Wind, Water & Sun MIX Barcelona Metropolitan Area …Figura 2 Mapa de Recurs PV d’Europa. J. Rebollo, Enginyer de Camins 1. Recurs ER Wind, Water & Sun MIX 5 Figura 3 Serie de viento

Wind, Water & Sun MIXBarcelona Metropolitan Area Project

maig 2016

Index

Wind, Water & Sun MIX

1. Recurs ER

2. Demanda d’Electricitat i Energia

3. LCOE, PV i Vent

4. Generació Renovable i Emmagatzematge d’Energia

5. Centrals Hidroelèctriques Reversibles

6. MIX RE WWS – Dades

7. Localitzacions

2J. Rebollo, Enginyer de Camins

1. Recurs ER

Wind, Water & Sun MIX 3

Figura 1: Mapa de Recurs Eòlic d’Europa. Alçada d’eix a 80 m. AWS Truepower

J. Rebollo, Enginyer de Camins

1. Recurs ER


Figura 2 Mapa de Recurs PV d’Europa.


1. Recurs ER


Figura 3 Serie de viento horario del año 2013, del punto SIMAR (WANA) 2130146. Ministerio de Fomento.


1. Recurs ER


Figura 4 Generación horaria. De 1 GW instalado en Barcelona (1.500 GWh/año). Año 2013.. Fuente J Rebollo 2015.



7

Diagrama de Sankey Espanya (1 EJ = 277.777 GWh)

Wind, Water & Sun MIXJ. Rebollo, Enginyer de Camins

Figura 6 Font: Universitat Pontifícia de Comillas 2013

Xarxa Elèctrica 1 EJ

Combustibles (Transport, Industria, altres,...)2 EJ

Figura 5 Distribución de Energía Consumida Mundial. Energy Statistics. IEA.2015.

El consumo mundial de energía de 9.301 MToe/año, equivalen a 108.170 TWh/año o 389,5 EJ/año


8

Year Demand and RE Energy delivered Summary


Figura 7 Demanda d’energia elèctrica (mesurada en barres) a Catalunya, acumulada en els últims 8 anys, Font: Institut Català de l’Energia 2015.

9



Figura 8 Evolució de la demanda acumulada de carburant (ktep) per a automoció, Institut Català de l’Energia 2015.. Al gener2008 màxim de 5.250 ktep (61.058 GWh); el mínim de 2013 amb 4.050 ktep (47.102 GWh); última dadaa finals del 2015 4.300 ktep (50.009 GWh). Per a convertir en VE x0,25 a x0,30. Font: Institut Català de l’Energia 2015.


3. LCOE, PV i Vent

10Wind, Water & Sun MIX

Levelized Cost of Energy, LCOE, Cost Anivellat de l ’Energia, COE


Picture 9 Source: Wikipedia

3. LCOE, PV i Vent


Scenarios 1 & 2 , PV CAPEX & OPEX Reference

Energy Cost Analysis, LCOE: PV Standalone & 1-Axis Track

1-Axis Track

Stand Alone


Picture 10 Source: J Rebollo 2016


Energy Cost Analysis, LCOE: Wind On-Shore & Wind Of fshore

Scenarios 1 & 2 , Wind Offshore CAPEX & OPEX Reference

Wind Offshore

Wind On-shore



3. LCOE, PV i Vent


Parity Grid, ¿sense abocament o amb abocament?


Picture 12 Source: EuPD Research & BDEW

3. LCOE, PV i Vent

14Wind, Water & Sun MIXJ. Rebollo, Enginyer de Camins

DESPLAÇAMEN EN EL

TEMPS DEL CONSUM

D’ENERGIA

GENERACIÓSUPERIOR A LA DEMANDA,AL MAGATZEM O ABOCAMENT

¿QUÉ PASSA AMB LA RESTA DE DEMANDA?


4. Generació Renovable i Emmagatzematge

¿ABOCAMENT?


GENERACIÓPV,INTERMITENT

Figura 14 Variabilidad generación PV. Campeche. Fuente EMAS CNA



3. RE Generation, Grid & Storage


Figura 15 “The Duck Curve” Fuente CAISO

17

Esquema de generació i demanda superposats.

Pictures representing Demand and RE Generation: Wind & PV

Operations between RE Generation & Storage (Time Shifting).


