2020, une année en revue

Le Bien

Depuis 2010, la proportion de manufacturing à partir du charbon et du pétrole a considérablement diminué, étant remplacée par la manufacturing à partir de l’énergie éolienne et solaire (Fig. 1). En avril, la manufacturing solaire a culminé à 9,68 GW, répondant à près de 30 % de la demande britannique et dépassant le précédent report de 9,55 GW établi en mai 2019. De même, cette année, le le système a fonctionné sans charbon pendant 67 jours droite, la plus longue interruption depuis 1970. En 2019, elle n’a duré que 18 jours (Fig. 2). Alors que le gouvernement vise 40 GW d’énergie éolienne offshore d’ici 2030 et que le Livre blanc sur l’énergie avance l’élimination progressive du charbon de 2025 à 2024, cette tendance devrait se poursuivre.

L’essor de la manufacturing renouvelable réduit l’intensité carbone du réseau. En conséquence, le 17 août, GB electricité était à son niveau le plus « vert » jamais enregistré avec seulement 57 gCO2/kWh. Cependant, notre moyenne annuelle reste élevée, à 222 gCO2/kWh, par rapport à notre objectif 2030 de 100 gCO2/kWh (Fig. 3). À première vue, cela peut sembler un défi de taille, même si le chemin parcouru par rapport aux 336 gCO2/kWh de 2015 est encourageant.

Les sources de manufacturing à faible coût marginal font baisser les prix de gros en raison de la cannibalisation des prix. En décembre dernier, pour la première fois, du jour au lendemain vente aux enchères à la veille enregistré prix négatifs en raison de la faible demande et de la forte manufacturing éolienne. Nous nous attendons à ce que cela devienne un phénomène régulier, comme nous l’avons vu tout au lengthy de l’année 2020 (Fig. 4). Dans trois cas au cours du mois de mai, les prix demi-horaires au Royaume-Uni pour l’approvisionnement journalier sont devenus négatifs pendant plus de 12 heures. Bien que les prix négatifs constituent un risque necessary pour les producteurs d’énergies renouvelables dont les investissements sont soutenus par les CfD, ils constituent une opportunité pour le stockage et tous les autres propriétaires d’actifs distribuables ; surtout ceux avec des tarifs agiles. Par rapport aux années précédentes, le prix du système est également plus souvent négatif pendant la nuit et pendant la journée en été (Fig. 5).

Le mauvais

En plus de l’augmentation des périodes de prix négatifs, une hausse prévue des coûts des matières premières (malgré l’impression immédiat de la COVID-19) entraînera des prix de gros plus élevés. Cela s’explique par le fait que la supply marginale de manufacturing est le gaz. Nous avons déjà connu ces hausses de prix alors que les marges étaient serrées aux heures de pointe.

Étanchéité du système conduira à exceptionnellement élevé prix. L’hiver dernier, Nationwide Grid ESO (NGESO) a publié deux avis de marge pour l’électricité (EMN) les 4 et 5 novembre entre 16h30 et 18h30. Il s’agissait des premiers REM depuis 2016. La faible marge était probablement due à la baisse de la manufacturing éolienne (un peu plus de 3 GW) et aux pannes planifiées et imprévues des principales centrales thermiques. Les CCGT et le charbon ont compensé le déficit qui a conduit à exceptionnellement élevé pour la journée à venir et prix du système — mise en évidence le besoin de sources de flexibilité moins coûteuses à grande échelle, comme le stockage et la réponse à la demande.

Plus tôt cette année, le 4 mars, le prix du système a grimpé à 2 242 £/MWh pendant la période de règlement (SP) 37, entre 18h00 et 18h30. Cela s’est produit parce que le vent générait environ 2 GW de moins que les prévisions de NGESO et 4,4 GW de moins que la veille. Pour rappel, le prix moyen du système au cours du SP37 et du SP38 en 2019 était respectivement de 54,50 £/MWh et 53,00 £/MWh, et de 28,20 £/MWh et 29,20 £/MWh en 2020. Dans ce cas, NGESO a fait appel à son experience à court docket terme. réserve d’exploitation (STOR), ce qui signifie que le prix du système a été calculé en utilisant la probabilité de perte de cost et le prix de rareté de réserve, actuellement fixé à 6 000 £/MWh. Depuis 2002, les 10 prix du système les plus élevés se sont produits sur 4 jours et tous au cours des 4 dernières années (tableau 1). Un nouvel essai lancé par NGESO destiné à utiliser des piles dans le mécanisme d’équilibrage pour répondre au besoin de réserve nous espérons qu’elle constituera une various économique à l’utilisation des CCGT pour plus de flexibilité.

