Intégration RES – impacts développement de réseau et gestion du système
Users’ Group – ad-hoc Platform “RES” – Mars 2012
Agenda • Objectifs 2020 • 3 domaines – Raccordement et accès au réseau – Gestion du système • Adequation • Flexibilité – Flux internationaux
Contexte général – Objectifs européens -
Politique énergie et climat de l’Union Européenne
-
Objectifs environnementaux européens 20/20/20
1.
au moins 20% de réduction des émissions de gaz à effet de serre des Etats membres par rapport aux niveaux atteints en 1990
2.
20% de la consommation totale d’énergie en Europe d’origine renouvelable
3.
20% de réduction de la consommation d’énergie primaire par rapport aux niveaux projetés en 2020 découlant de la mise en place de politique d’efficacité énergétique 13% de de la consommation totale en Belgique d’origine renouvelable à l’horizon 2020 37% de la consommation électrique alimentée par des sources d’énergie renouvelable en Europe
SER = Source d’Energie Renouvelable
Contexte général • Productions SER : évolution de la capacité installée Capacité installée (MW) Panneaux solaires Biomasses
Eoliennes onshore TSO 0 91 140
Total 352 557 694
TSO 0 3 11
DSO 82 569 755
DSO 254 254 310
Centrales au fil de l'eau Total 713 858 965
TSO 39 39 39 1000
900
900
800
800
800
800
600 500 400 300 200
700 600 500 400 300 200
100
100
0
0
2008
2009
• Perspectives
2010
700 600 500 400 300 200
2010
600 500 400 300 200 0
0 2009
700
100
100 2008
Total 105 109 112
Hydro
1000
900
700
DSO 66 70 73
Biomasse
Panneaux photovoltaïques 1000
900
Capacité installée (MW)
TSO
TSO 459 604 655
1000
Capacité installée (MW)
DSO
Capacité installée (MW)
Eoliennes onshore
Total 82 573 766
Capacité installée (MW)
2008 2009 2010
DSO 352 466 554
2008
2009
2010
2008
2009
2010
à l’horizon 2020 NAP Belgique SPF Energie horizon 2020 Capacité Energie installée (MW) (GWh)
Centrales au fil de l'eau Panneaux solaires onshore éoliennes offshore biomasse TOTAL SER
140 1340
440 1139
4320
10474
2452 8252
11039 23092
Prévision régionale horizon 2020 Capacité Energie installée (MW) (GWh) 129 2671 2592 1622 7014
444 2301 5155 7000 7581 22481
2010 Capacité installée (MW)
Energie (GWh)
112 766 693 195 965 2731
313 237 1260 5134 6944
Raccordement et accès 1. Analyses de potentiel • • •
Capacité d’acceuil existante importante. La localisation est importante
2. Au besoin: • •
Gestion flexible de l’accès
3. Développement • de capacité • d’acceuil
3 Problématiques
Réseau de transport local
Problématiques principalement à 3 niveaux: -
Réseau amont – lignes HT: Refoulement de puissance qui provoque une saturation du réseau de transport local et donc un épuisement de la capacité d’accueil des UPD.
