Producerea Distribuită şi Regenerabile

6.5.1

Producerea Distribuită şi Regenerabile

Introducere privind DG şi RES

Rezumat

Producerea distribuită (DG - Distributed Generation) şi Sursele de Energie Regenerabile (RES - Renewable Energy Sources) se bucură de multă atenţie în Europa. Ambele sunt considerate a avea un rol important în creşterea securităţii surselor energetice prin reducerea dependenţei de combustibilii fosili importaţi şi în reducerea gazelor cu efect de seră. Producerea distribuită se referă la generarea locală a energiei electrice şi, în cazul sistemelor de cogenerare, a energiei termice necesară proceselor industriale sau încălzirii etc. Numeroşi factori influenţează aspectele economice referitoare la DG şi RES. Aspectele cele mai importante se referă la investiţiile iniţiale, costul combustibilului, preţul energiei (electrică şi termică) şi la costul conectării la reţea. În general, utilizarea biomasei conduce la cel mai redus cost al energiei electrice dintre toate variantele de utilizare a RES, pe locul secund se situiază energia eoliană folosită în instalaţii “on-shore”şi instalaţiile hidro, iar celulele solare (fotocelulele) reprezintă cea mai scumpă variantă. Cu toate acestea, numeroase ţări stimulează măsuri de susţinere a sistemelor de energii regenerabile, incluzând fotocelulele. Viabilitatea DG şi RES depinde, în mare măsură, de deciziile politice ale EU şi naţionale. Un curs politic stabil privind măsurile stimulative este necesar pentru a încuraja entităţile comerciale să investească din plin în capacităţi suplimentare DG şi RES.

Introducere

DG şi RES se bucură de atenţie specială în Europa. Ambele sunt considerate a avea un rol important în realizarea următoarelor două obiective:

♦ creşterea securităţii surselor energetice prin reducerea dependenţei de combustibili fosili importaţi: petrol, gaz natural şi cărbune;♦ reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, în special, dioxid de carbon provenit din

arderea combustibilului fosil.

Această Notă/Broşură este o scurtă introducere privind producerea distribuită şi sursele de energie regenarabilă. Alte Note/Broşuri din această Secţiune vor intra în detalii privind DG şi RES. Secţiunea 7 a prezentului Ghid va trata detaliat problema utilizării eficiente a energiei şi economia de energie.

Pentru început este necesar să definim termenii DG şi RES şi să introducem termenii ‘Producere combinată de energie termică şi electrică’ (CHP - Combined Heat and Power) şi ‘Resurse distribuite de energie ‘(DER - Distributed Energy Resources) care sunt frecvent folosiţi în relaţie cu DG şi RES

Termenul ‘sursă de energie regenerabilă’ se referă la sursele naturale ‘veşnice’ cum sunt soarele şi vântul. Sistemele de energie regenerabilă convertesc aceste surse naturale de energie în energie utilă (electrică şi termică). RES sunt adesea relaţionate cu producerea de energie electrică, dar producerea de energie termică (colector solar/geotermal) etc. este, de asemenea, posibilă. În această Notă/Broşura se consideră numai RES care sunt folosite pentru producerea de energie electrică (RES-E). În conformitatea cu Directiva Europeană privind RES-E [1], sursele de energie regenerabilă includ:

♦ centrale hidroelectrice (mici şi mari);

♦ biomasă (solidă, biocombustibili, gaz din deşeuri, gaz din tratarea apelor reziuale şi biogaz);

♦ vânt;

♦ energie solară (fotoelectrică şi fototermică);

♦ energie geotermică;

♦ energia valurilor şi a mareelor;♦ deşeuri biodegradabile.

Pentru producerea distribuită există mai multe definiţii [2,3,4]. Ca şi în cazul RES, DG se referă, de regulă, la sistemele care produc energie electrică (şi posibil termică), dar acest text este limitat la DG electrică. În general, producerea distribuită se realizează în apropierea zonei în care energia este utilizată.

Introducere privind DG şi RES

Alte aspecte ale DG se referă la faptul că:

♦ nu este planificată centralizat şi, de cele mai multe ori, produsă de producători independenţi sau de consumatori;

♦ nu este dispecerizată centralizat (deşi dezvoltarea unor centrale electrice virtuale, în care numeroase unităţi descentralizate DG funcţionează ca o singură unitate, încalcă această definiţie);

♦ au puteri mai mici de 50 MW (deşi unii autori consideră că anumite sisteme cu puteri până la 300 MW ar putea fi clasificate ca DG).

♦ sunt conectate la reţeaua electrică de distribuţie care, deşi are niveluri de tensiune ce variază de la o ţară la alta, se referă, în general, la acea parte a reţelei care funcţionează la tensiuni de la 230/400 V până la 110 kV.

Cele mai multe sisteme de energie regenerabilă sunt, de asemenea, sisteme de producere distribuită, deşi centralele hidroelectrice mari, parcurile eoliene ‘offshore’ şi coarderea biomasei în centrale electrice convenţionale (cu combustibil fosil) constituie excepţii.

Resurse de Energie Distribuite [5] se referă la producerea distribuită a energiei electrice sau stocarea acesteia (în apropierea sau chiar la locul de consum (utilizare)) la puteri având o valoare mai mare decât puterea reţelei (de ex. putere de rezervă. Stocarea energiei electrice nu este tratată în această Notă/Broşură.

Producerea combinată de energie electrică şi termică (CHP), denumită adesea cogenerare, indică producerea şi utilizarea simultană electricităţii şi a căldurii. În general, o parte din energia electrică este consumată local şi cea care prisoseşte este transferată în reţea. Dimpotrivă, căldura este folosită întotdeauna local deoarece transportul ei este costisitor şi antrenează pierderi relativ mai de energie. În general, generarea distribuită bazată pe combustibili fosili este de asemenea cogenerare având în vedere faptul că utilizare locală a ‘deşeurilor’ termice este, de asemenea, un important beneficiu al DG. Nota/Broşura 8.3.5 se ocupă, mai detaliat, de cogenerare.

Domeniile de utilizările tipice pentru DG sunt:

♦ casnic (microgenerare: energie electrică şi termică).♦ comercial (referitor la clădiri: energie electrică şi termică).♦ efect de seră (referitor la proces: electricitate, căldură şi dioxid de carbon pentru fertilizarea culturilor agricole).♦ industrial (referitor la proces: energie electrică şi abur).♦ încălzire districtuală (referitor la clădire: energie electrică şi termică prin reţeaua de distribuţie).♦ energie electrică (numai energie electrică în reţea).

Figura 1 dă o privire generală asupra energiei distribuite şi a principalelor utilizări ale energiei produse.

Avantajele şi dezvantajele DG şi RES

Principalele raţiuni pentru care producerea centralizată de energie electrică este preferată celei distribuite sunt economia de scală, eficienţa, disponibiltatea combustibilului şi durata de viaţă [6]. Creşterea producţiei unitare conduce la creşterea eficienţei şi descreşterea costului per MW. Chiar şi atunci când o centrală electrică de mare putere este alcătuită din unităţi mici de aceeaşi putere, costul per MW este mai redus.

Totuşi, avantajul economiei de scală este în scădere; unităţile mici beneficiază de o dezvoltare tehnologică continuă, în timp ce unităţile mari şi-au atins nivelul complet de dezvoltare. Disponibiltatea combustibilului este un alt motiv care justifică menţinerea centralele mari. Cărbunele, în special, nu este recomandabil pentru DG, dar el este cel mai abundent combustibil fosil din lume şi are furnizori mondiali, stabili cu preţuri stabile (cel puţin în comparaţie cu preţurile petrolului şi gazului). În plus, cu o durată de viaţă de 25 - 50 de ani, centralele electrice mari vor rămâne, pentru mulţi ani, prima sursă de energie electrică.

Atunci care ar fi motivele de a dezvolta, în primul rând, producerea ditribuită ? Principalul motiv este utilizarea eficientă a căldurii care se produce întotdeauna când se produce energie electrică. Aceasta conduce la creşterea eficienţei globale a centralei într-un mod considerabil, aşa cum se arată în Nota/Broşura 8.3.5. Având în vedere faptul că energia termică este folosită local, necesitatea generării distribuite la locul cererii de căldură este evidentă.

Pie

rder

i în

reţe

a

Ca

snic

Co

me

rcia

l

Efe

ct d

e s

eră

Ind

ust

rial

Încă

lzire

dis

tric

tual

ă

Re

ţea

ele

ctri

că

Introducere privind DG şi RES

Bazate pe combustibil fosilTurbină de gaz convenţională

Motor cu gaz

Microturbină

Motor Stirling

Celulă cu combustibil de joasă temperatură

Celulă cu combustibil de înaltă temperatură

Bazate pe regenerabileMicrohidro Mici

hidro Turbină

eoliană

Sisteme cu biomasă

Celule fotoelectrice

Sisteme geotermice

Sisteme pentru valuri şi maree

Figura 1 − Privire generală asupra generării distribuite (conform [2,3]) şi utilizările lor tipice.

Alte beneficii ale producerii didstribuite [4] includ beneficii suplimentare referitoare la energie (ameliorarea securităţii de alimentare, evitarea supracapacităţi, reducerea vârfului de sarcină, reducerea pierderilor din reţea) şi beneficii referitoare la reţea (costul amânat pentru infrastructura reţelei de distribuţie, ameliorarea calităţii energiei electrice, ameliorarea fiabilităţii). Dezavantajele DG, alături de cele deja menţionate, sunt costurile de conectare, măsurare şi echilibrare. Figura 2 prezintă efectele gradului de penetrare al producerii distribuite asupra pierderilor din reţea.

Principalul avantaj al sistemelor de energie regenerabilă este contribuţia intrinsecă nulă la extinderea gazelor cu efect de seră având în vedere că ele nu folosesc combustibili fosili. Un avantaj suplimentar este ‘insensibilitatea’ la

preţul combustibililor (“soarele răsare pentru nimic”). Aceasta descreşte costul de funcţionare al sistemelor de energie regenerabile şi reduce riscurile de funcţionare. Dezavantajul major este investiţia iniţială în sistemele de energie regenerabile care adesea este mai mari decât pentru non-RES. De exemplu, un sistem cu turbină cu gaz poate fi construit cu 500EUR/kW, în timp ce pentru o turbină de vânt investiţia este mai mare de 900 EUR/kW.

Alte dezavantaje ale RES sunt cerinţele specifice pentru ‘site’ şi nepredictabilitatea (imposibilitatea prognozării) puterii generate. Disponibilitatea energiei regenerabile (soare, vânt, apă) determină feazabilitatea

Nivel de penetrare al DG

Figura 2 − Pierderile din reţea în funcţie de nivelul de penetrare al DG

sistemelor de energie regenerabilă. Impredictibilitatea RES implică costuri mai mari pentru echilibrarea reţelei electrice şi menţinerea rezervei de capacitate în eventualitatea că vântul scade sau creşte brusc dincolo de zona

Cap

acita

te d

e ge

nera

re (

MW

)

%

din

CH

P

Introducere privind DG şi RESde funcţionare a turbinelor de vânt. Această problemă este deja întâlnită în zone cu un înalt nivel de penetrare, caGermania şi Danemarca.

Rezumând, DG şi RES au avantaje şi dezavantaje care sunt conexe energiei, reţelei şi mediului care trebuie să fie evaluate în fiecare caz.

Starea actuală

În 2005, capacitatea totală de generare în ţările EU-15 a fost 643 GW. Aproximativ 15 % din această capacitate (96 GW) a fost obţinută în cogenerare (CHP), 19% (122 GW) în unităţi hidro şi 8% (53 GW) în alte sisteme de energie regenerabilă [7]. Aproximativ jumătate din capacitatea CHP a fost deţinută de companiile de electricitate, iar celaltă parte de producători independenţi. Figura 3 prezintă structura capacităţii de generare pentru fiecare dintre ţările EU-15.

Figura 3 − Capacitatea de generare în ţările EU-15 în 2005 [7]

Pe baza datelor EU [8], producţia de ‘electricitate regenerabilă’ în2004 a fost de 400 TWh din care mai mult de 70 % a fost de originehidro (aşa cum rezultă din Figura3). Figura 4 prezintă structura producerii de energie electrică dinsurse regenerabile. DirectivaRES-E indică obiectivele pentru producţia de energie regenerabilăîn procente din totalul consumului pe ţări ale EU. Acestea sunt

Centrale hidroelectrice mari

Centrale hidroelectrice mici

Instalaţii eoliene on-shore

Instalaţii eoliene off-shore

Biogaz

Biomasă solidă

Biodeşeuri

Electricitate geotermală

obiective indicative pentru 2010luând anul 1997 ca referinţă.

Figura 4 − Structura producţiei de energie electrică în ţările EU-15 în anul 2004; contribuţia instalaţiilor fotoelectrice, a mareei, a

valurilor şi a energiei termice de origine solară este neglijabilă [7]

RE

S-E

faţ

ă de

con

sum

ul to

tal (

%)

Cre

şter

ea n

eces

ară

a R

ES

-E în

per

ioad

a 19

97-2

010

(%)

Introducere privind DG şi RES

Având în vedere faptul că aceste obiective au fost stabilite în raport cu consumul, iar sarcinile privind RES sunt stabilite în procente din acesta, energia produsă din RES-E va creşte dacă consumul va creşte.

Figura 5 prezintă situaţia de referinţă (1997), situaţia ţintă (2010) şi creşterea necesară pentru a atinge această ţintă. La nivel global, situaţia de referinţă pentru EU-15 este dată de 13,8 % energie electrică din surse regenerabile din totalul de 2440 TWh consum de energie electrică, ceea ce înseamnă 340 TWh de electricitate regenerabilă. Ţinând seama de faptul că în 2010 consumul de energie electrică va atinge 2930 TWh, obiectivul22 % RES-E este echivalent cu 650 TWh de energie electrică produsă din surse regenerabile. Aceasta înseamnăaproape o dublare a producţiei de energie electrică din surse regenerabile faţă de anul 1997.