De plus, NGESO a publié deux avis de marché de capacité (CM) en raison de la chute de la marge en dessous du seuil fixé dans les règles CM. L’avis de septembre était le premier avertissement en deux ans. Bien que cela puisse sembler inhabituel pour une journée chaude de septembre, cela met en évidence le défi d’équilibrer le réseau lorsque les niveaux de manufacturing renouvelable augmentent et que la demande de transport est très faible (Tableau 2).

Ce mois-ci, un avis de marché de capacité a été publié automobile les prévisions de manufacturing éolienne étaient bien inférieures à la normale, il y avait une faible disponibilité de manufacturing de charbon et de CCGT pour compenser, et tout cela coïncidait avec les basses températures prévues conduisant à la prévision de demande de pointe la plus élevée de l’hiver jusqu’à présent. , 46 GW.

Ces dernières années, les niveaux croissants de manufacturing intégrée ont posé des problèmes d’équilibrage. Cette année le demande exceptionnellement faible (Fig. 6) sur le réseau de transport, le confinement a accentué ce défi d’équilibrage. En réponse rapide, NGESO a développé le système de gestion facultative de flexibilité vers le bas (ODFM) pour les producteurs distribués qui ne participent pas au marché d’équilibrage, afin de recevoir des paiements soit pour baisser la manufacturing, soit pour augmenter la consommation. Ce service a été sollicité cinq fois, ce qui a coûté NGESO (et indirectement les consommateurs) 12,3 thousands and thousands de livres sterling. Le prix moyen accepté pour les propriétaires d’actifs était d’environ 120 £/MW/h, provenant principalement d’actifs éoliens en Écosse et solaires dans le sud de l’Angleterre (Fig. 7).

Un effet d’une pénétration plus élevée des énergies renouvelables est baisse des niveaux d’inertie que la NGESO a dû gérer. En conséquence de inertie du système en baisse l’équilibrage du système a été coûteux (Fig. 8).

En réponse à cela, NGESO lancé Confinement Dynamique (DC), le premier de trois nouveaux produits à réponse en fréquence à motion plus rapide. Le DC est conçu pour fonctionner après une panne, c’est-à-dire pour être déployé après un écart de fréquence necessary. Ces produits à réponse en fréquence à motion plus rapide sont nécessaires automobile la fréquence du système est s’éloigner plus rapidement de 50 Hz en raison des déséquilibres. Avec des prix d’équilibre légèrement inférieurs à 17 £/MW/heure, la valeur des contrats DC est environ le double du prix moyen pondéré en quantity des produits qu’ils sont censés remplacer. mais NGESO vise à acheter 1 GW de service l’année prochaine. Les deux prochains produits seront la régulation dynamique et la modération dynamique.

L’introduction du confinement dynamique en octobre a laissé un déficit (Fig. 9) entre la demande du réseau pour les FFR et l’offre sur le marché et, par conséquent, les prix ont légèrement rebondi lors des enchères mensuelles (Fig. 10).

Résumé

Ces nouveaux providers conduisent à croissant Companies d’équilibrage Utilisation des frais du système (BSUOS — Fig. 11). Rien que cette année, NGESO a dépensé plus de 700 thousands and thousands de livres sterling pour équilibrer le système pendant la période de confinement. Ceci fait toujours l’objet d’une enquête de l’Ofgem.

Covid-19 a donné une idée de la manière dont le réseau pourrait être géré dans un système avec des niveaux élevés de manufacturing renouvelable intégrée. À l’avenir, à mesure que la manufacturing renouvelable proceed d’augmenter et que le chauffage et les transports sont électrifiés, il y aura un besoin encore plus grand de flexibilité sur le réseau — à la fois pour équilibrer le système en temps réel et pour assurer la sécurité du système lorsque l’inertie est limitée. Cela jouera un rôle essentiel pour que le Royaume-Uni atteigne son objectif de zéro émission nette d’ici 2050.

