „krive redosleda zasluga“, što rezultira manjim brojem radnih sati. Ovaj uticaj je dodatno pojačan rastućom proizvodnjom PV i vetra, koji imaju nulte troškove, zbog čega će „efekta redosleda zasluga“ izbaciti sve više i više postrojenja na fosilna goriva iz proizvodne baze. Iako će se broj startapova povećati, ukupni troškovi pokretanja kao udeo varijabilnih troškova proizvodnje će do 2030. iznositi samo 1% i u EU i u JIE.
U isto vreme, stepen korišćenja različitih tipova elektrana značajno će se promeniti do 2030. godine, pri čemu će se upotreba postrojenja na prirodni gas popeti na 40% sa 7,5% u 2017. godini. Očekuje se da će korišćenje postrojenja sa pogonom na lignit u Evropi i regionu Jugoistočne Evrope pasti sa 81% na oko 68%, usled pogoršanja ekonomskih performansi i smanjenog operativnog rada.
Najvažnija promena između 2017. i 2030. godine jeste da će više elektrana raditi u režimu „vršnog opterećenja“: elektrane na prirodni gas sa niskim prosečnim godišnjim stepenom korišćenja i velikim brojem pokretanja (do 35 puta godišnje). Poređenja radi, najveći broj modeliranih startapova za date jedinice u 2017. godini bio je manji od 20 u jugoistočnoj Evropi. Do 2030. godine, više od polovine jedinica na gas aktivno će učestvovati na tržištu unutar dana i balansnom tržišu. Struktura korišćenja postrojenja koja koriste ugalj, lignit i HFO-LFO takođe će se promeniti do 2030. godine – sve više će raditi u režimu „fleksibilnih usluga“. Ovo potvrđuje njihovu izmenjenu ulogu i obrazac korišćenja u budućem elektroenergetskom sistemu: u većoj meri obezbeđivaće balansiranje sistema i fleksibilne usluge i obezbeđivaće veći deo svojih prihoda na kratkoročnim tržištima električne energije, umesto od bazne energije koja se prodaje na dan unapred tržištu i tržištu fjučersa.
Sigurnost snabdevanja: Dovoljne margine rezerve u JIE za udeo OIE-E od 50%
Količina raspoloživih rezervnih kapaciteta za regulaciju na gore u 2030. godini, iako manja nego u 2017. godini, neće pasti ispod 5 GW u 2030. godini (12% regionalnog vršnog opterećenja). Ovi rezervni kapaciteti mogu uskočiti ako potražnja neočekivano raste u realnom vremenu ili ako proizvodnja neočekivano padne u realnom vremenu (npr. zbog kvara u elektrani ili niže proizvodnje OIE od predviđene). Tokom većine sati, rezervni kapaciteti neće se spustiti ispod 20 GW u 2030. godini. Opšti kriterijumi evaluacije ukazuju da su potrebni rezervni kapaciteti za regulaciju na gore od najmanje 5–10% potrošnje da bi se garantovala bezbednost snabdevanja. Po tim kriterijumima, region Jugoistočne Evrope će imati zadovoljavajući nivo sigurnosti snabdevanja 2030. godine.
Ukupni raspoloživi kapacitet za regulaciju na dole za sve sate u godini povećavaće se do 2030. godine, najviše zbog razmeštanja OIE i postrojenja na prirodni gas, koji omogućavaju regulaciju na dole. Minimalni kapacitet rezerve na dole biće oko 11 GW u 2030. godini (27% regionalnog vršnog opterećenja).
Sigurnost snabdevanja: Pik potražnja može se zadovoljiti u zimskoj sezoni
Da bismo ilustrovali dnevne operacije sistema snabdevanja u 2030. godini u Jugoistočnoj Evropi, opisujemo zimsku nedelju kojoj je preostali kapacitet najmanji.
Za razliku od danas, obrasci proizvodnje električne energije u 2030. godini iz prirodnog gasa promeniće se od pik optrećenja prateći stabilniju proizvodnju, jer vetar i PV energija ostaju prilično niski (međutim, nivoi proizvodnje vetra i PV će se skoro udvostručiti u poređenju sa 2017. godinom.) Pikovima potrošnje uglavnom će se upravljati većim korišćenjem hidroelektrana i većim neto uvozom, čiji potencijal proizlazi iz povećanja nivoa NTC-a. U prvoj polovini kritične nedelje, neto uvoz će služiti za „popunjavanje praznina“, dok će se u drugoj polovini nedelje koristiti na stalnijoj osnovi.
U 2030. godini, margina rezerve će povremeno dostići 100%, dok će u vršnim satima i dalje biti 40–60%, što predstavlja dovoljan nivo rezervi. Zbog većeg korišćenja obnovljivih izvora energije i povremene proizvodnje, proizvodnja će biti nestabilnija u poređenju sa 2017. godinom, što znači da će u nekim satima potreba za rezervama biti izraženija. Bez obzira na to, biće zadovoljena ukupna potražnja za električnom energijom u regionu.
Izvor: agora-energiewende.de