Realizarea a 400 TWh (2005) energie electrică din surse regenerabile (14,4 % din consumul total) arată ţintele stabilite de directive EU privind RES-E vor fi dificil de atins. Anul ţintă 2010 este peste numai 5 ani. În plus, potenţialul surselor hidro ‘uşoare’ este practic epuizat, astfel încât vor trebui să fie folosite surse ‘dificile’ ca biomasa, energia eoliană şi, probabil, energia solară

Figura 5 − Contribuţia energiei electrice produsă din surse regenerabile la consumul total în conformitate cu directiva EU RES-E; anul 1997 prezintă situaţia de referinţă, anul 2010 situaţia ţintă

Aspecte economice privind DG şi RES

Fezabilitatea economică a producerii distribuite şi a sistemelor de energie regenerabilă depinde de multe lucruri. Investiţiile sunt importante, tot aşa cum sunt preţul combustibilului fosil şi preţul de piaţă pentru energia electrică. Ultimele două sunt, desigur, conexe. Preţul de piaţă al energiei electrice va depinde, încă în mare măsură, de preţul combustibilului atâta timp cât centralele electrice alimentate cu combustibil fosil vor domina piaţa (în prezent, mai mult decât 50 % din capacitatea totală de generare în EU-15).

Costurile pot fi grupate în categoria costuri iniţiale (înaintea funcţionării) sau costuri de continuare (în timpul funcţionării) şi în costuri fixe (independente de structura utilizării) sau costuri variabile (depinzând de structura utilizării) [6]. Tabelul 1 prezintă o privire generală a costurilor pentru DG şi RES bazată pe această clasificare. Costurile de conectare la reţea (de obţinere a conectării şi de conectare) au o pondere semnificativă în calculul costului total, în special pentru DG.

Introducere privind DG şi RES

Tip de cheltuieli Iniţial Continuare

Fixe Costuri tehnice

Investiţii

Costuri de licenţă

Costuri de conectare bazate pe MW

Măsurare

Tarife de distribuţie bazate pe MW

Taxe fixe

Mentenanţă programată

Asigurare

Variabile Costuri de conectare bazate pe MW Mentenanţă neprogramată

Cost al combustibilului

Taxe pentru combustibil

Tarife de distribuţie bazate pe MW

Venitul obţinut din DG şi RES este dependent de energia electrică vândută (şi de căldură în cazul cogenerării). În plus, beneficiile de costuri pot fi serviciile de reţea (de ex. echilibrare, amânarea investiţiilor în reţea, evitarea pierderilor din reţea) sau subvenţii de mediu şi taxe. Aceste subvenţii şi taxe sunt, în general, destinate să stimuleze producerea curată de energie electrică. Astfel de exemple sunt certificatele verzi sau ‘feed-in tariffs’ (tarifele ‘feed-in’) pentru energia electrică produsă din RES, reducerea de taxe pentru investiţii în CHP şi RES, taxe pentru CO2 şi credite pentru carbon.

Costul energiei electrice în DG şi produsă din RES este calculată folosind metoda valorii nete prezente (actuale) [6]. In acest calcul, evoluţia valorii monetare în timp se evaluiază folosind un anumit procent de scădere aplicat valorii viitoare a venitului şi cheltuielilor.

Acest procent de scădere include rata normală a profitului pentru banii împrumutaţi şi prima de risc money depinzând de profilul de risc. Fluctuaţiile în preţurile combustibilului şi în piaţa de energie electrică impun riscuri ca cele datorate condiţiilor meteorologice (ca, de exemplu, viteza vântului în cazul parcurilor eoliene). Durata mare de acordare a subvenţiilor pentru RES este un alt risc.

În Figura 6 se dă o privire generală a nivelului preţurilor pentru opţiunile bazate pe RES.

Preţul energiei electrice industriale EU-15

Instalaţii eoliene offshore

Instalaţii eoliene onshore

Maree şi valuri

Solar termal electric

Instalaţii fotoelectrice

Centrale hidroelectrice mici

Centrale hidroelectrice mari

Energie electrică din geotermal

Biodeşeuri

Biomasă solidă

Biomasă (solidă) ‘co-ardere’

Biogaz

Costul energiei electrice (EUR/MWh)

Figura 6 − Costul energiei electrice pentru opţiunile RES [8] şi preţul energiei electrice industriale pentru EU-15 [9].

Introducere privind DG şi RES

Din Figura 6 rezultă că cele mai multe opţiuni RES sunt (parţial) în domeniul preţurilor energiei electrice produsă industrial, care sunt o măsură a costului energiei electrice produsă de centrale electrice mari. Energia electrică provenită din instalaţii solare costă peste 200 EUR/MWh. Depinzând de măsurile de stimulare pentru sistemele fotoelectrice (atât pentru investiţii, cât şi pentru energia produsă) instalarea lor ar putea fi economic viabilă.

Conectarea la reţea

Conectarea la reţea a sistemelor DG (incluzând DG bazate pe RES) este o problemă importante, numeroase proiecte curente sau recente ale EU fiind dedicate acestui subiect [10]. Liberalizarea pieţei de energie electrică şi separarea furnizorului de operatorul de reţea în EU, unde furnizorul de energie electrică funcţionează pe o piaţă liberă şi operatorul de reţea pe o piaţă reglementată au atras atenţia asupra problemei conectării la reţea a DG (costuri, bariere, beneficii).

Din cauza producerii centralizate, reţelele electrice din Europa sunt realizate într-un sistem de alimentare ‘top- down’. Reţeaua electrică de transport (coordonată de operatorul sistemului de transport sau TSO) este o reţea de înaltă tensiune care asigură fluxuri mari de putere. Ea funcţionează, de regulă, la niveluri de tensiune superioare lui 110 kV. Acest nivel înalt de tensiune reduce pierderile în reţea. Interconectarea între ţările EU este realizată la acest nivel de reţea de transport la care sunt conectate centrale electrice de mare putere.

Tensiunile limită care definesc domeniile de înaltă, medie şi joasă tensiune variază în funcţie de ţară; în această lucrare au fost folosite valori tipice. Reţeaua electrică de distribuţie poate fi separată în reţea de distribuţie de înaltă tensiune (de regulă 60 - 110 kV), reţea de distribuţie de medie tensiune (în general 10 - 50 kV) şi reţea de joasă tensiune (230/400V). Reţeaua electrică de distribuţie este coordonată de operatorii de distribuţie (DNO - distribution network operator sau OD - operator de distribuţie). Numeroase sisteme DG şi bazate pe RES sunt conectate la reţeaua de distribuţie, aşa cum se prezintă în figura 7.

Reţeaua electrică de transport

Reţeaua electrică de distribuţie

Centrale electrice de mare putere

Co-ardere de biomasă

Interconectare cu alte ţări

Mari unităţi industriale de cogenerare

Centrale hidroelectrice de mare putere

Parcuri eoliene off-shore

Parcuri eoliene on-shore

Centrale hidroelectrice de mică putere

Alte sisteme de biomasă

Sisteme pentru maree şi valuri

CHP comercială şi gaze cu efect de seră

Sisteme solare termice şi geotermale

Câmpuri fotoelectrice mari

Mici unităţi industriale de cogenerare

Panouri fotoelectrice individuale

Sisteme micro CHP

Figura 7 − Schematizarea unei reţele electrice medii europene şi nivelurile de tensiune de conectare a DG şi RES. Nivelurile de tensiune variază de la o ţară la alta.

Operatorii reţelei de distribuţie au obligaţia de a conecta consumatorii la reţea şi să asigure securitatea alimentării. Ei sunt, deasemnea, responsabili pentru calitatea energiei electrice din reţea. Ţările europene au un cod al reţelelor electrice care indică obligaţiile OD şi cele ale generatoarelor conectate la reţea (de exemplu, controlul caracteristicilor, contribuţia la curentul de defect etc). În general, un OD este obligat să conecteze un

Introducere privind DG şi RESgenerator flexibil la reţea. În funcţie de dimensiunea sistemului DG/RES, OD poate cere ca această conexiune săse realizeze la un anumit nivel de tensiune.

Încărcarea conexiunii poate fi “superficială’, ‘profundă’ sau undeva între ele. În cazul încărcării profunde, proprietarul generatorului trebuie să plătească toate costurile aferente conexiunii, incluzând pe cele de ameliorare a reţelei. În cazul încărcării superficiale, numai conectarea la cel mai apropiat punct de racord (acces) la reţea este acceptată. Regulile de conectare şi de încărcare diferă de la o ţară la alta în cadrul EU şi trebuie să fie evaluate cu mare atenţie în faza investiţiei.

Politici şi reglementări

La nivelul EU, politicile sunt larg favorabile aplicării DG şi RES prevăzând numeroase reglementări care stimulează folosirea CHP şi RES [11,12] de exemplu :

♦ Directiva CHP privind promovarea cogenerării.

♦ Directiva privind comerţul de emisii de gaze cu efect de seră.

♦ Directiva pentru restructurarea taxării produselor energetice şi a electricităţii.

♦ Sarcini privind RES-E pentru fiecare ţară comercial (referitor la clădiri: energie electrică şi termică).

Aceste directive se reflectă în măsuri naţionale de stimulare a CHP şi RES. Tabelul 2 prezintă exemple de măsuri de stimulare a RES în Europa.

Tabelul 2 - Exemplu de măsuri de stimulare a RES în interiorul EU [13]

Preţ Cantitate

Furnizare “Feed-in” tariff / preţuri verzi (Germania, Austria, Spania, Franţa, Grecia, Portugalia, Finlanda)

Cauţiune (Irlanda)

Obligaţie pentru producători

Cerere Preţ suport Obligativitate pentru consumatorisau furnizori (Danemarca, MareaBritanie, Suedia, Austria [mici hidrocentrale], Belgia)

Alte reglementări care pot fi aplicate referitor la DG şi RES includ:

♦ Reglementări privind conectarea la reţea (coduri de reţea). Acestea sunt discutate în altă Notă/Broşură a prezentului Ghid.

♦ Reglementări privind performanţa sistemului DG/RES ca eficienţa energetică şi compatibilitatea electromagnetică [14].

♦ Reglementări de mediu: emisia de gaze cu efect de seră şi alte gaze dăunătoare ca SO2, NOx, particule, zgomot, poluare vizuală (instalaţii eoliene), interferenţă cu flora şi fauna locală.

♦ Reglementări privind siguranţa şi securitatea funcţionarii.

Scenarii pentru DG şi RES

Scenariile sunt importante pentru explorarea evoluţiei DG şi RES şi pentru determinarea politicii posibile de acţiune. În proiectul EU-SUSTELNET au fost dezvoltate patru scenarii de analiză a evoluţiei producerii distribuite de energie electrică [14]. Intenţia acestora a fost să acopere orizontul de timp 2020 şi să dea o privire generală pentru dezvoltările posibile plecând de la nivelul actual.

Scenariile sunt caracterizate prin două elemente principale:

♦ Gradul de armonizare a politicii din EU

♦ Gradul de stimulare a operatorilor DG şi RES.

Cap

acita

te d

e ge

nera

re (

GW

e)

Introducere privind DG şi RESTabelul 3- Privire generală asupra scenariilor DG [14].

Subvenţii mari pentru RES şi DG Subvenţii moderate pentru RES şi DG

Armonizareputernică a politicii EU

Oportunităţile pentru DG pe piaţa EU integralarmonizată:

Reglementare eficientă (Reglementator EU) Concentrarea pieţeiReguli de acces nediscriminatoriu la reţeaŢinte ambiţioase ale EU pentru aplicareaRES şi DGScheme suport puternice ale EU (certificate comercializabile)

Timpuri dificile pentru DG pe piaţa EUintegral armonizată:

Reglementare eficientă (Reglementator EU) Concentrarea pieţeiReguli de acces la reţea defavorizeazăunităţile miciArmonizare privind susţinerea RES şi DG la un nivel scăzutScheme de certificare în EU (certificatecomercializabile)

Armonizareredusă a politicii EU

Oportunităţile pentru DG pe pieţe naţionale:Reglementare nearmonizată (orientare naţională)Unii membri EU implementează acces corect la reţeaŢinte ambiţioase ale EU pentru aplicareaRES şi DGDiversitatea schemelor de susţinere naţionaleSusţinere puternică a RES şi DG pentru compensarea deficitului de reglementare

Timpuri dificile pentru DG pe pieţele naţionale:Reglementare nearmonizată (orientare naţională)Nu sunt îmbunătăţiri privind accesul la reţeaSchemele de susţinere naţionale parţial reduseNu sunt compensări pentru deficitul de reglementare

Se ilustrează astfel importanţa politicii de reglementare a dezvoltării DG şi RES. În Tabelul 3 se dă un rezumat calitativ al acestor patru scenarii.

Un exemplu de cuantificare a efectului politicilor EU privnd DG şi RES este prezentat în Figura 8. El se bazează pe scenariile descrise în [15]. Scenariul de bază presupune că va fi înregistrată în continuare o creştere economică şi o îmbunătăţire semnificativă a intensităţii energetice. El se raportează la situaţia din 2001 (directiva RES-E nu era aplicată, nu se comercializau emisiile de CO2). Scenariul ‘opţiuni politice complete’ asumă noile politici cu privire la energiile regenerabile şi eficienţă energetică, folosirea unor instrumente economice precum taxarea energetică şi comerţul cu emisii, precum şi acceptarea noilor tehnologii nucleare. Capacitatea totală de producere (generare) scade în acest scenariu ‘opţiuni politice complete’, iar parte care revine energiei eoliene,

Termic fără cogenerare Termic cogenerare Nuclear Hidro Vânt şi soare

Scenariu de bază Opţiuni politice complete

Figura 8 − Exemple de scenariu pentru capcitate de producere din EU [15].

