Haben Wind und Sonne während Wintersturm Uri die erwartete Stromlieferung übertroffen?

Die Windproduktion übertraf alle Prognosekennzahlen, die Solarproduktion übertraf die kurzfristigen Prognosen, aber nicht die Betriebsprognosen.

TL;DR: Am 15.2. übertrafen sowohl Sonne als auch Wind die kurzfristigen Prognosen, die die örtlichen Betriebsbedingungen nicht berücksichtigen. Die operative Windvorhersage war für den ganzen Tag um etwa 60 % niedrig, anscheinend aufgrund einer konservativen Anwendung der in die Vorhersage eingebauten Vereisungsdrosselung . Die operative Solarprognose war etwa 20 % hoch, da ERCOT keine Solarprognose für das Netz unter extremen/Notfallbedingungen prognostiziert.

Was bedeutet „Prognose“ in diesem Zusammenhang? Offensichtlich sind Sonne und Wind wetterabhängige Ressourcen, was den größten Einfluss auf die prognostizierten Mengen hat. Die Betriebsprognose berücksichtigt jedoch auch technische Probleme und unerwartete Abschaltungen – Dinge, die über die reine Verfügbarkeit von Wind und Sonnenschein hinausgehen (in der kurzfristigen Prognose). Aufgrund der landesweit relativ geringen Kapazität sind Solarprognosen nicht in der Notfallplanung enthalten und wurden daher während der Veranstaltung nicht aktualisiert. Da der Sturm bereits in der Vorhersage berücksichtigt wurde, deutet die Tatsache, dass er diese Vorhersage übertroffen hat, darauf hin, dass er weniger technischen Herausforderungen ausgesetzt war als erwartet. Letztlich sagt das mindestens genauso viel über die Prognosemethodik aus wie über die Leistungsfähigkeit von Windkraftanlagen in Texas.

Was hat die Stromausfälle verursacht? Dies wird noch im Detail untersucht, aber die wichtigsten Faktoren scheinen zu sein, dass sowohl die Last als auch die Ausfälle unterschätzt wurden. Wind hat die Eventualerwartungen übertroffen. Ausfallschätzungen beinhalten keine Solarenergie.

ERCOT, der Netzbetreiber, der den größten Teil von Texas abdeckt, stellt eine Reihe detaillierter Erzeugungsberichte für alle Ressourcen im texanischen Netz bereit, einschließlich stündlicher Werte für die prognostizierte und tatsächliche Produktion aus Wind- und Solarressourcen . Die Daten werden stündlich mit den Daten der letzten 48 Stunden aktualisiert. Die Dateien liefern Rohdaten, die ich unten gezeichnet und erklärt habe:

Wind

Solar

Prognosedefinitionen und Methodik

Aus dem ERCOT-Glossar mit einigen anderen Quellenangaben.

• COP HSL: aktuelle Betriebsplanobergrenze. Die "maximale nachhaltige Energieerzeugungsfähigkeit der Ressource". Die COP HSL ist eine siebentägige Vorhersage, die täglich um 14:30 Uhr aktualisiert wird. Per Definition ist die HSL gleich oder niedriger als die kurzfristigen Prognosen. Es berücksichtigt Faktoren, die für jede Ressource spezifisch sind, würde also jede Ressource ausschließen, die für Reparatur, Wartung usw. offline ist. Dies ist das, was ERCOT plant, weil es Dinge über jede Ressource berücksichtigt, von denen sich ERCOT darauf verlassen würde, dass der Betreiber sie informiert.
• STWPF: Kurzfristige Windleistungsprognose. Diese Schulungspräsentation von ERCOT enthält weitere Einzelheiten: „Statistisch ‚wahrscheinlichste‘ Prognose des Produktionspotenzials für jede Ressource zur Winderzeugung.“ Per Definition besteht eine Wahrscheinlichkeit von 50 %, dass die tatsächliche Produktion diesen Wert überschreitet.
• STPPF: Kurzfristige Photovoltaikleistungsprognose. Wie die kurzfristige Windprognose, die Menge an Strom, die „wahrscheinlich“ von PV-Ressourcen im Netz produziert wird – per Definition besteht eine Wahrscheinlichkeit von 50 %, dass die tatsächliche Produktion diesen Wert übersteigt.