-
Local – Transfo: Refoulement de puissance sur les transformateurs
-
Local – MT:
HV
G
TSO MV
DSO
G
08.03.2012
G
G
G
-
Augmentation potentielle de la puissance de court-circuit
-
Problème potentiel de réglage de la tension MT à sa valeur de consigne 6
Tenue à la Puissance de Court Circuit
2 Tfos - Exploitation à couplage ouvert Ucc tfo = 16%
Apport en Scc
Scc max
G
08.03.2012
G
G
7
Tension de consigne MT •Sollicitation du régulateur de tension : VOEDEND
•Charge/production avec un
BELAST
•- comportement inductif
12,000
du rapport de transformation
U_sec (V)
5 MVA
• Nécessité de réguler :
25 MVA
11,000
50 MVA
U2nom
10,000
65 MVA 75 MVA
9,000
•- comportement capacitif
8,000
• Augmentation de la tension MT
7,000
-180.0
• Nécessité de réguler •
VOEDEND
13,000
• Diminution de la tension MT
BELAST 14,000
-135.0
INDUCTIEF
-90.0
-45.0
INDUCTIEF
0.0
phi (°)
45.0
CAPACITIEF
90.0
135.0
180.0
CAPACITIEF
du rapport de transformation
•Participation de productions décentralisées au réglage de la tension •(prescriptions Synergrid) • unités de production ≤ 1MVA cos(phi) > 0,95 •
08.03.2012
> 1 MVA
- 0,1 Pnom < Q < 0,33 Pnom
8
Refoulement du secondaire au primaire des transfos
100%
7 % de l'énergie est produite lorsque la puissance est supérieur à la limite
90%
80%
70%
Puissance
60%
93 % de l'énergie est produite lorsque la puissance est inférieure à la limite
50%
Puissance
40%
30%
20%
10%
0% janv-11
févr-11 mars-11
avr-11
mai-11
juin-11
juil-11
août-11
sept-11
oct-11
nov-11
déc-11
Année
08.03.2012
9
Saturation réseau amont Cas de la boucle de l’Est
-Réseau 70 kV développé pour une
consommation relativement faible Prélèvement brut équivalent (8 postes) Pointe de charge : ~200 MW Creux de charge : ~31 MW -Production :~150 MW raccordés ou réservés
Plus de possibilité de raccordement aujourd’hui selon les critères actuels or potentiel éolien et cogénération important selon l’étude ICEDD 08.03.2012
10
Saturation réseau amont Cas de la boucle de l’Est - Potentiel (étude ICEDD) -
Potentiel eolien Tâche C1 C4 C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 Total
-
MW 50 37,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 15 237,5 MW
Potentiel cogen: 80MW (+ éventuels projets nouveaux)
08.03.2012
11
Saturation réseau amont Cas de la boucle de l’Est Projets de renforcement de l’infrastructure inscrits au Plan d’adaptation wallon : • Remplacement des lignes simple terne 70kV • • • •
Bévercé-Stephansof-Butgenbach-Amel par une ligne double terne A Butgenbach : 2 nouveaux transformateurs Remplacement du tronçon 48Cu de la ligne Heid de Goreux–Bronrome Budget estimatif : 20Mio€ - Planning: fin 2014 (incertitude permis)
Ces travaux permettent l’accueil de : 150 MW raccordés ou réservés à l’heure actuelle en traditionnel + 100 MW avec accès flexible
Au-delà ? Saturation des circuits de sortie 70 kV de la boucle de l’Est or longueur totale > 45 km Coûts de renforcement très importants
A très long terme : évolution possible vers un niveau de tension supérieur 08.03.2012
12
Gestion du système Kernpunten •
Context: – Evolutie nucleair – Evolutie renewables – Evolutie internationale marktwerking en operationele samenwerking
•
Kernpunten (KT/MT + LT): – Verzekeren van system adequacy (bevoorradingszekerheid) •Onzekerheid renewable productie •Autonoom versus geïnterconnecteerd – Verzekeren van system flexibility (evenwicht productie-verbruik) •Niet-flexibele nucleaire productie (« incompressibiliteitsprobleem ») •Priority of dispatch voor renewable productie
•
Bijkomend: – maximale marktwerking – aan de laagst mogelijke prijs
Indicatieve illustratie tov mogelijke piek in 2020 2020 Enkel nucleaire uitstap vertragen : onvoldoende
Marginale kost
Piekcentrale (reserve incidenten)
Max. verbruik (winterdag) â&#x201A;Ź/MWh
Pompcentrale (Coo + Plate Taille)
f (NUC uitstap) uitstap)
0
1
4
6
9
13
15
19
GW
Gemiddelde beschikbaar vermogen Waterloopcentrales, Kerncentrale biomassacentrale en/of warmtekrachtkoppeling (prioritair - must run)
STEG-centrale Klassieke centrale (steenkool-gas-fuel)
Indicatieve illustratie tov mogelijke piek in 2020 2020 enkel nieuwe projecten => min 50% realisatie is nodig Piekcentrale (reserve incidenten)
Max. verbruik (winterdag) Marginale kost
Pompcentrale (Coo)
â&#x201A;Ź/MWh
f (realisatie (realisatie projecten) projecten)
0
1
4
6
9
13
15
18
GW
Gemiddelde beschikbaar vermogen
Kerncentrale Biomassacentrale en/of warktekrachtkoppeling (prioritair - must run)
STEG-centrale (inclusief projecten) Klassieke centrale (steenkool-gas-fuel)
Bevoorradingszekerheid => GENERATION ADEQUACY • Mogelijke opties – Nood aan vertraging nucleaire uitstap indien geen bijkomende coördineerbare productie-eenheden – Nood aan nieuwe klassieke eenheden – Nood aan een combinatie
Eenheden in dienst in functie van de vraag en de « must runs » 2020 Piekcentrale (reserve incidenten)
Laag verbruik Marginale kost
€/MWh
Pompcentrale (Coo + Plate taille) f (realisatie (realisatie projecten) projecten) f (NUC uitstap) uitstap)
f (wind (wind,, zon) zon)
F.V.