Introducere privind DG şi REShidro şi nucleare creşte. (Co)generarea termică rămâne dominante deşi, în parte, se va folosi preferenţial biomasădecât combustibil fosil.

Concluzii

Generarea distribuită oferă multe benefcii, incluzând aspecte politice precum creşterea securităţii de alimentare cu energie şi reducerea emisiilor gazelor cu efect de seră.. Deşi aceste beneficii şi altele suplimentare sunt în mod clar identificate, DG şi RES nu sunt întotdeauna economic viabile. Viabilitatea lor este strâns legată de preţul energiei şi de măsurile de stimulare a DG şi RES propuse de guvernele European şi naţionale. Un curs politic stabil de încurajare (stimulare) a DG şi RES este necesar pentru încurajarea unor investiţii serioase în capacităţi suplimentare DG şi RES.

Bibliografie

[1] Directive 2001/77/EC of the European Parliament and of the Council of 27 September 2001 on the promotion of electricity produced from renewable energy sources in the internal electricity market, Official Journal of the European Communities, L 283/33.

[2] Ackerman, T, Andersson, G and Söder, L. Distributed Generation: A Definition, Electric Power System Research 57 (2001) 195-204.

[3] Van Werven, M J N, and Scheepers, M J J. DISPOWER, The Changing Role of Energy Suppliers and Distribution

System Operators in the Deployment of Distributed Generation in Liberalised Electricity Markets, Report ECN-C—05-048, June 2005 (ht t p : //www.ecn .n l / lib r a r y / r epor t s / i ndex.h t m l).

[4] Scheepers, M J J. and Wals, A F, SUSTELNET, Policy and Regulatory Roadmaps for the Integration of Distributed Generation and the Development of Sustainable Electricity Networks, New Approach in Electricity Network Regulation, An Issue on Effective Integration of Distributed Generation in Electricity Supply Systems, ECN-C-03-107, September2003 ( h ttp: / /w w w.ecn.nl/library/repor t s /index.html ).

[5] CADER, California Alliance For Distributed Energy Resources ( h t t p : //www.cader.o r g).

[6] Willis, H L and Scott, W G. Distributed Power Generation, Planning and Evaluation, Marcel Dekker Inc, 2000, ISBN 0-

8247-0336-7.

[7] EURELECTRIC, Statistics and Prospects for the European Electricity Sector (1980-1990, 2000-2020), EURPROG Network of Experts, October 2005, Report 2005–5420004.

[8] Commission of the European Communities, Communication from the Commission. The Support of Electricity from

Renewable Energy Sources, Brussels, 7 December 2005, Report COM(2005) 627 Final.

[9] Energy in the Netherlands, facts and figures, EnergieNed, 2005.

[10] For example, the DISPOWER project, the ELEP project, the CODGUNET projects, the DECENT project and the

SUSTELNET project.

[11] European Forum for Renewable Energy Sources, overview renewables legislation, h t t p :/ / www.eu r ofore s t. o rg, May

2006.

[12] COGEN Europe, EU Legislation and Policy Documents relevant to Cogeneration, h t t p :/ / www.co g en. o rg, May 2006.

[13] DECENT-project, Decentralised Generation, Development of an EU Policy, Report ECNC—02-075, October 2002 ( h t tp :/ / w ww.ecn . n l / librar y / repo r ts/index.ht m l ).

[14] Timpe, C and Scheepers, M J J, SUSTELNET, Policy and Regulatory Roadmaps for the Integration of Distributed Generation and the Development of Sustainable Electricity Networks, A Look into the Future: Scenarios for Distributed Generation in Europe, Report ECN-C—04-012, December 2003 ( h t tp : //www.ecn.n l / libra r y / r epo r ts/index.h t m l ).

[15] European Energy and Transport Scenarios on Key Drivers, September 2004, ISBN 92894-6684-7, European

Communities, 2004. ( h t t p : //ec.europa.eu/dgs/energy_transpo r t/figure s /scenario s / i n dex_en.htm).

Integrare şi interconectare

Introducere

Reţelele electrice tradiţionale au fost construite pentru a transfera energia electrică de la un număr relativ mic de unităţi mari de producere, centralizate, către un număr mare de sarcini distribuite. Fluxurile de putere sunt, de regulă, unidirecţionale - de la generatorul central la sarcina distribuită. Această structură este prezentată în Figura 1. În prezent, unităţi - relativ mici - de producere distribuită (DG) au fost adăugate la aceste reţele de distribuţie, chiar dacă ele nu au fost proiectate să aibă generatoare electrice. În acest tip de scenariu, prezentat în Figura 2, fluxurile de putere nu mai sunt unidirecţionale. Numeroase studii confirmă că, totuşi, reţelele electrice pot să suporte fără probleme un grad de penetrare a DG de 10-15 % fără să fie nevoie de schimbări structurale majore, deşi integrarea trebuie să fie bine controlată.

Trei tendinţe susţin posibila diseminare a aplicării DG:

♦ restructurarea industriei de utilităţi care va permite accesul liber la piaţă;♦ politica de creştere a utilizării RES (Renewable Energy Sources) care sunt mai potrivite pentru utilizarea distribuită decât pentru cea concentrată;♦ progresele tehnologice.

reţea de interconexiune

reţea de transport(transfer)

reţea de distribuţie

înaltă tensiune

medie tensiune

joasă tensiune

Figura 1 − Reţea electrică tipică cu generare centralizată racordată la reţea de transport de 380 kV.

Integrare şi interconectare

centrală electrică centrală

case

CHP

birouri celule cu combustibil

stocare

centrale industriale

centrale electrice virtualeturbine eoliene

Figura 2 − Reţeaua electrică a viitorului; “Concept Energy Web” în care diferite instalaţii DG sunt racordate la reţeaua electrică, în special la nivelul tensiunii de distribuţie.

Definiţii privind integrarea şi interconectarea

Integrare

Integrarea reprezintă conectarea (adăugarea) DG la reţeaua electrică la nivelul sistemului. Problemele importante ale integrării se referă la:

♦ sisteme de protecţie;

♦ standarde de conectare;

♦ electronică de putere;

♦ probleme privind calitatea energiei electrice;

♦ simulare şi modelare pe calculator.

Interconectare

Unităţile DG pot să fie independente faţă de reţea, în paralel cu reţeaua (conectate la reţea) sau o combinaţie a acestora. În ultima situaţie, unitatea DG funcţionează, în mod normal, în paralel cu reţeaua dar, atunci când apare un defect, unitatea DG este deconectată de la reţea şi continuă să funcţioneze independent, în mod ‘insularizat’.

O distribuţie tipică a conectării DG la reţeaua de medie tensiune a transformatorului principal este prezentată în Figura 3. Conectarea şi deconectarea generatorului este realizată de întreruptorul transformatorului de putere dinspre generator (întreruptorul principal). În funcţie de importanţa (mărimea) instalaţiei, separatorul transformatorului dinspre reţea poate fi înlocuit cu întreruptor.

Din punct de vedere electric, există trei tipuri de DG:

♦ generator sincron;

♦ generator asincron;

♦ invertor electronic.

Schema generală prezentată în Figura 3 ilustrează tehnologiile de interconexiune pentru instalaţiile care folosesc generatoare sincrone şi asincrone. Alte tipuri de tehnologii DG necesită folosirea unor scheme de interconexiune uşor diferite. În toate cazurile, din cauza nivelului de tensiune al punctului de interconectare, este necesar să se folosească un transformator. Unităţile de mică putere pot fi conectate direct la reţeaua de joasă tensiune.

Integrare şi interconectare

separator vizibil deschis

sistem electrictransformator principal

instalaţie DG întreruptor principal

întreruptor de sarcină întreruptorul generatorului

DGsarcină

Figura 3 − Interconectare a tehnologiilor DG folosind generatoare sincrone sau asincrone.

Primele două reprezintă tehnologii tradiţionale care folosesc maşini rotative, în timp ce a treia acoperă o largă gamă de convertoare electronice de putere. Din punctul de vedere al interconexiunii, aceste trei tipuri au un impact diferit asupra reţelei de distribuţie.

Aplicaţii ale integrării şi interconectării

Problemele operatorului

Operatorul unei unităţi DG trebuie să satisfacă cerinţele interconectării cu furnizorul şi/sau autoritatea de reglementare, care este responsabil pentru integritatea sistemului de distribuţie. Cerinţele pot fi impuse pentru a se asigura fiabilitatea, siguranţa şi calitatea energiei electrice astfel încât o analiză a problemelor de protecţie şi a circulaţiei de putere ar putea fi necesare.

sistem secundar conectat la reţea

se exportă putere ?

echipamentul este certificat ?

capacitate agregată < 15% din vârful de sarcină al secţiunii de linie

căderea de tensiune de pornire corespunde protecţiei ?

11 kVA sau mai puţin ?

curentul de scurtcircuit satisface contribuţia protecţiei ?

satisface configuraţia de protecţie a liniei ?

se califică pentru ‘interconexiune simplificată'

se califică pentru interconexiune

satisfăcând cerinţe suplimentare

revedere suplimentară

furnizorul asigură estimarea de cost şi

planificarea pentru studiul de interconexiune

Figura 4 − Un exemplu de organigramă privind cerinţele pentru conectare a resurselor DG .

Integrare şi interconectare

Problemele reţelei

Paradigma care a stat mulţi ani la baza dezvoltării industriei energiei electrice a fost că aceasta este produsă centralizat în mari centrale electrice, apoi livrată zonelor mari de consum prin intermediul unor linii electrice de transport şi, în final, distribuită consumatorilor prin infrastructura de distribuţie, la cele mai joase niveluri de tensiune. În acest sistem, energia circulă unidirecţional de la tensiuni înalte spre cele joase.Această situaţie este indicată în parte stângă a Figurii 5.

În prezent, modelul este în curs de schimbare, devenind reţeaua bidirecţională a generării distribuite. Aceasta situaţie este indicată în parte dreaptă a Figurii 5

import/export

import/export

producţie centralizată

transport400 kV & 150 kV

distribuţie60 kV

consumatori

producţie centralizată

producţie la scară mică

micro-unităţi

transport400 kV & 150 kV

distribuţie60 kV

consumatori

Figura 5 – a) Un sistem unidirecţional cu generare centralizată a energiei electrice şi b) un system bidirecţional cu generare distribuită a energiei electrice.

Funcţionarea unui sistem de distribuţie care are un număr mare de unităţi de generare distribuită pune câteva probleme:

♦ profilul tensiunii variază în lungul reţelei în funcţie de puterea produsă şi consumată la nivelul sistemului conducând la o comportare diferită de cea specifică unei reţele unidirecţionale;

♦ tensiunile tranzitorii apar ca rezultat al conectării şi deconectării generatoarelor sau ca rezultat al funcţionării lor;

♦ nivelurile de scurtcircuit cresc;

♦ pierderile datorate sarcinii se modifică în funcţie de nivelurile de producţie şi de sarcină;

♦ congestia în laturile reţelei este funcţie de nivelurile de producţie şi de sarcină;

♦ calitatea energiei electrice şi fiabilitatea pot fi afectate;

♦ măsurile de protecţie a utilităţii şi de protecţie a DG trebuie să fie coordonate.

Atunci când se consideră aceste probleme este important să se ţină seama de faptul că standardele existente pentru proiectarea reţelei şi cadrul de reglementare sunt stabilite pentru modelul unidirecţional. Ele sunt realizate pentru a asigura menţinerea stabilităţii reţelei cu ajutorul unor centrale electrice mari, centralizate - mutual sincronizate - care asigură:

Pro

cen

t co

ntr

ibu

ţie

♦ controlul/reglarea puterii;

Integrare şi interconectare

♦ controlul/reglarea frecvenţei;

♦ urmărirea sarcinii;

♦ controlul/reglarea tensiunii;

♦ disponibilitatea puterii.

Problemele generării

DG foloseşte, de regulă, unităţi de generare de mică putere (în general, mai mici de 20 MW) amplasate la sau în vecinătatea consumatorului (utilizatorului). Aceste unităţi se instalează cu scopul de a rezolva cerinţele consumatorului, pentru a asigura o funcţionare economică a reţelei electrice de distribuţie sau pentru a le satisface pe amândouă. Coincidenţa competiţiei în industria energiei electrice cu introducerea unor instalaţii‘prietenoase’ cu mediul precum micro-turbinele, celulele cu combustibil, instalaţiile fotoelectrice, turbinele eoliene mici şi alte tehnologii avansate de generare distribuită a determinat un interes major pentru generarea distribuită, în particular pentru generarea locală (‘on-site’). Fiabilitatea serviciului şi calitatea energiei electricepot fi îmbunătăţite în cazul funcţionării în vecinătatea consumatorului, iar eficienţa este ameliorată pringenerarea locală de energie electrică şi termică (CHP), aplicaţii în care se poate folosi şi căldura secundară de la producerea energiei electrice.

Generarea distribuită este complementară producerii tradiţionale centralizate şi distribuţiei energiei electrice. Ea asigură un răspuns relativ mic al costului de capital la creşterea cererii de energie, evită instalarea unor capacităţi suplimentare de transport şi distribuţie, localizează generarea de energie electrică acolo unde este mai necesară şi are flexibilitatea de a o livra în reţea în vecinătatea consumatorului. Pe de altă parte, există o cerere socială pentru energie mai ieftină, mai puţin poluantă, sigură şi fiabilă pentru toţi partenerii, incluzându-i pe consumatori, furnizori, producători şi elaboratorii de politici. Generarea distribuită, incluzând RES reprezintă o abordare promiţătoare pentru realizarea acestor necesităţi.