WIND

WIND

WIND

WIND

FROM STORAGE

STORAGE




18


Picture 17 a (Energy Demand Year 2014 ) - (PV Generation with variable installed Power). X = Hour (1 year = 8760 h) ; Y = Power in MW; . Area = MWh. Y(+) Demand not covered with RE; Y(-); Energy Spilled. Source: J Rebollo, 2016

Picture 17 b (Energy Demand Year 2014 ) - (Offshore Wind Generation with variable installed Power). X = Hour (1 year = 8760 h); Y = Power in MW; Area = MWh. Y(+) Demand not covered with RE; Y(-); Energy Spilled. Source: J Rebollo, 2016




19

PHES World data (Cheapest Projects)

Figura Corba de Cost per MW instal·lat, C=0,6154 P. Elaboració pròpia.


Cheapest PHES in the world

0,615 MEur/MW

PHES in Scenario 1:

CAPEX (Loop) = 64,77 Eur/kWh

1,04 MEur/MW

PHES in Scenario 2:

CAPEX = 0




20

Benchmarking CCGT (Barcelona)



Figura Resum de producció i facturació segons conceptes de serveis al Sistema Elèctric, de les CCGT de St. Adrià i el Port de BCN. Descomposicióentre mercat de Restriccions i mercat diari. Font: Elaboració Pròpia.



Energia

Restriccions

"a subir" Facturació % Preu Mig

(MWh) (Eur) (Eur/MWh)

139.254MWh 38.026.727 € 51% 273,07 Eur/MWh

1.409.764MWh 224.060.385 € 47% 158,93 Eur/MWh

604.704MWh 121.333.722 € 52% 200,65 Eur/MWh

451.839MWh 94.466.503 € 39% 209,07 Eur/MWh

399.119MWh 71.740.991 € 41% 179,75 Eur/MWh

3.004.681MWh 549.628.329 € 46% 182,92 Eur/MWh

Una CHR de 873 MW,

a 25 anys,

(per un r=5% i un Equity del 25%)

Project IRR del 9,5%

i TIR a l’inversor del 13,5%.

Figura Detall de figura anterior, dels pagaments per Serveis al Sistema en les Restriccions. Font: Elaboració Pròpia



Figura Resum Anàlisi fitxers P48 facturació Centrals Reversibles

2011 DATOS ANÁLISIS, (en el que parte del Turbinado no se conoce, por realizarse con unidades Hidráulicas)

Bombeo Turbinado T - B CB/VT

-95.972.666,03 € 122.124.520,40 € 26.151.854,37 € 0,786

-95.972.666,03 € P48 122.124.520,40 €

Rendimiento

Beneficio Hidroeléctrico

Bombeo B/Compra Turbinado T/Venta MWh Turbinado T/B PB/PT

-3.507.481 MWh 27,36 €/MWh 1.966.564 MWh 62,10 €/MWh 13,30 €/MWh <= 0,561 0,441

2010 DATOS ANÁLISIS, (en el que parte del Turbinado no se conoce, por realizarse con unidades Hidráulicas)

Bombeo Turbinado T - B CB/VT

-88.805.843,22 € 160.843.659,81 € 72.037.816,59 € 0,552

Rendimiento

Beneficio Hidroeléctrico

Bombeo B/Compra Turbinado T/Venta MWh Turbinado T/B PB/PT

-4.813.067 MWh 18,45 €/MWh 2.576.853 MWh 62,42 €/MWh 27,96 €/MWh <= 0,535 0,296

23

Representació de les despeses unitàries dels Project es de CHR de l’entorn de Barcelona



Co

st p

er M

W I

nst

al·l

at


24

¿COM OPERA UNA CENTRAL HIDROELÈCTRICA AMB BOMBAMENT ?