(prioritair)
0
1
6
10
13
15
Wind
23 24 25
26
GW
Max. beschikbaar vermogen
(prioritair)
Waterloopcentrales, Kerncentrale biomassacentrale en/of warmtekrachtkoppeling
19
STEG-centrale (inclusief projecten)
(prioritair - must run)
Indicatieve illustratie tov mogelijke dal in 2020
Klassieke centrale (steenkool-gas-fuel)
Inzichten in de huidige systeem flexibiliteitsproblemen â&#x20AC;&#x201C; Forecast zomer 2012
July 19th (W29) â&#x20AC;&#x201C; August 3rd (W31) Issues all days & nights
24
19
Evenwicht productie-verbruik (system flexibility) • Mogelijke opties: – Nucleaire eenheden flexibiliseren – Nucleaire uitstap vervangen door flexibele coördineerbare eenheden • Voldoende snelle “ramping rate” voor opvolging van onevenwichten productieverbruik. – Coördinatie van renewable productie voor opvolging onevenwichten productie-verbruik (vereist aanpassing kader) – Piekeenheden met snelle opstart (15 min) (= enkel voor opwaartse regeling) Opm: Combinaties mogelijk
Future challenges Wind in Europe: end 2010 M W p -in s ta lle d c a p a c ity e vo lu tio n B e lgiu m 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
SO LAR W IN D
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
20
Future challenges Solar in Europe: end 2010 MWp-installed capacity evolution Belgium 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
SOLAR WIND
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
21
Evolution des flux transfrontaliers Context: transits Scenario B
Scenario B
Scenario A
Scenario A
ď&#x192; 2 investigated scenarios (based on ENTSO-E scenario 2020):
8/03/2012
Story line 380kV
STEVN
220 kV
NEDERLAND NEDERLAND
ZANDV ZANDV
2
150 kV
8 NEDERLAND NEDERLAND
UNITED KINGDOM
150 kV kV 150
6 150 kV
LILLO
X
150 kV
7
X
DOEL DOEL
BAEKE
150 150 kV kV 150 kV
X
3
MEERH MEERH
MASSE MASSE
HORTA
MERCA MERCA 150 kV kV 150
X
150 kV kV 150
DILSE
150 kV kV 150 150 150 kV kV
150 kV
150 kV kV 150
9
1
5
150 kV kV 150
LIXHE
X
BRUEG BRUEG
GERMANY
150 kV kV 150 220 kV
150 150 kV kV
220 kV
4
150 kV kV 150 GRAMM GRAMM
150 kV kV 150
220 kV kV 220
AVLGM AVLGM COURC COURC CHAMP CHAMP
BRUME BRUME
FRANKRIJK FRANKRIJK
150 150 kV kV
150 150 kV kV
ACHEN ACHEN
70 70 kV kV
220 220 kV kV 70 70 kV kV
AUBAN AUBAN
FRANKRIJK FRANKRIJK
70 70 kV kV 220 220 kV kV
FRANKRIJK FRANKRIJK
FRANKRIJK FRANKRIJK
24