Starea actuală în EU

Documentul ‘White Paper for a Community Strategy and Action Plan’ publicat în 1997 de către Comisia Europeană, prevede dublarea proporţiei surselor de energie regenerabile în consumul global de energie din Uniunea Europeană până în anul 2010 (de la 6 %, cât este în prezent, la 12 %). Un plan de acţiune (‘Action Plan’) defineşte cum va putea fi atins acest obiectiv. Figura 6 prezintă cifra istorică a energiei electrice produsă din surselor de energie regenerabile (RES-E) ca proporţie din consumul de energie electrică în EU-15 şi obiectivul pentru 2010.

Figura 6 − Contribuţia RES în consumul total de energie electrică (Eurostat) comparată cu obiectivele pentru 2010 (Directiva RES-E)

Integrare şi interconectare

Tendinţe

Se aşteaptă ca, în viitor, RES şi DG să crească substanţial. Figura 7 ilustrează mix-ul global de energie care ar putea fi cerut dacă, în atmosferă, concentraţia de CO2 va fi limitată la 400 ppm.

cărbune

petrol

gaz natural

H2 solar

energie solară

caldurăsolară

vânt

hidro

Figura 7 – Mix-ul de resurse energetice cerut dacă în atmosferă concentraţia de CO2 va fi limitată la 400 ppm.

Pentru comparaţie , în figura 8 se prezintă mix-ul curent de energie primară în EU-15.hidro vânt biomasă

13% nuclear

14% cărbune

Cererea de energie primară în EU-15 (2001)

23 % gaz natural

42% petrol

Figura 8 – Cererea de energie primară şi sursele de energie în EU-15 în 2001

prod

ucţ

ia d

e R

ES

-E

Integrare şi interconectare

Figura 9 prezintă mix-ul de RES-E prognozat (prevăzut) în EU-15 pentru viitorul apropiat.

Figura 9 – Producţia totală de RES-E în EU

altele

vânt onshore

hidro (<10 MW)

hidro (>10 MW)

biomasă

Configuraţii şi caracteristici

Scala de integrare şi de interconexiune a aplicaţiilor

Tabelul 1 prezintă tehnologiile utilizate pentru generarea distribuită şi dimensiunile tipice ale unui modul. Tabelul 2 prezintă caracteristicile diferitelor tipuri de DG şi domeniile lor de aplicare.

Tabelul 1 – Dimensiuni tipice per modul pentru DGTehnologie Dimensiunea tipică a modulului

Maşini cu combustie combinată 35-400 MW

Maşini cu combustie internă 5 kW-10 MW

Turbină cu combustie 1-250 MW

Microturbine 35 kW- 1 MW

RegenerabileHidro mici 1-100 MW

Microhidro 25 kW-1 MW

Turbine eoliene 200 W -3 MW

Panouri fotoelectrice 20 W -100 kW

Solar termic, receptor central 1-10 MW

Solar termic, system Lutz 10-80 MW

Biomasă, de ex. bazat pe gazeificare 100 kW-20 MW

Celule cu combustibil, acid fosforic 200 kW-2 MW

Celule cu combustibil, carbonat topit 250 kW-2 MW

Celule cu combustibil, schimb protonic 1 kW-250 kW

Celule cu combustibil, oxid solid 250 kW-5 MW

Geotermic 5-100 MW

Energia oceanului 100 kW-5 MW

Maşină Stirling 2-10 kW

Stocare în baterii 500 kW-5 MW

tens

iun

ea (

u.r.

)

Integrare şi interconectare

Tabelul 2 – Caracteristicile DGCombinat căldură şi electricitate (CHP) Surse de energie regenerabilă (RES)

Generare pe scară largă Încălzire districtuală pe scară mare Hidro mare

Mari CHP industriale Eolian off-shore

Co-arderea biomasei în centrale electrice cu cărbune

Energie geotermică

Generare distribuită (DG) Încălzire districtuală de dimensiune medie Hidro mediu şi mic

CHP industrial pe scară medie Eolian on-shore

CHP comercial Energia mareelor

Micro CHP Incinerarea biomasei şi a deşeurilor/gazeificareEnergie solară (PV)

Nivelul tensiunii de integrare şi interconectare

Din cauza proiectării reţelelor de distribuţie ca structuri unidirecţionale, tensiune se reduce cu distanţa, de la generator la tansformator. Căderile de tensiune sunt predictibile şi sunt luate în calcul la proiectarea reţelei, astfel încât tensiune rămâne în banda tolerată, la condiţii normale de funcţionare. Atunci când se conectează o unitate DG, circulaţia curentului se modifică sau chiar se inversează, iar tensiunea, în general, creşte într-un mod care nu este uşor de prevăzut. Cerinţele de a satisface prevederile privind limitele tensiunii conduc la restricţii ale capacităţii DG care poate fi conectată la sistem, în particular la nivelul tensiunii joase. Aceasta este schematizat în Figura 10.

cu DG

fără DG

Figura 10 – Creşterea de tensiune din cauza inversării sensului circulaţiei puterii datorită DG.

Calitatea integrării şi interconectării

Protecţia adecvată a reţelelor de distribuţie care conţin DG cere câteva concepte şi metode noi. Acestea se referăla următoarele aspecte:

♦ pierderea protecţiilor principale;

♦ funcţiile de auto-reanclanşare;

♦ modificări în nivelurile de defect;

♦ coordonarea protecţiei;

Integrare şi interconectare♦ indicarea defectului la pământ;

♦ localizarea defectului

Sunt necesare soluţii complet noi, dar este evident că anumite soluţii pot fi adoptate de la sistemele de înaltă tensiune (IT). O problemă interesantă este protecţia reţelei de joasă tensiune (JT) care este tradiţional bazată pe siguranţe fuzibile. Să presupunem că o unitate DG de mică putere livrează energie unei laturi de joasă tensiune care este, de asemenea, alimentată de un transformator de JT. Dacă un defect se dezvoltă departe de unitatea DG, curentul de defect din transformator va face ca protecţia acestuia să funcţioneze, lăsând unitatea DG să contribuie la defect cu un curent care, datorită impedanţei relativ mari a sistemului, poate fi insuficient pntru a face să funcţioneze protecţia DG.

Nivelul puterii de scurtcircuit

Puterea de scurtcircuit este determinată de proprietăţile reţelei.

scurt-circuit

Figura 11 – Circuitul echivalent al unei ramuri de reţea cu un scurtcircuit.

Având în vedere faptul că impedanţa creşte cu lungimea liniei sau a cablului, curentul de scurtcircuit şi puterea, în general, vor descreşte cu lungimea. În regim staţionar, pentru o abatere a tensiunii mai mică de 2 %, ‘rule of thumb’ este adesea aplicată statuând regula conform căreia puterea de scurtcircuit trebuie să fie de cel puţin 50 de ori mai mare decât puterea normată. Aceasta este o aproximaţie deoarece ea nu ţine seama de efectele datorate altor producători sau consumatori.

Abaterea de tensiune staţionară: fluxul de sarcinăO estimare corectă a abaterii de tensiune staţionară se realizează calculând fluxurile de putere în regim staţionar pentru care sunt calculate tensiunile, curenţii şi relaţiile de fază într-o secţiune a reţelei electrice. Un exemplu de calcul al fluxului de sarcină pentru un parc eolian ce conţine şase turbine, dispuse în inel, este prezentat în Figura 12

Figura 12 – Un exemplu de parc eolian alcătuit din şase turbine dispuse în inel.

pu

tere

(W

)te

nsiu

ne

Integrare şi interconectareTurbinele sunt reprezentate de generatoare asincrone (generatoare cu inducţie), compensarea puterii reactive şi un transformator de 600 V, de la nivelul turbinei, la 6 kV, la nivelul sistemului local. Fiecare secţiune de cablu este reprezentată prin inductanţă, capacitate şi rezistenţă. Cablul este conectat la postul (staţia) de transformare6 - 150 kV printr-o bobină care reduce valoarea curentului de scurtcircuit pentru a evita supraîncărcarea transformatorului.

Consumatorii şi producătorii descentralizaţi sunt modelaţi în funcţie de puterile lor activă şi reactivă, iar fazorii curenţilor şi tensiunilor sunt determinaţi din ecuaţiile tensiunilor pentru toate liniile de transport şi cablurile din secţiunea reţelei analizate. În general, acesta este un proces iterativ care poate fi simplificat considerabil prin aplicarea principiului superpoziţiei (tensiunile şi curenţii sunt însumaţi vectorial deoarece sistemul este considerat linear).

Abateri dinamice de tensiune datorate variaţiilor puterii generateAcolo unde DG depinde de RES, de exemplu soare sau vânt, sau este un produs secundar, de exemplu, cererea de căldură controlată CHP, factorul de sarcină sau de capacitate este mult mai mic decât unu - de regulă cuprins între 0,25 şi 0,35 pentru parcurile eoliene şi cca 0,10 pentru sistemele fotoelectrice. Deşi aceste vârfuri sunt mici în comparaţie cu puterea disponibilă în reţea, există un surplus de putere care trebuie să fie evacuat la sistem prin reţeaua locală (care are o impedanţă destul de mare). Din această cauză, tensiunea poate să crească semnificativ.

Dacă aceste fluctuaţii de putere sunt rapide şi ciclice, ele pot conduce la flicker. Pe de altă parte, în funcţie de tehnologia de conectare, DG poate, de asemenea, să contribuie la nivelul curentului de scurtcircuit din nod, ceea ce va avea ca efect reducerea variaţiilor de tensiune produse de sarcina electrică intermitentă şi a oricărui potenţial flicker.

timp (h)

generare iarnă

sarcină

generare vară

micro CHP, iarna

micro CHP, vara

fără micro CHP

Figura 13 – Variaţiile de putere şi fluctuaţiile de tensiune datorate unei instalaţii micro CHP

Deviaţii ale curbei de tensiune: armoniceConectarea unităţii DG la reţea poate influenţa factorul de distorsiune armonică al tensiunii, în funcţie de prezenţa unui convertor electronic sau a unei maşini rotative. Electronica de putere de la interfaţă asigură un sistem avansat de reglare, dar poate injecta armonice de curent în sistem. În funcţie de topologia sistemului şi de impedanţă, la punctul de conectare, pot să apară armonice de tensiune cu valori mari, în zonă sau oriunde în

Integrare şi interconectarereţea. Generatoarele rotative pot, de asemenea, să injecteze armonice din cauza modului de realizare a înfăşurărilor sau a nelinearităţilor miezului. Relevanţa acestor aspecte depinde de structura reţelei şi de specificul DG.

Planificare operaţionalăSarcina planificării operaţionale implică numeroase arii de activitate care trebuie să asigure obiectivul primar, securitatea sistemului la costuri minime posibil. Ariile implicate sunt, prognoza sarcinii, prognoza disponibilităţii şi planificarea întreruperilor. În general, planificarea constă în planificarea strategică, planificarea netă şi planificarea reţelei.

FiabilitateCreşterea continuă a cererii de energie electrică, împreună cu tendinţa internaţională de dezvoltare a pieţelor competitive de electricitate, restricţiile de mediu privind construirea de noi linii de transport şi noi capacităţi de generare centralizată au făcut ca sistemele electrice să funcţioneze mai aproape de limitele lor de stabilitate decât în trecut. În acelaşi timp, nevoia presantă pentru o securitate, fiabilitate şi calitatea a energiei electrice mai ridicate, impun cereri speciale planificării, funcţionării şi controlului sistemului electric. Conectarea DG la reţeaua de distribuţie crează multe probleme privind calitatea energiei electrice, stabilitatea sistemului, consideraţii privind balanţa de putere, reglarea tensiunii, protecţie şi control, izolare intempestivă, pierderi, fiabilitatea DG şi capacitatea infrastructurii. Barierele tehnice percepute din cauza puterii mici şi fluctuante a DG şi lipsa unor standarde privind conectarea utilităţilor sunt în mod particular importante.

Politică şi reglementare

Reglementări relevante (generale şi comune în EU, fără specific de ţară)Sistemul de distribuţie este un monopol natural şi, din această cauză, trebuie să fie reglementat şi cadrul de reglementare este scopul operatorilor de distribuţie (OD). Reglementările pot fi bazate în mod simplu pe eficienţa costului managementului reţelei sau pot include criterii bazate pe performanţă. În cazul reglementării performanţei, operatorii de distribuţie trebuie să ia în consideraţie DG atunci când planifică extinderi sau ameliorări ale reţelelor proprii. Tabelul 3 prezintă accesul la o piaţă tipică pentru operatorii DG.

Existenţa pieţei Participarea la piaţă Descriere

Redusă Nişă protejată DG se dezvoltă în afara pieţei reglementate. Nivelurile de penetrare sunt joase, iar accesul prioritar şi schemele obligatorii de cumpărare ca ‘feedin tariff’ sunt cele mai eficiente căi de a integra DG.

Medie Piaţă angro Nivelurile de penetrare cresc, iar DG îşi poate vinde energia pe piaţa angro. Sunt necesare mecanisme de preţ conforme pieţei, de exemplu certificate verzi la tarifepremium bazate pe beneficiile de mediu aleDG

Dezvoltată Nivelul câmpului de operare

Nivelurile de penetrare sunt înalte şi pot să apară probleme de dispecerizare. DG ar putea să înceapă să joace un rol în echilibrarea sistemului electric şi să contribuie la calitatea energiei electrice.

Tabelul 4 prezintă o privire generală asupra Standardelor existente şi a celor propuse privind integrarea şi interconectarea DG.

IEE

E 1

547

este

con

side

rat

a fi

sta

ndar

dul

cel

mai

gen

eral

pri

vind

inte

rcon

exiu

nea

disp

onib

il.

Tab

elul

4 –

Pri

vire

gen

eral

ă as

upra

reg

lem

entă

rilo

r re

leva

nte

priv

ind

DG

.