Die Dokumentation des Prognoseprozesses weist darauf hin, dass die kurzfristigen Prognosen intern von ERCOT erstellt und den QSEs (qualifizierte Planungseinheiten – wer auch immer im Netz tätig ist und für jede Erzeugungsressource bezahlt wird) zur Verfügung gestellt werden, die sie verwenden, um die „Betriebsprognose“ zu erstellen – - der COP HSL.

Der Windvorhersageprozess beinhaltet zwei verschiedene Derating-Faktoren für Extremwetter, die speziell die Wahrscheinlichkeit berücksichtigen, dass Turbinen aufgrund von Vereisung vom Netz gehen. Die Solarvorhersage berücksichtigt das Wetter, scheint jedoch die Schneeansammlung auf den Paneelen nicht zu berücksichtigen.

Kommentar

Wind. Ohne zusätzliche Kommentare von ERCOT scheint es, dass ERCOT-Prognostiker und Windbetreiber bei der Anwendung der Extremwetterabschläge etwas konservativ waren, als sie ihre Produktionsprognosen aktualisierten, und die tatsächliche Produktion am Ende beide Prognosemetriken bei weitem überstieg. Es gibt keinen umfassenden Vergleich zwischen tatsächlichen und prognostizierten Werten, den ich finden konnte, aber eine stichprobenartige Überprüfung an einigen anderen Tagen zeigt, dass die tatsächlichen Werte in der Regel innerhalb von etwa +15 % der Prognose liegen, was wir angesichts der Definition von erwarten könnten die Vorhersage.

Solar. In diesem Fall sieht es so aus, als hätte ERCOT die Schneeansammlung bei der Herabstufung ihrer Prognose berücksichtigt, die etwas weniger als die tatsächliche Produktion ausmachte. Da jedoch (und ich spekuliere hier) das Prognoseverfahren die Schneeanhäufung nicht zu berücksichtigen scheint, haben die PV-Betreiber ihre Prognosen nicht angemessen herabgesetzt. Dies scheint auf einen Mangel im Verfahren hinzudeuten, da die Betriebspläne definitionsgemäß die kurzfristige Prognose nicht überschreiten sollten.

Was also hat die rollenden Stromausfälle verursacht?

Natürlich wird es darüber eine detaillierte Obduktion geben, aber wir können sagen, dass Wind und Sonne sicherlich nicht die wichtigsten Faktoren waren . Die blaue Linie in diesem Echtzeitdiagramm zeigt die verfügbare Standardkapazität (ohne die Betriebsreserven , die zur Reaktion auf akute Ausfälle eingesetzt werden) abzüglich der tatsächlichen Last – jedes Mal, wenn die blaue Linie unter Null fällt, gibt es Probleme. Hier ist das Diagramm für den 15. Februar, das den Wert am Tiefpunkt um 17:13 Uhr zeigt:

ERCOT prognostiziert die Last und die nicht regelbare Erzeugung (Wind und Sonne) auf einer Reihe von Zeitskalen, um vorherzusagen, wie viel Energie auf Tages- und Stundenbasis benötigt wird, und legt dann die Preise anhand der Betriebsreserve-Nachfragekurve fest . Diese Kurve bestimmt den Preis pro MWh, der auf dem Markt bezahlt wird, und steigt, wenn die Kapazität begrenzt wird. Das Maximum ist auf 9.000 $ pro MWh festgelegt, was als VOLL-Wert der verlorenen Last gilt. Irgendwann ist die Stromerzeugung zu teuer und Stromausfälle billiger. ERCOT hat entschieden, dass 9.000 $ der Preis ist, zu dem dies geschieht. Die Absicht des Systems besteht darin, Anreize für mehr verfügbare Kapazität zu schaffen, wenn dieser Preis steigt, um sicherzustellen, dass die blaue Linie auf einer ausreichenden Höhe über Null bleibt.

Am 15. Februar erreichten die Preise den ganzen Tag über 9.000 $ , und dennoch waren fortlaufende Stromausfälle erforderlich, um das System vor dem Zusammenbruch zu bewahren. Dies bedeutet, dass eines von drei Dingen schief gelaufen ist:

1. Die Lastprognose war zu niedrig, was bedeutet, dass mehr Kapazität benötigt wurde als erwartet?

Das Energieberatungsunternehmen ICF hat eine Analyse der verschiedenen langfristigen Prognosen von ERCOT für den Winter durchgeführt und diese Tabelle erstellt:

Dies zeigt, dass die Last unter extremen Bedingungen um 7,3 GW oder etwa 13 % der Normallast unterschätzt wurde.