Picture 20 Source: Andritz 2012


25

RE MIX – Scenario 1 & 2



5. RE MIX WWS - Dades

SISTEMA

ELÈCTRIC

GENERACIÓABOCAMENT

DEMANDA

TURBINATBOMBAMENT

XARXA

26

Energy Cost Resume: 2 scenarios



CAPEX SCENARIO 1 SCENARIO 2

PV Cost 1,30MEur/MW 1,30MEur/MW

Wind Offshore Cost 2,50MEur/MW 2,50MEur/MW

Turbin Cost 0,30MEur/MW 0,00MEur/MW

Pump Cost 0,35MEur/MW 0,00MEur/MW

Hores Magatzem Cost 25,00MEur/hGW 0,00MEur/hGW

O&M

Project Time Analisys 25years 25years

Demand Operation 1,0Eur/MWh 1,0Eur/MWh

PV Maintenance 6.500,0Eur/MW 6.500,0Eur/MW

PV Operation 9,0Eur/MWh 9,0Eur/MWh

Wind Offshore Maintenance 40.000,0Eur/MW 40.000,0Eur/MW

Wind Offshore Operation 7,0Eur/MWh 7,0Eur/MWh

Turbin Maintenance 12.000,0Eur/MW 12.000,0Eur/MW

Turbin Operation 6,0Eur/MWh 6,0Eur/MWh

Pump Maintenance 14.000,0Eur/MW 14.000,0Eur/MW

Pump Operation 1,0Eur/MWh 1,0Eur/MWh

Spill Operation 0,0Eur/MWh 0,0Eur/MWh

Importation Cost 200,0Eur/MWh 200,0Eur/MWh

Discount Rate, r 5% 5%

RE Sources Capacity Factor

Scenario 1 & 2:

PV = 1,500 h/year

Wind Offshore = 4,200 h/year



27

RE MIX – Scenario 1 & 2


RE MIX, pv=Photovoltaic; WOFFs = Wind Ofshore; T=Turbine; B=Pump % ENERGY

FROM GRID

PUMPED STORE TIME ON A CLOSED LOOP ON TOP RESERVOIR

8,00h/GW 12,00h/GW 16,00h/GW 20,00h/GW 24,00h/GW 30,00h/GW 40,00h/GW

12,35GW 11,24GW 10,50GW 9,83GW 9,50GW 9,05GW 8,10GW PV 0,00%

10,82GW 8,18GW 6,99GW 6,11GW 5,74GW 5,28GW 4,86GW WOFFs

4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW T

18,19GW 14,87GW 13,16GW 11,79GW 11,18GW 10,39GW 9,20GW B

10,67GW 10,49GW 10,03GW 10,10GW 9,84GW PV 2,50%

4,56GW 3,83GW 3,53GW 3,20GW 3,18GW WOFFs

4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW T

11,12GW 10,30GW 9,65GW 9,41GW 9,16GW B

9,12GW 8,56GW 8,25GW 8,07GW 8,02GW PV 5,00%


4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW T

9,42GW 8,64GW 8,19GW 7,89GW 7,77GW B

7,48GW 7,29GW 7,26GW 7,22GW 7,22GW PV 10,00%


4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW T

7,43GW 7,06GW 6,89GW 6,81GW 6,77GW B

8,07GW 8,01GW 7,98GW 7,96GW 7,96GW PV 15,00%


4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW 4,15GW T

7,12GW 6,98GW 6,92GW 6,88GW 6,87GW B

7,63GW 7,63GW 7,62GW 7,62GW 7,61GW PV 25,00%


4,16GW 4,16GW 4,16GW 4,16GW 4,16GW T

6,18GW 6,15GW 6,14GW 6,13GW 6,12GW B

5,50GW 5,46GW 5,49GW 5,46GW 5,45GW PV 50,00%


4,21GW 4,21GW 4,21GW 4,21GW 4,21GW T

3,57GW 3,55GW 3,56GW 3,54GW 3,53GW B



28

Year Demand with RE Energy MIX delivered (10% elect ricity from grid)Picture 23 (Energy Demand Year 2014 ) - (PV & Offshore Wind Generation with variable installed Power). X = Hour (1 year = 8760 h); Y = Power in MW; Area = MWh. Y(+) Demand not covered with RE; Y(-); Energy Spilled. Source: J Rebollo, 2016



29

Year Demand with RE Energy MIX delivered (10% elect ricity from grid)Picture 24 The Pumps work 3604 h/year & the turbines 3441 h/year (CF=41%). Source: J Rebollo, 2016



30

Year Demand with RE Energy MIX delivered (10% elect ricity from grid)Picture 25 Source: J Rebollo, 2016



31

Year Demand with RE Energy MIX delivered (10% elect ricity from grid)Picture 26 Source: J Rebollo, 2016