Le Bien

Depuis 2010, la proportion de manufacturing à partir du charbon et du pétrole a considérablement diminué, étant remplacée par la manufacturing à partir de l’énergie éolienne et solaire (Fig. 1). En avril, la manufacturing solaire a culminé à 9,68 GW, répondant à près de 30 % de la demande britannique et dépassant le précédent report de 9,55 GW établi en mai 2019. De même, cette année, le le système a fonctionné sans charbon pendant 67 jours droite, la plus longue interruption depuis 1970. En 2019, elle n’a duré que 18 jours (Fig. 2). Alors que le gouvernement vise 40 GW d’énergie éolienne offshore d’ici 2030 et que le Livre blanc sur l’énergie avance l’élimination progressive du charbon de 2025 à 2024, cette tendance devrait se poursuivre.

L’essor de la manufacturing renouvelable réduit l’intensité carbone du réseau. En conséquence, le 17 août, GB electricité était à son niveau le plus « vert » jamais enregistré avec seulement 57 gCO2/kWh. Cependant, notre moyenne annuelle reste élevée, à 222 gCO2/kWh, par rapport à notre objectif 2030 de 100 gCO2/kWh (Fig. 3). À première vue, cela peut sembler un défi de taille, même si le chemin parcouru par rapport aux 336 gCO2/kWh de 2015 est encourageant.

Les sources de manufacturing à faible coût marginal font baisser les prix de gros en raison de la cannibalisation des prix. En décembre dernier, pour la première fois, du jour au lendemain vente aux enchères à la veille enregistré prix négatifs en raison de la faible demande et de la forte manufacturing éolienne. Nous nous attendons à ce que cela devienne un phénomène régulier, comme nous l’avons vu tout au lengthy de l’année 2020 (Fig. 4). Dans trois cas au cours du mois de mai, les prix demi-horaires au Royaume-Uni pour l’approvisionnement journalier sont devenus négatifs pendant plus de 12 heures. Bien que les prix négatifs constituent un risque necessary pour les producteurs d’énergies renouvelables dont les investissements sont soutenus par les CfD, ils constituent une opportunité pour le stockage et tous les autres propriétaires d’actifs distribuables ; surtout ceux avec des tarifs agiles. Par rapport aux années précédentes, le prix du système est également plus souvent négatif pendant la nuit et pendant la journée en été (Fig. 5).

Le mauvais

En plus de l’augmentation des périodes de prix négatifs, une hausse prévue des coûts des matières premières (malgré l’impression immédiat de la COVID-19) entraînera des prix de gros plus élevés. Cela s’explique par le fait que la supply marginale de manufacturing est le gaz. Nous avons déjà connu ces hausses de prix alors que les marges étaient serrées aux heures de pointe.

Étanchéité du système conduira à exceptionnellement élevé prix. L’hiver dernier, Nationwide Grid ESO (NGESO) a publié deux avis de marge pour l’électricité (EMN) les 4 et 5 novembre entre 16h30 et 18h30. Il s’agissait des premiers REM depuis 2016. La faible marge était probablement due à la baisse de la manufacturing éolienne (un peu plus de 3 GW) et aux pannes planifiées et imprévues des principales centrales thermiques. Les CCGT et le charbon ont compensé le déficit qui a conduit à exceptionnellement élevé pour la journée à venir et prix du système — mise en évidence le besoin de sources de flexibilité moins coûteuses à grande échelle, comme le stockage et la réponse à la demande.

Plus tôt cette année, le 4 mars, le prix du système a grimpé à 2 242 £/MWh pendant la période de règlement (SP) 37, entre 18h00 et 18h30. Cela s’est produit parce que le vent générait environ 2 GW de moins que les prévisions de NGESO et 4,4 GW de moins que la veille. Pour rappel, le prix moyen du système au cours du SP37 et du SP38 en 2019 était respectivement de 54,50 £/MWh et 53,00 £/MWh, et de 28,20 £/MWh et 29,20 £/MWh en 2020. Dans ce cas, NGESO a fait appel à son experience à court docket terme. réserve d’exploitation (STOR), ce qui signifie que le prix du système a été calculé en utilisant la probabilité de perte de cost et le prix de rareté de réserve, actuellement fixé à 6 000 £/MWh. Depuis 2002, les 10 prix du système les plus élevés se sont produits sur 4 jours et tous au cours des 4 dernières années (tableau 1). Un nouvel essai lancé par NGESO destiné à utiliser des piles dans le mécanisme d’équilibrage pour répondre au besoin de réserve nous espérons qu’elle constituera une various économique à l’utilisation des CCGT pour plus de flexibilité.