Answer: Yes

2. Die Solar- und Windprognose war zu niedrig, was bedeutet, dass weniger Kapazität als erwartet verfügbar war?

Wie oben besprochen, entfiel der Sturm auf die Windvorhersage, und die Sonnenvorhersage schien sich im Laufe des Tages selbst zu korrigieren. Diese Prognosen waren am Ende zu konservativ – das System erwartete, dass weniger Wind und Sonne zur Verfügung stehen würden, als tatsächlich vorhanden waren.

Answer: No

3. Die VOLL ist zu niedrig und die Erzeuger hatten keinen ausreichenden Anreiz, online zu bleiben?

Offensichtlich hätten die Erzeuger nicht bis zum 14. Februar gewartet, um den Preis zu sehen, und dann Änderungen an der Infrastruktur vorgenommen, damit sie trotz der Kälte am nächsten Tag Strom produzieren können. Das Marktdesign soll sie mit dem Reiz hoher Preise locken, sich rechtzeitig vorzubereiten und im Voraus etwas Geld auszugeben, damit sie bereit sind, Preisspitzen auszunutzen. Angesichts der Tatsache, dass es in weitaus kälteren Teilen des Landes keine Ausfälle gab, ist klar, dass die Technologie, die erforderlich ist, um während solcher Stürme online zu bleiben, verfügbar und kostengünstig ist. Wenn also die VOLL höher gewesen wäre, hätten sie vielleicht vorausgeplant und dies getan? Zumal 2011 etwas Ähnliches passiert war?

Answer: It's complicated

Ja, laut Daten des Electric Reliability Council of Texas ( ERCOT ) haben Windquellen ihre für Montag prognostizierte Produktion deutlich übertroffen, während Solarquellen ihre Prognosen leicht übertroffen haben. Insgesamt scheint Wind die stündlichen Vorhersagen um durchschnittlich etwa 1000 MW und Solar die stündlichen Vorhersagen um durchschnittlich etwa 15 MW übertroffen zu haben.

ERCOT führt Aufzeichnungen über Prognosen und Generierungen auf ihrer Website hier . Auf dieser Seite gibt es Links zu „Solarstromerzeugung – stündlich gemittelte tatsächliche und prognostizierte Werte“ und „Windstromerzeugung – stündlich gemittelte tatsächliche und prognostizierte Werte“, die CSV-Dateien mit fortlaufenden stündlichen Erzeugungs-/Prognosedaten für die letzten Tage enthalten .

Ich habe die letzten hochgeladenen Dateien für den 16.02. für Wind- und Solarenergie heruntergeladen, und unten sind die Daten für Montag, den 15.02. Diese Dateien haben eine Reihe von Spalten, aber ich habe nur die relevanten unten eingefügt:

• DELIVERY_DATE und HOUR_ENDING sind die Uhrzeit/das Datum, für die bzw. das die Daten gelten
• ACTUAL_SYSTEM_WIDE ist die von ERCOT aufgezeichnete tatsächliche Produktion für eine bestimmte Stunde, gemessen in MW
• STWPF_SYSTEM_WIDE und STPPF_SYSTEM_WIDE sind die kurzfristige Windleistungsprognose (STWPF) und die kurzfristige Photovoltaikleistungsprognose (STTPF) für eine bestimmte Stunde (siehe ERCOT- Glossar für ihre Liste der Akronyme, sie haben viele), gemessen in MW
• Der Unterschied ist eine Spalte, die ich berechnet habe, um den Vergleich der tatsächlichen/voraussichtlichen Produktion zu erleichtern. Es ist nur die Differenz zwischen der tatsächlichen und der prognostizierten Produktion. Positive Werte bedeuten also, dass die tatsächliche Produktion die prognostizierte Produktion übersteigt, und negative Werte bedeuten, dass die tatsächliche Produktion die prognostizierte Produktion nicht erfüllt hat.