DEMANDED ELECTRICITY COST (Eur/MWh), with spill of obvergenerated energy

0=Storage Battery

PV+W OffShore PV+W OffShore 0=PV 0=WOff

% ENERGY

FROM GRID 0,00h/GW 5,00h/GW 8,00h/GW 8,00h/GW

0,00% 487,9Eur/MWh 415,0Eur/MWh 311,8Eur/MWh


5,00% 1.036,4Eur/MWh 219,5Eur/MWh 231,2Eur/MWh 169,8Eur/MWh

10,00% 307,9Eur/MWh 197,2Eur/MWh 170,5Eur/MWh 154,9Eur/MWh




ELECTRICITY COST, EV included, without spill

0=Storage Battery

PV+W OffShore PV+W OffShore 0=PV 0=WOff

% ENERGY

FROM GRID 0,00h/GW 5,00h/GW 8,00h/GW 8,00h/GW










32

Energy Investment and needed Storage in a loop – Sce nario 1


TOTAL INVESTMENT t=0 (MEur)

PUMPED STORE TIME ON A CLOSED LOOP ON TOP RESERVOIR % ENERGY

8,00h/GW 12,00h/GW 16,00h/GW 20,00h/GW 24,00h/GW 30,00h/GW 40,00h/GW FROM GRID

54.365,54MEur 45.985,78MEur 42.232,85MEur 39.317,79MEur 38.570,43MEur 37.647,04MEur 36.352,41MEur 0,00%

32.629,31MEur 31.144,47MEur 30.339,59MEur 30.377,14MEur 30.676,51MEur 2,50%




19.456,97MEur 19.987,28MEur 20.564,65MEur 21.148,56MEur 21.736,82MEur Investment 25,00%


TOTAL STORAGE (MWh) = Pump Power x Time x 0,8 (complet loop losses)



116.444,4MWh 142.767,9MWh 168.431,8MWh 188.699,4MWh 214.693,9MWh 249.292,4MWh 294.285,1MWh 0,00%

71.159,7MWh 98.918,8MWh 123.468,3MWh 150.533,7MWh 175.894,0MWh 2,50%




39.530,7MWh 59.048,1MWh 78.565,5MWh 98.047,3MWh 117.493,5MWh Needed Storage 25,00%



Picture 27 Source: J Rebollo, 2016


33

Energy Cost Resum – Scenario 1


5. RE MIX WWS - DataDEMANDED ELECTRICITY COST (Eur/MWh), with spill of obvergenerated energy



213,8Eur/MWh 179,2Eur/MWh 163,4Eur/MWh 151,2Eur/MWh 147,4Eur/MWh 142,6Eur/MWh 136,3Eur/MWh 0,00%

132,6Eur/MWh 125,7Eur/MWh 121,9Eur/MWh 121,1Eur/MWh 121,6Eur/MWh 2,50%




126,2Eur/MWh 127,7Eur/MWh 129,3Eur/MWh 131,0Eur/MWh 132,7Eur/MWh Average Cost 25,00%










119,6Eur/MWh 121,6Eur/MWh 123,3Eur/MWh 125,1Eur/MWh 126,8Eur/MWh Average Cost Etot 25,00%




34

Investment Resum – Scenario 2






43.113,53MEur 35.074,13MEur 31.118,73MEur 28.048,07MEur 26.702,49MEur 24.976,07MEur 22.692,20MEur 0,00%





14.811,68MEur 14.740,69MEur 14.712,55MEur 14.691,06MEur 14.674,55MEur Investment 25,00%


0=PV 0=WOff

8,00h/GW 8,00h/GW

85.050,00MEur 60.512,18MEur

52.631,48MEur 37.353,20MEur

55.240,39MEur 31.957,27MEur

30.340,48MEur 25.689,78MEur

23.066,03MEur 22.868,56MEur

15.238,00MEur 18.335,67MEur

7.263,14MEur 11.763,90MEur

35

Energy Cost Resum – Scenario 2











112,7Eur/MWh 112,4Eur/MWh 112,3Eur/MWh 112,2Eur/MWh 112,1Eur/MWh Average Cost 25,00%










106,8Eur/MWh 107,0Eur/MWh 107,1Eur/MWh 107,1Eur/MWh 107,2Eur/MWh Average Cost Etot 25,00%


6. Localitzacions

36

Àrea màxima disponible per a generació offshore flotant, fins a 2.000 m de fondària. 4.210 km2. Possibles distribucions d’aerogeneradors amb una densitat de potència de 5

MW/km2.


37

Picture: PHES Locations and Transport Grid


6. Localitzacions

Documents

Wind, Water & Sun MIX Barcelona Metropolitan Area …Figura 2 Mapa de Recurs PV d’Europa. J. Rebollo, Enginyer de Camins 1. Recurs ER Wind, Water & Sun MIX 5 Figura 3 Serie de viento