De plus, NGESO a publié deux avis de marché de capacité (CM) en raison de la chute de la marge en dessous du seuil fixé dans les règles CM. L’avis de septembre était le premier avertissement en deux ans. Bien que cela puisse sembler inhabituel pour une journée chaude de septembre, cela met en évidence le défi d’équilibrer le réseau lorsque les niveaux de manufacturing renouvelable augmentent et que la demande de transport est très faible (Tableau 2).

Ce mois-ci, un avis de marché de capacité a été publié automobile les prévisions de manufacturing éolienne étaient bien inférieures à la normale, il y avait une faible disponibilité de manufacturing de charbon et de CCGT pour compenser, et tout cela coïncidait avec les basses températures prévues conduisant à la prévision de demande de pointe la plus élevée de l’hiver jusqu’à présent. , 46 GW.

Ces dernières années, les niveaux croissants de manufacturing intégrée ont posé des problèmes d’équilibrage. Cette année le demande exceptionnellement faible (Fig. 6) sur le réseau de transport, le confinement a accentué ce défi d’équilibrage. En réponse rapide, NGESO a développé le système de gestion facultative de flexibilité vers le bas (ODFM) pour les producteurs distribués qui ne participent pas au marché d’équilibrage, afin de recevoir des paiements soit pour baisser la manufacturing, soit pour augmenter la consommation. Ce service a été sollicité cinq fois, ce qui a coûté NGESO (et indirectement les consommateurs) 12,3 thousands and thousands de livres sterling. Le prix moyen accepté pour les propriétaires d’actifs était d’environ 120 £/MW/h, provenant principalement d’actifs éoliens en Écosse et solaires dans le sud de l’Angleterre (Fig. 7).

Un effet d’une pénétration plus élevée des énergies renouvelables est baisse des niveaux d’inertie que la NGESO a dû gérer. En conséquence de inertie du système en baisse l’équilibrage du système a été coûteux (Fig. 8).

En réponse à cela, NGESO lancé Confinement Dynamique (DC), le premier de trois nouveaux produits à réponse en fréquence à motion plus rapide. Le DC est conçu pour fonctionner après une panne, c’est-à-dire pour être déployé après un écart de fréquence necessary. Ces produits à réponse en fréquence à motion plus rapide sont nécessaires automobile la fréquence du système est s’éloigner plus rapidement de 50 Hz en raison des déséquilibres. Avec des prix d’équilibre légèrement inférieurs à 17 £/MW/heure, la valeur des contrats DC est environ le double du prix moyen pondéré en quantity des produits qu’ils sont censés remplacer. mais NGESO vise à acheter 1 GW de service l’année prochaine. Les deux prochains produits seront la régulation dynamique et la modération dynamique.

L’introduction du confinement dynamique en octobre a laissé un déficit (Fig. 9) entre la demande du réseau pour les FFR et l’offre sur le marché et, par conséquent, les prix ont légèrement rebondi lors des enchères mensuelles (Fig. 10).

Résumé

Ces nouveaux providers conduisent à croissant Companies d’équilibrage Utilisation des frais du système (BSUOS — Fig. 11). Rien que cette année, NGESO a dépensé plus de 700 thousands and thousands de livres sterling pour équilibrer le système pendant la période de confinement. Ceci fait toujours l’objet d’une enquête de l’Ofgem.

Covid-19 a donné une idée de la manière dont le réseau pourrait être géré dans un système avec des niveaux élevés de manufacturing renouvelable intégrée. À l’avenir, à mesure que la manufacturing renouvelable proceed d’augmenter et que le chauffage et les transports sont électrifiés, il y aura un besoin encore plus grand de flexibilité sur le réseau — à la fois pour équilibrer le système en temps réel et pour assurer la sécurité du système lorsque l’inertie est limitée. Cela jouera un rôle essentiel pour que le Royaume-Uni atteigne son objectif de zéro émission nette d’ici 2050.