Integrare şi interconectare

Măsurare &monitorizare

x x x x x x x x

Management &funcţionare

x x x

Market x

FACTSServicii auxiliare dereţea

x

Control x x

Protecţie x

Stabilitatea reţelei x

CEM(CompatibilitateaElectromegnetică)

x x x x x x

Flicker x x x

Armonice x x x

Goluri de tensiune &întreruperi

x x x

Calitatea energieielectrice în general

x x x xUPS

Insulă x

Integrarea reţelei x x x x x x x

Invertor & interfaţă x x x

Baterii

CHP mici x

Microturbine

Hidro mici

Biomasă

Celule cu combustibil

Fotoelectrice

Energie eoliană x

DG în general x x x x x

3-2,

3-3

, 3-1

1,

4-7,

4-1

1, 4

-13,

4-1

4,

4-15

, 4-2

7, 4

-30

21

EN

501

60

EN

561

000/

CE

I 61

000

EN

614

00/

CE

I 61

400

EN

503

73

EN

608

66

CE

I/T

R 6

1000

-2-8

CE

I/T

S 6

1000

-3-4

CE

I/T

R2

6100

0-3-

5/

CE

I/T

R3

6100

0-3-

6/

CE

I/T

R3

6100

0-3-

7

IEE

E 1

547

prE

N50

438

CE

I/S

C22

GT

, CE

I 61

800-

3

CE

I/S

C22

H, p

rEN

623

10-2

IEE

E P

1547

, 1

IEE

E P

1547

, 2

IEE

E P

1547

, 3

IEE

E P

1547

, 4

IEE

E P

1547

, 5

Integrare şi interconectare

Politici curente şi obiective politice

Integrarea largă a RES şi DG va contribui semnificativ la realizarea obiectivelor politice:

♦ Dezvoltare durabilă, combătând schimbărilor climatice - de exemplu, trecerea de la arderea pe scară mare a combustibililor fosili la alimentarea cu energie descentralizată, sustenabilă va ajuta EU să realizeze obligaţiile sale Kyoto privind reducerea cu 8 % în intervalul 2008-2012 a emisiilor de gaze cu efect de seră (în mod particular CO2).

♦ Securitatea şi diversitatea surselor de energie - reducerea dependenţei energetice a EU este crucială pentru dezvoltarea economică dinamică şi sustenabilă în Europa. Dacă nu se va intreprinde nimic, dependenţa externă (de cărbune, petrol şi gaz) va atinge 70% în 20-30 de ani, faţă de 50 % cât este în prezent.

♦ Creşterea gradului de penetrare a surselor de energie regenerabilă - dublarea proporţiei lor în sursele de energie de la 6 % la 12 % şi creşterea contribuţiei lor în producţia de energie electrică de la 14 % la 22 % este un obiectiv care va fi atins în 2010.

♦ Liberalizarea pieţei de energie - piaţa unică de energie a EU va schimba producţia, distribuţia şi furnizarea energiei electrice în beneficiul societăţii.

♦ Competitivitatea industrială - dezvoltarea şi îmbunătăţirea soluţiilor pntru integrarea energiilor regenerabile şi a generării distribuite vor crea noi oportunităţi de piaţă şi de afaceri, în special pentru IMM-uri. Potenţialul de export al unor astfel de tehnologii este, în particular, înalt într-o piaţă mondială a energiei în rapidă creştere, a cărei cea mai importantă zonă geografică este lipsită de reţele de transport şi de distribuţie.

♦ Coeziune economică şi socială - regiunile îndepărtate şi comunităţi izolate vor beneficia foarte mult de posibilităţile oferite de dezvoltarea tehnologiilor energetice descentralizate. Utilizarea, de exemplu, în sectorului agricol al biomasei va fi, de asemenea, stimulată.

Alături de aceste comandamente politice, mai există raţiuni tehnice şi economice puternice pentru promovarea integrării RES şi a generării distribuite (DG). De exemplu:

♦ Generarea locală reduce pierderile de energie de transport, ajută să se evite congestiile pe liniile de transport sau permite utilizarea căldurii secundare, îmbunătăţind eficienţa globală a sistemului.

♦ RES şi DG pot fi puse în funcţiune mai rapid. Riscul şi expunerea de capital sunt reduse, iar cheltuiala de capital nenecesară eliminată prin strânsa înlănţuire dintre creşterea capacităţii şi dezvoltarea cererii.

Directivele EU privind integrarea şi interconexiuneaSuportul surselor de energie regenerabile este una dintre problemele cheie în politica energetică europeană. Unul din punctele de reper a fost stabilit în septembrie 2001, odată cu adoptarea Directivei de promovarea energiei electrice produsă din surse regenerabile pe piaţa internă de energie electrică (Directiva RES). În acestă directivă sunt indicate sarcinile care au rezultat din distribuirea obiectivului global al EU (22 % energie electrică din surse regenerabile în 2010) către Statele Membre, ca şi recomandările către acestea pentru a lua măsurile cele mai potrivite în vederea realizării lor.

Costuri şi cerinţe

Prezentarea costurilor de investiţii de integrare şi de interconectareElementele principale de cost pentru producerea RES sunt costuri de investiţii, costuri de funcţionare, costuri de echilibrare şi costuri de reţea. Pentru RES, posesorul echipamentului de producţie are, în mod tradiţional, numai responsabilitatea pentru costurile de investiţii, costuri de funcţionare şi probabil o parte dintre costurile de conectare a echipamentului la reţea.

Integrare şi interconectare

14

Generatoare eoliene pe

uscat (teren)

Generatoare eoliene off-

shorePV

Micro- turbine

Celule cu combustibil

MotoareStirling

Motoare cu piston

Ciclu cu aburi

Mărime kW 0-3000 3000-6000 <1-100 25-500 5-3000 2-500 50-25000+ 1000-2000

Costuri de instalare, euro/kW

950-15001100-1650 6000-

1000001000-1800 1000-2000 ~1800 250-1500 1000-2000

Costuri de funcţionare şi de menţinere euro/kW

0,008 0,01Mic 0,008-0,015 0,005- 0,01 0,018 0,005-0,015 0,005

Emisii Nu Nu Scăzut Scăzut Aproape nu Scăzut Destul de jos Destul de jos

Disponibil la cerere Scăzut Scăzut Scăzut Înalt Înalt Înalt Înalt Înalt

Amplasare Bazat pe energie Bazat pe energieBazat pe energie sau pe client

Bazat pe client Bazat pe clientBazat pe client

Bazat pe client Bazat pe client

Statut comercialDisponibil, bine stabilit

Disponibil, bine stabilit Disponibil

Disponibil, demararea solicitării comerciale

2005Disponibil, nou introdus

Disponibil, bine stabilit

Disponibil, bine stabilit

CerereEnergie verde, locuri îndepărtate

Energie verde, locuri îndepărtate

Energieverde, sarcină de bază

Rezervă , reducerea vârfului, cogen

Calitateaenergiei electrice

Rezervă ,reducerea vârfului, cogen

Rezervă , reducerea vârfului, cogen

Cogenerare

Combustibil - - - Gaz natural Gaz naturalOrice sursăde căldură

Gaz natural, diesel, biocombustibil

Gaz natural, diesel, biocombustibil

Tabelul 5 – Privire generală asupra diferitelor tehnologii DG.

Integrare şi interconectareCosturile de echilibrare, care sunt, în mod particular, semnificative atunci când se referă la energia eoliană au fost generate de ‘sistem’. Costurile generate de posesorul RES au fost tradiţional compensate cu o subvenţie şi cu un preţ fix pentru energia electrică (‘feed-in-tariff’), independent de valoarea reală pe piaţă a energiei electrice. Totuşi, deciziile privind investiţia ale unui investitor nu sunt relaţionate la valoarea actuală a energiei electrice în zona considerată.

TarifeBariera principală pentru investiţiile in proiecte de generarea distribuită este costul şi potenţiala profitabilitate. Toate celelalte bariere, fie tehnice sau de reglementare pot fi translatate in cost.

Barierele de cost pot afecta disproporţionat pe operatorii mici deoarece adesea nu se fac diferenţieri între cerinţele de interconectare ale centralelor de mare şi de mică putere. În anumite regiuni cheltuielile de conectare sunt prea mari în raport cu energia electrică produsă. Se simte, de asemenea, nevoia de echipament standardizat de cost redus; de exemplu, protecţia de insularizare poate să coste 350 €/kW sau mai mult. Mai mult, cheltuielile de măsurare percepute de operatorii de reţea sunt adesea excesive în raport cu producţia.

Tariful ‘uplift’ este rata pe care producătorul o plăteşte serviciului de distribuţie pentru transportul energiei pe care o generează.

Tariful ‘feed-in’ este suma cu care operatorul DG este plătit pentru energie. În prezent, aceste tarife sunt stabilite la acel nivel care este considerat că încurajează investiţiile, dar investitorul trebuie să aibă o viziune clară asupra evoluţiei pe termen lung a acestor tarife.

Taxe şi stimulente

Măsurile specifice de ţară nu sunt prezentate în acest document.

Măsuri fiscaleMăsurile fiscale pot fi utilizate în diferite moduri pentru a susţine energiile regenerabile. În primul rând, investiţiile pot fi stimulate prin câteva măsuri fiscale speciale (de exemplu, subvenţie, reducere de TVA). În al doilea rând, producătorii şi consumatorii pot obţie o scutire de taxe dacă ei produc sau utilizează energie regenerabilă. Aceaste este, de regulă, bazată pe scutirea per kWh.

Preţuri verziDacă suficienţi consumatori sunt dispuşi să plătească un preţ mai mare pentru energia produsă din RES, atunci nu mai este necesară o schemă de susţinere. Această situaţie se numeşte ‘preţ verde’‘ (‘green pricing’) şi este o opţiune oferită de furnizorii de energie (servicii publice, brokers şi producători izolaţi) care permite clienţilor lor să susţină investiţiile în tehnologii pentru energii regenerabile. Prin ‘preţuri verzi’ clienţii participanţi plătesc o primă la factura de energie electrică pentru a acoperi costurile suplimentare (‘extra’) ale energiei regenerabile.

ConcluzieIntegrarea şi interconexiune DG în sistemele electroenergetice existente este complexă presupunând provocări tehnice privind calitatea energiei electrice şi protecţia, provocări funcţionale privind echilibrarea sarcinii, provocări de reglementare privind accesul echitabil şi provocări politice care încurajează acţiuni pentru realizarea obiectivelor societăţii. Totuşi, beneficiile DG, astfel ca abilitatea de a face uz de RES, dintre care multe sunt, în mod natural, dispersate, face ca să fie esenţială larga lor acceptare într-un viitor relative apropiat

Producerea Distribuită şi Regenerabile

Energie eoliană

Generalităţi

Instalaţiile eoliene pot avea o contribuţie majoră la folosirea energiei regenerabile. Criza petrolului din 1970 a stimulat puternic în Europa dezvoltarea şi producţia comercială a turbinelor eoliene pentru generarea energiei electrice. Dezvoltarea utilizării energiei eoliene s-a îmbunătăţit continuu şi, în ultima decadă, energia electrică produsă din cea eoliană a cunoscut o dezvoltare considerabilă. Turbinele au devenit mai mari, având o eficienţă şi disponibilitate îmbunătăţite, iar parcurile eoliene au devenit mai importante.

Consumul mondial de electricitate continuă să crească. Numeroase guverne europene şi-au propus obiective privind reducerea emisiei de dioxid de carbon în scopul scăderii încălzirii globale. Opinia, larg acceptată, este că aceste obiective vor fi realizate, pe de o parte, folosind stimulente pentru economia de energie şi, pe de altă parte, prin exploatarea pe scară largă a energiei regenerabile.

Utilizarea instalaţiilor eoliene reprezintă o serioasă opţiune pentru realizarea acestor obiective. Câteva ţări europene au planuri impresionante privind instalarea unui mare număr de generatoare eoliene în viitor. Câteva guverne sprijină aceste acţiuni cu ajutorul unor taxe şi stimulente. Nord-vestul Europei , cu ţărmuri vântoase şi o reţeua electrică ramificată şi puternică oferă posibilităţi interesante pentru investiţii şi dezvoltare a parcurilor eoliene.

Principiu de bază

Turbinele eoliene extrag energia vântului transferând energia aerului care trece prin rotorul turbinei către palele rotrului. Palele rotorului au profil de aripă, aşa cum este prezentat în secţiunea transversală din Figura 1.

viteza vântuluiviteza remanentă a vântului

direcţia de rotaţie a rotorului

direcţia vântului

viteza de rotaţie a rotorului

Figura 1 – Secţiune trasversală a unei pale a rotorului indicând vitezele şi direcţiile

Planul de rotaţie al rotorului este controlat astfel ca să fie perpendicular pe direcţia vântului. Fluxul de aer rezultant pe pala rotorului (adică vectorul sumă al vitezei vântului cu viteza locală a rotorului) produce o diferenţă de presiune între partea palei expusă vântului şi cea opusă. (Aerul ce se scurge peste partea opusă vântului circulă la o viteză mai mare şi, deci, la o densitate şi presiune mai mici). Această diferenţă de presiune produce o forţă de împingere perpendiculară pe rezultantă fluxului de aer. O componentă a acestei forţe produce un moment mecanic de rotaţie care roteşte rotorul şi axul. Puterea la nivelul axului poate fi utilizată în mai multe moduri. Sute de ani ea a fost folosită pentru măcinatul grâului sau pomparea apei, astăzi instalaţiile mari moderne, cu generatoare integrate, o convertesc în energie electrică.

Energie eoliană

Ratele de putere şi de eficienţă

Masa în mişcare are o anumită energie. Această energie variază în funcţie de produsul masei şi pătratul vitezei. Raportată la timp, acesta reprezintă putere. Energia cinetică pe secundă este:

P = 1

(mv 2 )2

unde:

P este puterea (Nm/s sau W);

m este masa pe secundă - debitul masic (kg/s);

v este viteza vântului (m/s).

Această lege fizică este de asemenea aplicabilă aerului în mişcare. Masa aerului care trece prin rotor este considerată a fi un cilindru. Volumul cilindrului este dependent de aria suprafeţei rotorului şi de viteza vântului, adică lungimea cilindrului care trece prin rotor în unitatea de timp.

