Výzkumníci ve Švédsku zkoumali složité nelineární kompromisy mezi náklady na rozšíření kapacity a úrovní spolehlivosti mini-sítí FV mimo síť. A zjistili, že rozšíření kapacity založené pouze na minimalizaci nákladů může vést k několika problémům se spolehlivostí.
Vědci ze švédské Chalmers University of Technology se snažili definovat optimální plánování rozšíření kapacity pro mimosíťové fotovoltaické mini-sítě ve venkovské Etiopii. A zjistili, že mohou existovat vážné problémy při dosahování nákladové efektivity a spolehlivosti zároveň.
„Značný počet mini-sítí nasazených v oblastech rozvojových zemí mimo síť má vážné problémy se spolehlivostí,“ vysvětlil akademik v dokumentu „Dlouhodobé plánování optimálního rozšíření kapacity pro provozní mini-síť FV mimo síť v africký venkov za různých scénářů vývoje poptávky“. Ten se nedávno zveřejnil v Energy for Sustainable Development.
„Základem problému s nedostatkem kapacity je nepřesná počáteční vyhodnocení poptávky a následné poddimenzování mini-sítí. Mnoho mini-sítí je navrženo pomocí statických a umělých profilů zatížení za předpokladu, že současná úroveň spotřeby zákazníků odráží jejich budoucí energetické potřeby.“
Vědci zkoumali případovou studii mini-sítě fungující v malém městečku Omorate, které se nachází v jižní Etiopii. Odběratelé této mini-sítě měli v roce 2022 poptávku 638,8 MWh, z čehož 250 MWh, tedy 40 %, nebylo uspokojeno.
Tento systém má kapacitu 375 kW a skládá se z FV systému, konvertorů, sledovačů maximálního výkonu (MPPT), akumulačního systému využívajícího pět LiFePO4 bateriových sad o celkové jmenovité skladovací kapacitě 600 kWh, dieselagregátu s výkonem 100 kW, rozvodnou desku a zátěže.
Nelineární kompromis FV sítí a její posuzování
Pomocí optimalizačního softwaru HOMER Pro předpokládali tři scénáře rozšíření pro mini-síť. Ve všech scénářích se povolil maximální roční nedostatek 10 %.
V prvním scénáři se rozšíření systému koncipovalo tak, aby vyhovovalo současným požadavkům. A to odhadem v průměru na 1 750 kWh/den a 639 MWh/rok. Druhý scénář předpokládal 5 % roční tempo růstu poptávky. Což má za následek denní a roční poptávku 3 039 kWh a 1 109 MWh. Třetí scénář předpokládal 15 % roční tempo růstu poptávky pouze pro podnikové a produktivní uživatele, v součtu denní a roční poptávky 4 075 kWh a 1 487 MWh.
Prostřednictvím své analýzy vědci zjistili, že třetí scénář má nejnižší úroveň nákladů na elektřinu (LCOE), 9,31 Kč/kWh. První scénář vedl k LCOE 20,44 Kč/kWh a druhý 13,64 Kč/kWh. Průměrná cena elektřiny, kterou v současnosti platí domácnosti v této oblasti, však byla 0,69 Kč/kWh. Což znamená, že výnosy z prodeje elektřiny nemusí být schopny pokrýt náklady na expanzi.
„Zjištění zdůrazňují dva důležité body,“ píše se v dokumentu. „Za prvé, finanční životaschopnost rozšiřování kapacity mini-sítě silně závisí na cenách elektřiny. Za druhé, zajištění finanční životaschopnosti mini-sítí mimo síť v Etiopii vyžaduje navržení systémů na podporu produktivního využívání elektřiny a zavedení vhodných pobídkových mechanismů a restrukturalizace tarifů.“
Výzkumy a zjištění
Výzkumníci v dokumentu vysvětlili, že scénář rozšíření o 15 % bude nejnákladnější na dokončení s celkovými náklady 170 mil. Kč. 5 % rozšíření bude stát 136 mil. Kč a scénář splnění poptávky bude stát 97 mil. Kč.
Jejich zjištění také ukazují, že ve všech scénářích představuje rozšíření baterie většinu celkových nákladů na rozšíření kapacity, a to 52 %, 62 % a 73 %.
Vždy se doporučuje používat baterie s větší kapacitou, aby vyhovovaly dané elektrické zátěži. Větší baterie však také zvyšuje náklady na systém, uvedli vědci. „Naopak, rozšíření mini-sítě pouze na základě minimalizace nákladů nemusí přinést požadovanou spolehlivost. To zdůrazňuje významný nelineární kompromis mezi minimalizací nákladů na rozšíření kapacity a maximalizací úrovně spolehlivosti.“
,,Ačkoli ne všechny, mnoho zjištění studie má vysoký stupeň zobecnění na kontext tropické východní Afriky a dalších rozvojových regionů obecně,“ uzavřel dokument.
Zdroj: pv-magazine, Vapol