Wind, Dateinamecdr.00013028.0000000000000000.20210216.235521.WPPHRLYAVGACTNP4732

DELIVERY_DATE       HOUR_ENDING ACTUAL_SYSTEM_WIDE  STWPF_SYSTEM_WIDE   Difference
02/15/2021          1           5349.97             3815.6              1534.37
02/15/2021          2           5204.78             3734.4              1470.38
02/15/2021          3           5154.51             3697.9              1456.61
02/15/2021          4           5214.14             3666.8              1547.34
02/15/2021          5           4827.79             3238.6              1589.19
02/15/2021          6           4612.36             2910.4              1701.96
02/15/2021          7           4300.11             2620.2              1679.91
02/15/2021          8           4512.09             2722.7              1789.39
02/15/2021          9           4408.57             2682.2              1726.37
02/15/2021          10          4386.19             2725.5              1660.69
02/15/2021          11          3968.91             2413.7              1555.21
02/15/2021          12          3185.68             1932.7              1252.98
02/15/2021          13          2605.37             1602.1              1003.27
02/15/2021          14          2536.77             1655.9               880.87
02/15/2021          15          2322.94             1523.7               799.24
02/15/2021          16          1944.04             1302.4               641.64
02/15/2021          17          1690.28             1206.6               483.68
02/15/2021          18          1185.21              882                 303.21
02/15/2021          19           788.31              604.8               183.51
02/15/2021          20           648.5               410.2               238.3
02/15/2021          21           807.37              467.8               339.57
02/15/2021          22          1022.71              656.6               366.11
02/15/2021          23          1227.61              860.4               367.21
02/15/2021          24          1492.12             1100.9               391.22

Solar, Dateinamecdr.00013483.0000000000000000.20210216.235515.PVGRHRLYAVGACTNP4737

DELIVERY_DATE   HOUR_ENDING ACTUAL_SYSTEM_WIDE  STPPF_SYSTEM_WIDE   Difference  
02/15/2021      1              0.01                0                   0.01
02/15/2021      2              0.01                0                   0.01
02/15/2021      3              0.01                0                   0.01
02/15/2021      4              0.01                0                   0.01
02/15/2021      5              0.01                0                   0.01
02/15/2021      6              0.01                0                   0.01
02/15/2021      7              0.01                0                   0.01
02/15/2021      8             43.17               94                 -50.83
02/15/2021      9            558.95              925.3              -366.35
02/15/2021      10          1189.93             2022.2              -832.27
02/15/2021      11          1823.54             1948.1              -124.56
02/15/2021      12          2277.99             2113.9               164.09
02/15/2021      13          2670.41             2374.9               295.51
02/15/2021      14          2829.34             2464.5               364.84
02/15/2021      15          2786.21             2433.8               352.41
02/15/2021      16          2553.12             2380.2               172.92
02/15/2021      17          2307.64             1940.1               367.54
02/15/2021      18           987.29             1005.7               -18.41
02/15/2021      19           106.59               78.7                27.89
02/15/2021      20             0                   0                   0
02/15/2021      21             0                   0                   0
02/15/2021      22             0                   0                   0
02/15/2021      23             0                   0                   0
02/15/2021      24             0                   0                   0

Technisch ja, aber nicht so, wie Sie vielleicht denken.

Hier die Daten für die gesamte Stromerzeugung im ERCOT-Netz:

Die Kaltfront kam in der Nacht des 8. auf und Sie können sehen, wie die Winderzeugung sofort große Probleme hatte und drastisch abfiel, aber die anderen Quellen begannen, mehr zu erzeugen, um die Flaute und auch den erhöhten Bedarf von Menschen, die Wärme benötigten, auszugleichen. Es wurde stetig kälter und kälter, bis es am 15. so kalt war, dass Wasser in Rohren und an verschiedenen Sensoren gefrierte und alle drei anderen großen Stromquellen gleichzeitig große Probleme hatten. Nicht so schlimm wie Wind, selbst mit den Einbrüchen, Kohle lag auf dem Ausgangswert, Gas immer noch 2X darüber und Atomkraft nur 25 % niedriger, aber es war nicht genug für die gestiegene Nachfrage.

Nun verdrehen beide Seiten die Fakten zu ihren Gunsten. Die eine Seite sagt, dass der Wind „die Erwartungen übertroffen hat“, technisch hat er die Prognose für den Tag übertroffen, aber nur, weil die Prognose bereits die gesamte Offline-Kapazität berücksichtigt hatte. Es ist, als würde sich ein Mitglied Ihres Staffelteams während eines Rennens ein Bein brechen, aber sagen: "Schau, wie schnell er seinen Teil gesprungen ist". Und die andere Seite versucht, alles dem Wind zuzuschreiben, wenn ein flüchtiger Blick auf die Daten zeigt, dass der Rückgang in anderen Quellen am 15. mehr als die gesamte Winderzeugung vor dem 8. war.