Aria masei de aer ce trece prin rotorul turbinei într-o secundă este:

unde:

m = ρAv

ρ este densitatea aerului (kg/m3);

A este aria suprafeţei rotorului (m2);

v este viteza vântului (m/s).

Aceasta conduce la o importantă caracteristică: energia rezultată depinde de viteza vântului la puterea a treia.

P = 1

ρAv3

2

Ca exemplu, la viteza vântului de 6 m/s energia este de 132 W/m2. Atunci când vântul bate cu viteza de 12 m/s energia creşte la 1053 W/m2. Dublarea vitezei vântului conduce la multiplicare cu opt a puterii.

Nu poate fi convertită în energie utilă toată energia vântului de la axul rortorului. Folosind principii fizice, se poate arăta că eficienţa teoretică maximă a puterii vântului este limitată la cca 59 %. Această limită este, de asemenea, numită coeficient de putere sau valoarea Cp. În consecinţă, ecuaţia de mai sus devine:

unde

P = 1

C2 p ρAv3

Cp este coeficientul mecanic de putere (la axul lent).

(Cp la ‘ax lent’ este definit ca eficienţa conversiei energiei de la puterea vântului (neperturbat) la cea mecanică de rotaţie în raport cu axul principal al turbinei, care este amplasat în aval faţă de rotor şi înaintea cutiei de viteze. Viteza de rotaţie a axului este egală cu cea a rotorului turbinei şi, din această cauză se referă la ‘ax lent’. Cp poate fi, de asemenea, definit după cutia de viteze, la axul de viteză mare al generatorului, numit ‘ax rapid’ sau la ieşirea transformatorului, Cp din ‘reţea’).

Puterea electrică netă la ieşirea unei turbine, Pelec, care ţine seama de eficienţele mecanică şi electrică este dată de:

unde:

Pelec = 1

C2

eρAv3

Ce este rata eficienţei electrice (a energiei electrice) (%).

pute

re s

peci

fică

Energie eoliană

Astăzi, turbinele mari moderne sunt capabile să realizeze o eficienţă netă totală, Ce , de 42 % la 46 % în raport cu energia vântului neperturbat într-un tub cu secţiune circulară a cărui arie transversală este egală cu aria brută a rotorului.

Comparaţie de bază cu producţia convenţională de energie electrică şi beneficiile energiei eoliene

Există câteva raţiuni care explică succesul recent al energiei eoliene. Atunci când sunt comparate cu producerea convenţională de energie electrică se constată că turbinele eoliene produc o energie ‘curată’ fără emisii de dioxid de carbon sau alţi poluanţi ai aerului, ai apei sau ai solului în timpul funcţionării.

Alte avantaje sunt prezentate de faptul că vântul este un ‘combustibil’ gratuit, inepuizabil, abundent şi independent faţă de sensibilităţile politice. Turbinele se instalează uşor şi repede şi sunt fiabile având o disponibilitate de 98 %. (Aceasta este disponibilitatea turbinei. Totuşi, vântul nu este întotdeauna disponibil astfel încât disponibilitatea funcţională este mult mai mică).

Un dezavantaj al energiei eoliene este impredictibilitatea vântului. Fronturile furtunilor, în particular, pot produce o creştere bruscă a puterii vântului. În plus, perioadele de vânt redus dau mai puţină energie eoliană.

Introducerea în reţea a energiei produse de turbinele eoliene nu este atât de simplă cum pare. În scopul menţinerii stabilităţii, un anumit procent din energia produsă trebuie să fie, în continuare, furnizată de centrale convenţionale, centralizate, controlate “stabile’. Acest procent depinde de structura şi stabilitatea reţelei. Dacă este probabilă instabilitatea reţelei, ea poate fi prevenită prin folosirea unui sistem de control inteligent care realizează interfaţa între diferite tipuri de unităţi de producţie, consumatori şi reţeaua intermediară. În multe ţări din UE, companii de reţele, asociaţii (independente) şi instituţii academice desfăşoară cercetări în acest domeniu.

Aplicaţiile energiei eoliene

Descrierea unor situaţii tipice unde folosirea energiei eoliene poate fi/este recomandatăCantitatea de energie electrică produsă de o instalaţie eoliană depinde de tipul şi de dimensiunile turbinei şi deamplasamentul instalaţiei. Figura 2 prezintă curba caracteristică ce reprezintă puterea tipică la ieşire în raport cu viteza vântului. La viteze joase nu se produce energie electrică. De la Beaufort 2 (aproximativ 3 m/s) în sus turbina funcţionează şi la Beaufort 6 (aproximativ 12-13 m/s) turbine furnizează puterea maximă.

La o viteză a vântului de peste 25 m/s turbinele au fost proiectate ca să se blocheze într-un mod controlat pentru a se evita supraîncărcarea şi avarierea

putere dată de vânt puterea teoretică maximă utilizabilă

curbele puterii reale

control cu palele fixe

control al unghiului de înclinare

instalaţiei turbinei sau a construcţiei. Ultimele realizări sunt echipate cudispozitiv de control al unghiului de înclinare care modifică unghiul palei

Viteza vântului neperturbat (m/s)

Figura 2 - Caracteristicile tipice ale turbinei; puterea la ieşire în funcţie de viteza vântului.

rotorului la condiţiide vreme nefavorabile. Rezultatul constă în faptul că puterea poate fi generată chiar încondiţii de vreme rea. În timpul furtunilor puternice este totuşi necesar să se blocheze turbina.

Energie eolianăO turbină medie amplasată ideal poate produce o energie electrică de cca 850 kWh pe metru pătrat de arie a rotorului. O altă regulă simplă pentru estimarea energiei eoliene produsă de o turbină eoliană este aceea că, pe un amplasament mediu eolian, energia la ieşire este echivalentă cu cea produsă în cca 2000 de ore de sarcină plină, iar în zonele cu vânt intens cca. 3000 de ore. De exemplu, o turbină eoliană produce 3•106 kWh, ceea ce corespunde unei puteri de 1500 kW pentru 2000 ore de funcţionare.

Costurile energiei eolieneFără a lua în consideraţie beneficiile din taxe sau alte stimulente privind producţia de energie eoliană, costurile acesteia sunt prezentate în Tabelul 1.

Tabelul 1 - Rezumat al repartizării costurilor energei eoliene

Repartizarea costului energiei eoliene

2000 ore în plină sarcină[EUR/MWh]

2500 ore în plină sarcină[EUR/MWh]

Investiţii (12 ani cu anuitate de4%)

40 ÷ 50 30 ÷ 40

Funcţionare şi mentenanţă, incluzând reviziile majore

12 12

Alte cheltuieli de funcţionare 8 8

Total 60 ÷ 70 50 ÷ 60

În ‘Alte cheltuieli de funcţionare’ sunt incluse costurile managementului zilnic, asigurarea, concesiunea terenului, compensarea neplăcerilor vizuale şi a celor produse de zgomot, taxe.

În mod curent, costurile energiei eoliene sunt ceva mai mari decât ‘feed-in tariff’ pentru energia electrică obţinută din combustibilii convenţionali fosili sau din centrale nucleare. Totuşi, cele mai multe ţări prevăd stimulente pentru a sprijini producţia eoliană şi alte energii regenerabile.

Deşi fiecare ţară îşi aplică legile proprii, aspectele comune sunt:

♦ beneficiile din taxe;

♦ granturi pentru instalarea de noi mijloace fixe;

♦ rate mici ale dobânzilor pentru finanţarea mijloacelor fixe din fonduri verzi.

♦ stimulente pentru producţie (cu referire la kWh).

Ca urmare a unuia sau mai multe stimulente, investiţiile în instalaţii eoliene pot fi profitabile. În trecut, beneficiile din taxe de până la 50 % din costurile de investiţii nu erau ceva neobişnuit. În cazul ‘feed-in tariff’, incluzând şi stimulentele, de 80 la 100 EUR/MWh, perioada de recuperare a costului este între 6 (> 2700 ore în plină sarcină) şi 10 ani (>1900 în plină sarcină).

Selectarea amplasamentului instalaţiei eolieneExistă multe probleme care trebui să fie luate în considerare atunci când se allege un amplasament pentru o instalaţie eoliană ca, de exemplu disponibilitatea spaţiului, acces pentru utilajele grele de construcţii, consideraţii de mediu şi vecinătatea cu o linie electrică de medie tensiune, dar cel mai important factor este disponbilitatea unui vânt sufficient.

Ca un prim ghid, investitorii şi dezvoltatorii trebuie să consulte European Wind Atlas [2] pentru a estima viteza vântului pe termen lung. O sursă secundară o reprezintă datele despre vânt din staţiile meteorologice locale situate la cel mult 30 – 40 km faţă de amplasament.

Estimaţii mai detaliate despre viteza vântului în amplasament şi prognoza producţiei parcului eolian pot fi obţinute cu programul WAsP (‘WAsP software tool’) [3]. WAsP cere ca date de intrare distribuţia vitezei vântului pe termen lung de la cel puţin trei staţii meteorologice din vecinătate. Acurateţa rezultatelor creşte

Energie eoliană

atunci când staţiile meteorologice sunt foarte apropiate de viitorul amplasament. În continuare amplasamentul propus şi vecinătăţile, mai precis, terenul, sunt modelate cât mai corect posibil. Se obţin astfel date despre‘climatul vântului’ pe termen lung la amplasamentul propus.

Atunci când sunt dubii, în mod sigur pentru un teren deluros sau în zona de munte, sunt necesare şi măsurători suplimentare. Perioada de măsurare trebuie să fie de cel puţin un an şi, dacă este posibil, extinsă la doi ani.

Riscurile proiectului

Principalul risc este acela că, pe termen lung, climatul eolian în amplasament este diferit de cel anticipat în faza studiului de fezabilitate. Din cauza legii cubice a dependenţei puterii de viteza vântului, o scădere relativ mică a vitezei vântului pe termen lung are un efect important asupra energiei la ieşire. O semnificativă reducere a energiei livrate, de exemplu mai mult decât 10-15 %, poate face ca timpul de recuperare al costului să fie de 10-15 ani în loc de 10 ani, valoarea uzuală. Rezultatul reprezintă o pierdere din proiectare.

De aceea este recomandabil ca, în calculele financiare şi economice, să se folosească o viteză medie a vântului ceva mai mică. În loc să se folosească viteza vântului având probabilitatea 50% de a fi depăşită, este mai bine să se considere o viteză mai mică, cu probabilitatea 80% sau 90% de a fi depăşită. Procedând aşa, în 8 sau 9 ani - mai puţin de 10 ani, se va obţine o viteză şi deci o energie de ieşire mai mare decât cea estimată.

Următoarele aspecte trebuie considerat atunci când se construieşte o instalaţie eoliană:

♦ trebuie să existe suficient spaţiu şi vânt din belşug. Deflecţiile datorate, de exemplu dealurilor sau obstacolelor din vecinătate pot afecta puterea de ieşire;

♦ Zona trebuie să aibă permis pentru funcţionarea arcurilor eoliene. În practică aceasta înseamnă că trebuie analizate mai multe zone cu destinaţie industrială. În caz contrar, trebuie analizate posibilităţile de a schimba destinaţia terenului.

♦ amplasamentul trebuie să fie accesibil. În timpul construcţiei instalaţiei eoliene este necesar să fie folosite macarale uriaşe;

♦ conectarea instalaţiei la reţeaua electrică trebuie să fie simplă şi economică. Nivelul de tensiune poate fi de la 10 la 30 kV atunci când se conectează la reţeaua locală de distribuţie. În cazul parcurilor eoliene, puterea generată fiind mult mai mare, este necesar să se conectează la reţeaua de transport.

Controlul puterii turbinei eolienePuterea la ieşire creşte cu viteza vântului după o lege cubică. Cele mai multe turbine realizează puterea maximă, denumită - de asemenea - putere normată sau nominală, la viteze ale vântului de 12 -14 m/s. La viteze mai mari, puterea trebuie menţinută constantă pentru a evita supraîncărcarea structurii turbinei sau a instalaţiei electrice.

Există trei metode care pot fi utilizate pentru controlul puterii la ieşire în situaţii când vântul depăşeşte viteza menţionată şi acestea sunt prezentate mai jos (vezi, de asemena, Figura 2).

Rotoare controlate având palele fixe (neorientabile)

La începutul timpurilor moderne tehnologia eoliană cu palele fixe a fost larg folosit în sistemul de control al puterii. Rotorul este menţinut la viteză constantă, majoritatea generatoarelor sincrone fiind conectată la reţeaua publică de 50 sau 60 Hz fără a folosi convertoare de frecvenţă sau altă electronică de putere. Controlul puterii se bazează pe principiul aerodinamic conform căruia, dacă unghiul de atac al curentului de aer atinge o anumită limită (stall point), forţa ascensională şi, în consecinţă, momentul rotorului, se stabilizează sau chiar descreşte în amplitudine. Avantajul principal al acestui concept este simplitatea sa; nu este nevoie de nici un sistem mecanic sau electronic pentru a limita puterea deoarece acesta este un sistem complet pasiv.

Energie eoliană

Această metodă este utilizată tot mai rar deoarece, atunci când este aplicat turbinelor cu o putere mai mare decât1 - 1,5 MW el poate conduce la probleme de rezonanţă în pale şi în trenul de dirijare. Alt dezavantaj îl constituie calitatea scăzută a energiei electrice obţinută de la acest tip de turbine.

Rotoare cu viteză variabilă

Deşi acest concept era deja cunoscut şi aplicat, pe scară limitată în anii 1980 şi 1990, a fost dezvoltat după aceea şi este larg răspândit. Viteza rotorului este variabilă şi creşte cu viteza vântului. La viteza rotorului la care se produce puterea nominală, puterea este menţinută constantă prin schimbarea unghiului palelor către vânt scăzând unghiul de atac, forţa ascensională şi momentul rotorului. Generatorul sincron este conectat la reţea folosind un convertor sau alt dispozitiv de electronică de putere, care poate funcţiona cu frecvenţe diferite..

