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市場調査レポート

エネルギーの商機は曇り空:配電網の間欠性管理技術を評価する

Cloudy with a Chance of Energy: Evaluating Technologies to Manage Grid Intermittency

発行 Lux Research 商品コード 252805
出版日 ページ情報 英文 33 Pages
納期: 即日から翌営業日
価格
こちらの商品の販売は終了いたしました。
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エネルギーの商機は曇り空:配電網の間欠性管理技術を評価する Cloudy with a Chance of Energy: Evaluating Technologies to Manage Grid Intermittency
出版日: 2012年09月18日 ページ情報: 英文 33 Pages

当商品の販売は、2018年07月02日を持ちまして終了しました。

概要

再生可能エネルギーが配電網に影響を与えることは、長らく電力事業が予測するところですが、とはいえ、その影響は利用可能なほど明確に定義も定量もされていません。

当レポートでは、「間欠性」を定義し、ベース負荷の最適構成や総電力量の30%を風力および太陽光発電で賄うために必要な新興技術を組み入れたフレキシブル発電を究明するほか、今日浮上している自動需要対応プログラムや天然ガス発電といった対応法のコスト利点や供給能力の限界を考察する最新の調査・分析情報をまとめ、概略以下の構成でお届けします。

エグゼクティブサマリー

  • 間欠性対策として、電力事業者は需要曲線に沿って再生可能エネルギー発電プロフィールを調整する必要がある
  • 均等化発電コスト(levelized cost of electricity:LCOE)は垂直統合電力コスト最小化の取り組みを反映する指標

市場展望

  • 間欠性再生可能エネルギー資源が電力事業者にもたらす固有の課題
    • それなりに準備されていない配電網には大混乱をもたらす発電の間欠性
    • 風力・太陽光発電基盤の急成長で間欠性管理を余儀なくされる事業者
  • 天然ガス、自動需要対応プログラム(autoDR)、蓄電を利用した風力・太陽光発電の間欠性発生メカニズム管理法に注目する
    • 風力と太陽光の間で大幅に異なる再生可能エネルギーの間欠性問題
    • 天然ガス、自動需要対応プログラム(autoDR)、蓄電を併用すれば、効果的な間欠性管理が可能になる
  • 間欠性緩和度はその原因および資源の即応性によって異なる
    • 再生可能エネルギーが配電網に与える影響への的確な対応には高い精度が求められる
    • 事業者の間欠性管理能力に影響するファクターは数多く存在する
  • 市場展望の結び

分析

  • 技術の生涯コストを理解するには、その実効性能を考慮に入れる必要がある
    • 資本コストのみでは各技術の均等化発電コストを判定できない
  • 天然ガスは既に確立された資源だが、自動需要対応プログラムや蓄電は未来を担う電力技術
    • 当社作成による年間の1日平均負荷数値モデルで間欠性関連コストを算定する
    • 気候に左右される季節および一日の需要プロフィール
  • 分析の結び

将来見通し

Lux Researchについて

巻末注

目次
Product Code: LRSGI-R-12-3

Utilities have long known that renewables will impact the grid, but have yet to define and quantify the impact in any usable way. In this report, we define intermittency and determine the optimal mix of baseload and flexible generation coupled with emerging technologies required to integrate more than 30% wind and solar generation into grid. Emerging automated demand response programs are the lowest cost option, but are limited to being capable of managing only the highest 2% of demand. At current natural gas prices, electricity can be generated by natural gas power plants cheaper than it can be stored and shifted by any grid storage technology. However, unbridled natural gas use with 30% renewables and no storage will unavoidably result in the curtailment of renewably generated electricity. To minimize curtailment, utilities will have to install enough grid storage to capture and shift at least 0.5% of the total electricity generated over the course of the year.

Table of Contents

  • Executive Summary
      • To Plan for Intermittency, Utilities Must Align Renewable Generation Profiles with Demand Curves
      • The Levelized Cost of Electricity (LCOE) Mirrors a Vertically Integrated Utility's Cost-minimization Approach
  • Landscape
    • Intermittent Renewable Energy Resources Present Unique Challenges to Utilities
      • Intermittent Generation Will Wreak Havoc on an Unprepared Grid
      • The Rapidly Growing Base of Wind and Solar is Forcing Operators to Manage Intermittency
    • We Focus on How the Intermittency Caused by Wind and Solar can be Managed by Natural Gas, autoDR, and Energy Storage
      • The Intermittency Issues Caused by Renewables Vary Significantly between Wind and Solar
      • Natural Gas, autoDR, and Energy Storage Together can Effectively Manage Intermittency
    • Intermittency Mitigation Varies between its Causes and the Responsiveness of a Resource
      • A High Level of Granularity is Required to Adequately Assess the Impact of Renewables on the Power Grid
      • Numerous Factors Impact the Operator's Ability to Manage Intermittency
    • Landscape Conclusions
  • Analysis
    • Understanding Technology Lifetime Costs Takes into Account its Performance Capabilities
      • Capital Costs Alone Do Not Dictate the LCOE of Each Technology
    • Natural Gas is the Status Quo, but AutoDR and Storage will Shoulder the Future Load
      • To Assess the Costs Associated with Intermittency, We Modeled Average Daily Loads throughout the Year
      • Climate Dictates Seasonal and Daily Demand Profiles
    • Analysis Conclusions
  • Outlook
  • About Lux Research
  • Endnotes
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