Badanie przeprowadzone przez naukowców z Instytutu Technologii Energetycznych w Norwegii przeanalizowało wykonalność techniczno-ekonomiczną hybrydyzacji hipotetycznego kaskadowego systemu hydroenergetycznego z pływającymi ogniwami fotowoltaicznymi (FPV) i naziemnymi ogniwami fotowoltaicznymi (GPV) w warunkach rynkowych Afryki Subsaharyjskiej. W tym typie hybrydowego systemu zbiornik górny jest połączony ze zbiornikiem dolnym, a FPV można zainstalować na każdym zbiorniku.
„Niniejsze badanie ma na celu podkreślenie, w jaki sposób całodobowa praca w oparciu o taryfy i zmienne ceny energii, z zobowiązaniami dotyczącymi obciążenia i bez nich, wpływa na optymalne wymiarowanie podłączonego do sieci hybrydowego systemu użyteczności publicznej” — powiedzieli naukowcy, zauważając, że hybrydyzacja fotowoltaiki użyteczności publicznej z energią wodną może być „realnym sposobem na zmniejszenie sezonowej zmienności w wytwarzaniu energii odnawialnej”.
Badanie wykazało, że roczne zyski producenta dla hybrydowego systemu hydro wzrosły o 18-21% i 0-4% dla systemu umowy zakupu energii (PPA) z trzema taryfami i systemu rynku spot, odpowiednio, w porównaniu z systemem wyłącznie hydro w warunkach rynkowych Afryki Subsaharyjskiej. Stwierdzono również, że hybrydyzacja z jednoosiowym śledzeniem GPV może być „opcją bardziej wykonalną pod względem technicznym i ekonomicznym w porównaniu z systemem FPV” ze względu na niższe nakłady inwestycyjne i wyższą wydajność energetyczną GPV.
„Ponadto szacuje się, że nakłady inwestycyjne na FPV powinny być o około 42–57% niższe niż na naziemne panele fotowoltaiczne (GPV) ze śledzeniem jednoosiowym, aby system hydro-FPV mógł osiągnąć taki sam roczny zysk producenta jak system hydro-GPV” – wyjaśniają badacze.
Założenia techniczno-ekonomiczne dla systemów FPV i GPV oparli na szacunkach z analizy kosztów systemów PV przeprowadzonej przez National Renewable Energy Laboratory (Narodowe Laboratorium Energii Odnawialnej) Departamentu Energii USA, przy czym kapitał i stałe koszty operacyjne związane z istniejącym systemem hydroenergetycznym uznano za koszty utopione. W przypadku danych wejściowych dotyczących stanu rynku energii w artykule wykorzystano historyczne dane rynkowe dotyczące cen spot Southern African Power Pool (SAPP) z lat 2014–2021.
Studium przypadku zakłada również połączenie systemu hybrydowego z siecią krajową o maksymalnej mocy wyjściowej 126 MW. Ponadto artykuł proponuje „liniowy model programowania dla optymalnego wymiarowania/harmonogramowania hybrydowego systemu hydro-FPV”.
W latach suchych hybrydyzacja elektrowni wodnych z FPV może zrekompensować zmniejszoną produkcję energii wodnej, co skutkuje 4% wzrostem rocznych zysków producenta. Jednak w latach deszczowych hybrydyzacja elektrowni wodnych z FPV nie okazała się ekonomicznie wykonalna, podczas gdy w latach medianowych można osiągnąć jedynie nieznaczny wzrost rocznych zysków producenta (mniej niż 0.1%), ze względu na ograniczenia przepustowości sieci w zakresie możliwości uczestnictwa FPV w rynku spot w godzinach szczytu cenowego. „Co więcej, zaobserwowano, że system hydro-GPV generuje wyższe roczne zyski producenta w porównaniu z systemem hydro-FPV we wszystkich analizowanych scenariuszach (około 13–18%)”, zauważono w artykule.
Wyniki badań są dostępne w raporcie „Techno-ekonomiczna wykonalność hybrydowych systemów hydro-FPV w Afryce Subsaharyjskiej w różnych warunkach rynkowych”, opublikowanym w OZE.
„Wyniki podkreślają wpływ różnych schematów rynkowych i różnych lat pogodowych na wymiarowanie i działanie hybrydowego systemu. Jednak w długoterminowym modelowaniu solidność wyników można poprawić, włączając metody optymalizacji stochastycznej do analizy techniczno-ekonomicznej hybrydowych systemów FPV” – podsumowali badacze.
Źródło z magazyn pv
Zastrzeżenie: Informacje podane powyżej są dostarczane przez pv magazine niezależnie od Cooig.com. Cooig.com nie składa żadnych oświadczeń ani gwarancji co do jakości i niezawodności sprzedawcy i produktów.