Avantajul acestui mecanism de control este că el poate fi folosit la turbine de ordinul MW fără să introducă rezonanţe macanice indezirabile. Aplicarea controlului unghiului palelor împreună cu alte tehnici moderne de control permite să se ia în considerare sarcini mai mici la proiectare şi serveşte ca un bun punct de plecare pentru dezvoltări ulterioare. Ultima, dar nu cea din urmă, tehnologia modernă folosind convertoare bazate pe IGBT sau IGCT îmbunătăţeşte calitatea energiei elctrice generate.

Soluţii intermediare de control al puterii

În ultimele două decade, câteva metode de control al puterii au fost introduse, ele fiind bazate pe unul sau altul dintre mecanismele de control mai sus menţionate. Anumiţi producători au folosit metoda de control numită‘active stall’ care combină ‘stall control’, incluzând viteza constantă a rotorului, cu controlul unghiului palelorpentru optimizarea caracteristicilor.

Altă variantă este combinaţia ‘stall control’/viteză constantă cu electronică de putere pentru optimizarea calităţii energiei electrice. Mai multe detalii sunt date în [1].

Aplicaţii ale energiei eoliene şi oportunităţi în diferite sectoareProprietarul sau operatorul turbinei eoliene, de regulă, vinde unei companii de servicii publice energia electricăpe care a produs-o. Proprietari sau operatori pot fi:

♦ entităţile private individuale sau companiile care finanţează proiecte privind energia eoliană cu resurse proprii sau cu împrumuturi de capital. Pentru companii se aplică mai multe reglemantări de taxare;..

♦ cooperative, în care entităţi individuale crează o structură legală pentru a instala împreună o turbinăeoliană sau un parc eolian;

♦ companii de servicii publice care sunt în mod particular interesate de parcuri eoliene mari şi vor participa la dezvoltarea unor noi parcuri eoliene ‘off-shore’.

Starea actuală a energiei eolieneProducerea de turbine eoliene comerciale a început în anii 1980, cu Danemarca, leader în această tehnologie. De la unităţi de 40-60 kW cu diametrul rotorului de cca 10 m, turbinele eoliene au crescut în putere până la peste5 MW şi diametru al rotorului de mai mult de 120 m.

Îmbunătăţirea continuă a crescut abilitatea turbinei de a capta tot mai multă energia de la vânt. Rezultatul a fost că utilizarea energiei eoliene a crescut rapid în Europa. În Danemarca, de exemplu, numărul persoanelor implicate direct sau indirect în industria turbinelor eoliene a crescut de la cca 2900 în 1991 la 21000 în 2002.

Estimări bazate pe scenariul ‘Wind Force 12’ arată că numărul persoanelor angajate în domeniu, în Europa va ajunge la 200000 în 2020.

Energie eoliană

Alte date despre energia eoliană în lume şi în Europa:

♦ până la sfârşitul anului 2005 puterea instalată a atins 60 000 MW;

♦ în ultimii ani, creşterea globală anuală a fost de aproximativ 25 %. în cursul anului 2004 a fost de 7500MW şi în 2005 a fost de 11600 MW

♦ cea mai mare parte, 60 - 70 %, din puterea totală a fost instalată în Europa, 5800 MW în anul 2004 şi 6200MW în 2005.

♦ se estimează că în anul 2006 se vor instala, în lume, 15000 MW.

♦ în afara Europei, cele mai multe instalaţii eoliene sunt în SUA, cu China şi India aflate în plinăexpansiune.

♦ instalaţiile eoliene s-au dezvoltat consistent în Europa, cu o capacitate multiplicată de 27 de ori în decada1992-2002.

♦ ţările dezvoltate în acest domeniu sunt Germania, Spania, Danemarca şi Olanda, care au 84 % din totalul puterii instalate. Noile pieţe includ Austria, Italia, Portugalia, Suedia şi Marea Britanie. Cele zece noi state membre care au aderat la UE în mai 2004 au adoptat, de asemenea, obiective privind energiile regenerabile.

♦ în anul trecut, în Germania, rulajul de capital în industria eoliană a fost de 4,2 bilioane EUR

Figura 3 – Harta Europei cu puterea [MW] din instalaţiile eoliene ale membrilor UE.

Energie eoliană

TendinţeÎn ultimii ani trei tendinţe majore au fost puse în evidenţă cu referire la aspectele economice şi tehnologice ale conectării la reţea a instalaţiilor eoliene:

Turbinele au devenit mai mari şi mai înalte

Puterea medie a turbinelor instalate în Germania şi Danemarca a crescut de la aproximativ 200 kW în 1990 la aproape 1,5 MW în cursul anului 2002. A crescut numărul turbinelor mari, din gama 1,5 ÷ 2,5 MW, care, practic, şi-au dublat proporţia pe piaţa globală de la 16,9 % în 2001 la 35,2 % în 2003.

Costurile de investiţii au scăzut

Costul mediu per kW instalat în energie eoliană variază, în mod current, de la 900 Euro/kW la 1200 Euro/kW. Turbinei însăşi îi revine cca 80 % din costul total. Fundaţiile, instalaţia electrică şi conectarea la reţea reprezintă restul. Alte costuri sunt cele pentru teren, construcţia de drumuri de acces, costuri de finanţare şi consultanţă.

Eficienţa turbinei a crescut

Folosirea unor instalaţii eoliene mai înalte, a unor componente îmbunătăţite şi o mai bună amplasare a condus la creşterea eficienţei cu 2-3 % anual în ultimii 15 ani.

În plus, faţă de tendinţele menţionate, mai trebuie menţionat faptul că parcurile eoliene ‘off-shore’ au crescut în dimensiuni şi număr. La început, turbinele ‘off-shore’ au fost variante ajustate ale tehnologiei folosite pe uscat, completate cu o protecţie la apa marină sărată. Generaţia actuală include modificări substanţiale ca, de exemplu, o viteză periferică a rotorului mai mare şi echipament înglobat pentru lucrări de mentenanţă. Turbinele trebuie să fie poziţionate fix pe fundul mării, pe baza unui proiect exact. Trebuie să se instaleze mulţi kilometri de cabluri care conectează turbinele între ele şi întregul ansamblu la reţea. Pentru a asigura o fiabilitate ridicată turbinelor, este necesar să fie efectuată mentenanţa efectivă a turbinelor. Pentru aceaste este nevoie de vase care să transporte echipa de întreţinere la platformele turbinelor în condiţii extreme de vreme.

La sfârşitul anului 2003, cca 600 MW au fost instalaţi în parcuri eoliene ‘off-shore’ construite în apele de coastădin jurul Europei din Danemarca, Suedia, Olanda şi Marea Britanie.

Tehnologia turbinelor eoliene

Tehnologiecutie de viteze

giruetă şi anemometru

Tehnologia turbinelor eoliene moderne s-a dezvoltat rapid în ultimele două decade. Principiul de bază al turbinei eoliene a rămas aproape neschimbat şi constă din două procese de conversie realizate de componentele principale:

♦ rotorul care extrage energia cinetică a vântului şi o converteşte în cuplu generator;

rulment principal generator

întreruptor principal

♦ generatorul care converteşte acest cuplu în energie electrică şi o livrează reţelei.

dulap de control /comandă

motor de direcţionare

Figura 4 − Secţiune în turbina eoliană

Energie eolianăDeşi pare simplă, o turbină eoliană este un sistem complex în care se fructifică cunoştinţe din domeniul aerodinamicii, mcanicii, electrotehnicii şi automaticii.

Rotor şi paleO turbină eoliană modernă are două, de preferinţă trei, pale sau aripi. Palele sunt realizate din poliester întărit cu fibre din sticlă sau carbon. Din motive comerciale, palele au lungimi de la 1 m la 100 m şi chiar mai mult. Palele sunt montate pe o structură din oţel numită butuc. Aşa cum s-a menţionat, anumite pale sunt ajustabile prin controlul unghiului de înclinare (’pitch control’).

Nacelă

Nacela poate fi considerată camera maşinilor pentru turbină. Acest spaţiu este realizat astfel încât să se poată roti pe turnul (din oţel) ca să permită orientarea rotorului perpendicular pe direcţia vântului. Aceasta se realizează de către un sistem de control automat legat la girueta care se află pe nacelă. Camera maşnilor este accesibilă din turn şi conţine toate componentele principale cum sunt arborele (axul) principal cu rulmentul său, cutia de viteze, generatorul, sistemul de frânare şi sistemul de rotire (orientare). Arborele principal transferă cuplul rotorului la cutia de viteze.

Cutia de viteze

O cutie de viteze este necesară pentru trecerea de la viteza relativ redusă a rotorului (cca 20 rotaţii/minut pentru un diametru de 52 m) la cea a generatorului (1500 rotaţii/minut).

Generator

În mod curent, există trei tipuri de turbine eoliene. Diferenţa principală între aceste concepte se referă la generator şi la modul în care eficienţa aerodinamică a rotorului este limitată atunci când viteza vântului este mai mare decât cea nominală, cu scopul de a evita suprasarcina. Ca şi în cazul generatorului, aproape toate turbinele instalate folosesc unul din sistemele următoare (vezi Figura 5):

♦ generator asincron cu rotor în scurtcircuit;

♦ generator asincron cu dublă alimentare (rotor bobinat);

♦ generator sincron

rotorgenerator asincron cu rotor în scurtcircuit

rotor rotor generator asincroncu dublă alimentare(rotor bobinat)

generator sincron

reţea reţea reţea

convertor

condensatoare pentru

compensare convertor

Figura 5 − Sisteme de generare aplicate la turbine eoliene.

Turbinele eoliene din prima generaţie au folosit generator asincron cu rotor în scurtcircuit. Din cauza diferenţei mari dintre viteza de rotaţie a turbinei şi cea a generatorului, este necesară o cutie de viteze. Înfăşurarea rotorului este conectată la reţea. Acest concept se numeşte ‘viteza constantă a turbinei eoliene’deşi generatorul asincron cu rotor în scurtcircuit permite mici variaţii ale vitezei rotorului (aproximativ 1%).

Energie eoliană

Deoarece generatorul asincron cu rotor în scurtcircuit consumă putere reactivă, care un este dorită, în particular în reţele slabe, este necesară conectarea unor condensatoare pentru compensare.

Celelalte două sisteme de generare permit un factor 2 între viteza maximă şi minimă a rotorului. Aceste nivele diferite de viteză sunt adaptate cu ajutorul electronicii de putere care decuplează frecvenţa rotorului de cea a reţelei.

Generatorul asincron cu dublă alimentare utilizează electronica de putere pentru a alimenta înfăşurările rotorului generatoului. Frecvenţa curentului rotorului este variată astfel încât frecvenţa curentului generat în înfăşurările statorului este potrivită cu cea a reţelei la care este direct conctat. O cutie de viteze este necesară pentru a potrivi vitezele rotorului şi generatorului.

Generatorul sincron conectat direct nu are nevoie de cutie de viteze. Generatorul şi reţeaua electrică sunt complet decuplate prin electronică de putere. Viteza generatorului este mult mai mică decât a sistemelor indirecte astfel încât la generator pot fi utilizate viteze mici; acestea sunt uşor de recunoscut datorită diametrelor mari şi proximităţii faţă rotorul turbinei.

Sistem de blocare

Turbinele eoliene sunt echipate cu un sistem de siguranţă robust incluzând un sistem aerodinamic de blocare. În cazuri de pericol sau pentru oprirea necesară mentenanţei se foloseşte un disc de blocare.

Sistem de control / comandă

Turbinele eoliene au sisteme de control/comandă complexe care folosesc computer şi care pot, de asemenea să furnizeze informaţii detaliate asupra stării turbinei. Adesea această informaţie poate fi refăcută şi anumite funcţii de control realizate printr-o cale de comunicare.

Dezvoltări viitoareÎn prezent (2006) turbinele eoliene cu o tehnologie verificată sunt disponibile în gama 1,5 - 3 MW. În Europa de Vest atenţia este îndreptată, în principal, spre gama de turbine eoliene de 2-3 MW. Toate întreprinderile de vârf din domeniu au una sau mai multe turbine eoliene de ordinul MW + un segment de piaţă.

În anumite regiuni, de exemplu în Europa de Sud, Asia şi America Latină cu o mai puţin dezvoltată infrastructură sau unde ariile muntoase domină, turbinele eoliene fizic mai mici sunt mai adecvate. Pentru aceste motive, turbinele eoliene din gama 0,8 - 1,3 MW sunt mai căutate în toată lumea.

Prototipuri ale unor turbine de 5 şi 6 MW vor deveni comerciale începând cu 2006. Aceste turbine sunt caracterizate de faptul că au axul la înălţimea de 120 m sau mai mult şi au diametrul rotorului adesea mai mare de 110 m. În afară de costurile în continuare ridicate per MW instalat al acestor turbine 5+MW, principala problemă o reprezintă greutatea şi dimensiunile componentelor care sunt dificil de transportat pe structura rutieră a Europei de Vest. Anumiţi producători rezolvă problema oferind aceste turbine numai pentru amplasament ‘off- shore’ sau pentru amplasamente accesibile pe apă. Alţii rezolvă această problemă logistică, cel puţin parţial, prin construirea şi instalarea turnurilor realizate prin montarea in-situ a unor elemente prefabricate din beton în locul segmentelor tubulare din oţel.

În tehnologia eoliană, următoarele evenimente sunt în curs sau sunt anticipate:

♦ proporţia tehnologiei cu rotor cu viteză variabilă, incluzând electronică de putere modernă, va creşte;

♦ în segmentul mai mare de 1 MW, cutia de viteze este una din cele mai slabe legături necesitând frecvente operaţii de mentenanţă sau cheltuieli mari de reparaţii sau înlocuire. Anumiţi producători oferă turbine eoliene fără transmisie care folosesc generatoare sincrone multipolare mari (cu diametre până la 5 m). Se obţine un proiect hibrid care are un etaj cu cutie de viteze urmat de un generator sincron multipolar mai puţin masiv. Se consideră că, în următorii 5-10 ani, aceste diferite concepţii se vor dezvolta.

Energie eoliană♦ dezvoltarea turbinelor eoliene mai mari de 1 MW se va concentra pe reducerea greutăţii şi pe limitarea dimensiunilor cu scopul de a simplifica transportul pe şosea şi necesitatea unor macarale de construcţie la locul de amplasare. Căi de realizare a acestor obiective sunt optimizarea strategiilor de control care să conducă la o încărcare mai redusă şi, astfel, folosirea unor componente mai puţin massive. Altă strategie este creşterea nivelului de integrare a componentelor şi sistemelor conducând la mai puţine componente sau părţi mai compacte.

♦ În mod current, turbinele eoliene ‘offshore’ sunt similare sau derivă din cele utilizate pe uscat, dar - în viitorul apropiat - fiecare tip va fi dezvoltat astfel încât ele să fie mai bine adaptate mediului în care funcţionează. Pentru maşinile care funcţionează ‘offshore’ se pun probleme de fiabilitate, control la distanţă şi putere instalată mare pe unitate (până la sau peste 10 MW). Pentru maşinile care funcţionează pe uscat (‘onshore’) se pun probleme privind nivelul redus şi acceptabil al neplăcerilor (de exemplu, zgomot) pentru zonele din vecinătate, eficienţă ridicată, transport uşor şi cu costuri mici la amplasament, instalare cu ajutorul unor macarale disponibile şi putere instalată limitată (până la 6-8 MW).

Costuri şi beneficii

Costurile energiei eolieneCosturile energiei eoliene depinde în mare măsură de amplasarea instalaţiei. Viteza vântului şi costurile de conectre la reţea pot varia în funcţie de amplasare. Pentru uz commercial (buget şi depreciere peste zece ani), preţurile variază de la 5 Eurocenţi/kWh în zonele cu vânt intens până la 8 Eurocenţi/kWh în zone interioare. În comparaţie, preţul energiei produse în centrale electrice clasice care folosesc combustibili fosili este de cca4 Eurocenţi/kWh. Plata pentru energia livrată constă în costuri cu combustibilul evitat, ecotaxă parţială (granturi pentru energia verde) şi o parte care este determinată de piaţa pentru energia regenarabilă.

Cifrele de cost de mai sus se bazează pe următoarele ipoteze:

♦ turbină eoliană nouă, de dimensiuni medii, cu puterea instalată de 850-2500 kW;

♦ costuri de funcţionare şi de mentenanţă (O&M) medii de 1,2 Eurocenţi/ kWh pentru o durată de funcţionare de 20 ani. Cheltuielile agregate de funcţionare (chiria terenului, asigurare, funcţionare zilnică, mentenanţă) sunt de aproximativ 2 Eurocenţi/kWh.

În ultimii douăzeci de ani, costurile de investiţii în instalaţii eoliene au scăzut cu cca 80 % ajungând la 900 -1200 EUR/kWinstalat. Se prognozează că tendinţa se va menţine, reducerea fiind de câva procente pe an.

Altă componentă principală a costului este cea de funcţionare şi de mentenanţă (O&M). Este evident că nu există cheltuieli cu combustibilul. Costurile O&M se referă la mentenanţa curentă, reparaţii, asigurare, piese de schimb şi administrare. Din cauza faptului că există unităţi mai vechi de 20 ani, nu se poate dispune întotdeauna de date sigure sau comparbile. Pentru o unitate nouă, costurile O&M pot fi în medie, pentru întreaga durată de viaţă a turbinei, de cca20-25 % din costurile totale amortizate pentru kWh produs. Producătorii au ca ţintă reducerea semnificativă a acestor costuri prin dezvoltarea unei noi turbine care să necesite mai puţine vizite curente şi să reducă timpul de nefuncţionare. Tendinţa către turbine eoliene mari va reduce, de asemenea, costurile O&M per kWh produs.

La costurile de investiţii şi O&M trebuie să se ia în calcule şi următoarele costuri:

♦ proiect de dezvoltare;

♦ pregătirea locului construcţiei;

♦ fundaţia instalaţiei eoliene;

♦ conectarea la reţea;

♦ taxele reale de patrimoniu.

Beneficiile energiei eoliene

Proprietarul unei instalaţii eoliene vinde energia electrică produsă unei companii de servicii. Valoarea energiei eoliene, aşa cum este ‘văzută’ de compania de servicii, este determinată prin costurile echivalente ale producerii

Energie eoliană

ei din cărbune sau gaz. Dacă proprietarul instalaţiei eoliene va fi compensat în această măsură, energia eolianănu va reprezenta o propunere economică.

Compania de servicii plăteşte pentru garanţia furnizării energiei. Putere de rezervă nu este necesară dacă puterea furnizată are un grad ridicat de disponibilitate. Statisticile arată că energia eoliană poate să reprezinte, în cazul vitezelor mici ale vântului, aproximativ 25 % din puterea garantată.

Costuri viitoare

Poate energia eoliană să intre în competiţie cu energia produsă în centralele electrice convenţionale ? În aceastăcomparaţie energia eoliană nu are un avantaj deoarece centralele existente sunt parţial amortizate.

Chestiune reală este cum va putea energia electrică produsă în centrale epliene să se compare în, să spunem zece ani, cu aceea produsă de noile centrale electrice convenţionale cu combustibil fosil ? Dar, în acel moment este de aşteptat ca toate gazele evacuate să fie curate şi, probabil emisiile de CO2 vor trebui să fie captate. Din cauză că sursele fosile vor fi epuizate, este o ipoteză valabilă aceea că preţurile combustibililor fosili vor fi înalte.

Pe de altă parte, costurile energiei electrice produse în centralele eoliene vor continue să scadă. Dacă energia eoliană va continua să aibă o evoluţie pozitivă în următorii zece ani, ea va deveni un competitor serios al surselor convenţionale de energie.

Taxe şi stimulente

În cele mai multe ţări europene, energia eoliană nu are, în prezent, şansa să supravieţuiască economic fărăsubvenţii de la guvern.

Un motiv serios pentru a asigura stimulente este că energia eoliană, ca o sursă (aproape) curată de energie, aproape nu are costuri externalizate. Uniunea Europeană consideră “costuri externalizate apar atunci când activităţile sociale sau economice ale unui grup influenţează un alt grup şi când această influenţă nu este în întregime compensată sau luată în consideraţie”. De exemplu, o centrală convenţională produce SO2 care poate influenţa persoanele care sunt astmatice şi deteriorează matreialele de construcţie. Cu toate acestea, proprietarul centralei nu plăteşte pentru îngrijirile de sănătate suplimentare sau pentru repararea clădirilor; proprietarul le “transferă” la alţii, cum ar fi plătitorii de taxe sau proprietarii de clădiri. EU ar putea introduce o ecotaxă care să acopere daunele şi, astfel, preţul energiei ar putea să crească cu 2 până la 7 Eurocenţi/kWh.

Alternativ, sursele de energie curată pot fi încurajate prin stimulente, astfel că sunt evitate costurile sociale şi de mediu. Aceste subvenţii au fost permise, dacă nu încurajate de UE. În anumite ţări europene de exemplu, energia eoliană este încurajată cu aproximativ 8-9 Eurocenţi/kWh, depinzând de amplasament: pe uscat sau pe mare.

Politică şi reglementare

Reglementări, politici şi directive UE referitoare la energia eolianăFaptul că sursele de combustibilul fosil se epuizează, iar preţul combustibilului fluctuează, fiind dependent de import, devine un important dezavantaj. Mediul a devenit, de asemenea, o problemă majoră în termeni, de exemplu, de emisii de CO2 sau de stocare a deşeurilor nucleare.

Numeroase ţări industrializate fac eforturi majore pentru a dezvolta surse de energie regenerabile, în special solară, biomasă, hidro şi energie eoliană. Shell consideră că o treime din energia mondială cerută în 2050 va proveni din surse regenerabile.

Câteva state membre ale Uniunii Europene şi-au propus obiective individuale ca (de exemplu) 9 % din toatăenergia electrică din 2010 să fie generată din surse regenerabile, din care jumătate ar fi din energia eoliană.

Energie eoliană

Aceste ambiţii sunt foarte modeste în comparaţie cu obiectivele Uniunii Europene în ansamblu. Multe state membre ale UE au deja o bună parte din energia electrică generată din surse regenerabile sub formă de energie hidroelectrică, biomasă şi energie eoliană. În 2020, în EU-15, 22 % din energia electrică trebuia să fie podusă din surse de energie regenerabile. Politica Uniunii Europene încurajează, în mod constant, noii şi vechii membri (EU-25) să realizez acest obiectiv.

Efecte locale ale energiei eoliene

Energia eoliană are un efect inevitabil asupra mediului local, dar acesta poate fi limitat printr-o proiectare atentă.

Păsări

Păsările pot să intre în coliziune cu palele turbinei sau să cadă în capcana turbulenţei din spatele rotrului. Numărul estimate de ‘victime ale coliziunii’ este relativ mic, aproximativ 21000 victime pentru o putere instalată de 1000 MW pe an (în Olanda). Deşi pare mare, el este mic în raport cu numărul păsărilor care sunt ucise în fiecare an datorită traficului (2 milioane) sau care mor din cauza liniilor electrice (1 milion) [9].

Multe accidente cu turbinele eoliene sunt produse noaptea, în timpul amurgului sau pe vreme proastă. Păsările cunosc locurile lor de hrănire şi de repaus pe pământ; ele evită deci instalaţiile eoliene. Atunci când se instalează turbine este necesar să se cunoască locurile de hrănire şi de înnoptare ale păsărilor.

Peşte

Parcurile eoliene off-shore au, de asemenea, efecte positive. Pescuitul în exces este o problemă cunoscută şi stocurile de numeroase specii de peşti sunt ameninţate. Având în vedere că navigaţia, prin urmare şi pescuitul, sunt interzise în vecinătatea parcurilor eoliene, biologii marini speră ca aceste arii să devină zone de înmulţire pentru numeroase specii de peşti. Cercetări recente din vecinătatea parcurilor eoliene confirmă aceste efecte pozitive asupra stocurilor de peşte.

Zgomot

Turbinele eoliene produc zgomot. Rotorul produce un sunet de fond şi un zgomot mecanic al generatorului şi cutiei de viteze. O proiectare atentă a palelor rotorului, limitarea vitezei de rotaţie şi izolarea acustică a cutiei de viteze şi a generatorului poate limita zgomotul. Menţinând o distanţă suficientă faţă zona rezidenţială sau de arii sensibile, se poate înlătura poluarea sonoră

Umbrire

Rotirea paleleor turbinei crează o umbră mişcătoare care poate provoca efecte dezagreabile atunci când, de exemplu, umbra la apusul soarelui care cade pe o fereastră. O amplasare corespunzătoare în raport cu locuinţele poate fi sufficientă ca să prevină această problemă. Dacă această problemă este limitată la câteva ore pe an, turbine poate fi oprită în acest timp fără să se producăe o pierde semnificativă de energie.

Armonizare cu peisajul

Turbinele eoliene sunt structuri vizibile în peisaj. Ele pot fi realizate astfel încât să se armonizeze cu peisajul, de exemplu, aranjându-le în linie de-a lungul unor structuri cum ar fi diguri sau canale. Cercetările au arătat că poziţionarea turbinelor eoliene în grupuri este mult mai acceptată atunci când este clar pentru cetăţenii din vecinătate că se poate realiza astfel o mare producţie de energie electrică. Dacă aliniamentul câtorva turbine este dorit sau nu, şi întotdeauna ar putea fi, este o chestiun de gust. Mult mai importantă este realaţia dintre înălţimea axului şi diametrul rotorului. Un alt aspect important este dimensiunea rotorului deoarece un rotor cu diametrul mare este mai lent şi, în consecinţă, mai liniştit.

Energie eoliană

Rezumat

Timp de mii de ani, energia vântului a fost folosită în cele mai diferite scopuri. După criza petrolului o substanţială dezvoltare a avut loc şi s-au realizat impresionante proiecte de parcuri eoliene.

Tehnologia eoliană este încă în dezvoltare. Turbinele au devenit mai eficiente, puterea lor este în creştere şi beneficiază de o electronică de putere inteligentă. În acelaşi timp, se dezvoltă parcuri eoliene impresionante situate pe mare.

Continua reducere a investiţiilor şi costurilor de mentenanţă ale turbinelor eoliene face ca aceste tehnologii să fie interesante pentru investitori şi pentru persoanele care dezvoltă parcuri eoliene.

Bibliografie[1] Ackermann, T, (editor), ‘Wind Power in Power Systems’, John Wiley & Sons, Ltd, 2005, ISBN 0-470-85508-8.

[2] Troen, I, and Petersem, E L, European Wind Atlas, Risø National Laboratory, Roskilde, Denmark, ISBN 87-550-1482-

8. [3] WAsP (Wind Atlas Analysis and Application Program), Version 8, Risø National Laboratory, Roskilde, Denmark.

[4] Beurskens, J, and van Kuik, G, ‘Alles in de wind’, Questions and answers concerning wind power, October 2004.

[5] ‘Wind Power Technology’, Operation, commercial developments, projects, grid distribution, EWEA, December

2004. [6] ‘Wind Power Economics’, Wind energy costs,investment factors, EWEA, December 2004.

[7] ‘The Current Status of the Wind Industry’, Industry overview, market data, employment, policy, EWEA, December

2004. [8] ‘Windenergie Winstgevend’, Ministry of the Flemish Community, Department of Renewable Sources and Energy,

1998.

[9] w ww.mi leucentraal.nl.