Tari G. ­ 12 June 2009

EU 2020Targets:Managing

integration of wind inthe Hungarian grid

Tari Gábor

CEO

Wind Energy the Facts

Workshop, 12.06.2009

Tari G. ­ 12 June 2009

2Contents

Hungarian Electric Power System –the facts

Generation mix

Consumption trends

Lack of flexibility

EU 2020 Targets –challenges

Feed­in tariff for RES & CHP

Changes from 2010

Role of wind generation

Conditions for further wind integration

Conclusion

Tari G. ­ 12 June 2009

3Electricity resources

big plants(>50 MW)

small plantsimport

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

1985 1990 1995 2000 2005

Gro

ss c

onsu

mpt

ion,

 GW

h

Tari G. ­ 12 June 2009

4Share of import

­5

0

5

10

15

20

25

30

1. 3. 5. 7. 9. 11. 1. 3. 5. 7. 9. 11. 1. 3. 5. 7. 9. 11. 1. 3. 5. 7. 9. 11. 1. 3. 5. 7. 9. 11. 1. 3. 5. 7. 9. 11. 1. 3. 5. 7. 9. 11.

%

2003         2004         2005         2006         2007     2008        2009

Tari G. ­ 12 June 2009

5Hungarian generation mix

Composition of Generation Capacity*

21%

57%

7%

15%

nuclear regulated not regulated small pp

*on31.12.2008

Tari G. ­ 12 June 2009

6Age of generation units

0

200

400600

8001000

1200

14001600

1800

<5 6­10 11­15 16­20 21­25 26­30 31­35 36­40 >41age group, year

nom

inal

 cap

acity

, MW

>50 MW <50 MW

Average of big units:     23.9 years

10,1%

16,2%

4,4%

1,6%

16,7%19,2%

12,3%

10,7%

8,7%

Average of small units: 10.3 yearsOverall average: 22.1

years

Tari G. ­ 12 June 2009

7Generation mix

Growing share of small (<50 MW) generators­mainly supported RES and CHP­not flexible

Volatile import share­matter of economy

Large share of nuclear­not flexible

No hydro, no storageControllable units are old

­inefficient, so losing market share­Reserve capacity is limited and expensive

Tari G. ­ 12 June 2009

8Development of net consumption

30

35

40

45

50

2005 2010 2015 2020 2025

1,5 %/a

0,5 %/a

TWh

Tari G. ­ 12 June 2009

9Development of net consumption

0,0

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

2500,0

3000,0

3500,0

4000,0

4500,0

I. II. III. IV. V. VI. VII. VIII. IX. X. XI. XII.

month

GWh

2005 2006 2007 2008 2009

Tari G. ­ 12 June 2009

10Winter and summer peaks

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Year

MW

Winter Summer

Tari G. ­ 12 June 2009

11Weekly maximum and minimum loads

y = 0,9524x + 3374,5

y = 1,8803x + 5438,6

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1 11 21 31 41 51 8 18 28 38 48 5 15 25 35 45 2 12 22 32 42 52 9 19 29 39 49 6 16 26 36 46 3 13 23 33 43 53

week

MW

2003     2004     2005     2006     2007     2008    2009

100 MW/a

50 MW/a

dr. Stróbl Alajos

Tari G. ­ 12 June 2009

12Consumption trends

Economic crisis­sudden decrease of demand (5­10%)­much slower increase in the future­larger share of domestic consumption, i.e.more volatility within the day

Equalizing summer and winter peak­less freedom in maintenance scheduling

Need for more flexibility­market products­ancillary services (reserves)

Tari G. ­ 12 June 2009

13Lack of flexible reserve power

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00 Time

MW

Nuclear <50 MW Non­regulated Regulated Import Min Max Load Schedule

Tari G. ­ 12 June 2009

14Lack of downward regulation on holiday

Tari G. ­ 12 June 2009

15Insufficient secondary reserve offers

45 %14 %31 %2007

43 %17 %26 %2006

34 %28 %6 %2008

92 %88 %22 %2009/I­V

39 %

Total

25 %

Regulation DOWN

14 %2005

Regulation       UPYear

Tari G. ­ 12 June 2009

16Lack of flexibility

Growing number of supported generators­feed­in tariff is counter­incentivizing for ASprovision

­CHP is determined by heat demand, tooHigh import share

­less controllable units are on­lineLarge share of nuclear

­reduction of production is limited, anduneconomic anyway

Conventional lignite and gas fired units are slowPump­storage, fast hydro, and such are missing

Tari G. ­ 12 June 2009

17EU 2020 Target –end­use energy

7,2%

8,7%

9,4%

10,3%

15,0%

16,0%

17,0%

17,8%

18,0%

20,5%

23,3%

28,5%

34,9%

39,8%

15%

20%

16%

23%

23%

25%

30%

24%

25%

31%

34%

38%

42%

49%

Poland

Spain

Bulgaria

France

Lithuania

Slovenia

Denmark

Romania

Estonia

Portugal

Austria

Finland

Latvia

Sweden

20202005

0,0%

0,9%

1,3%

2,2%

2,4%

2,9%

3,1%

4,3%

5,2%

5,8%

6,1%

6,7%

6,9%

10%

11%

15%

13%

14%

13%

16%

13%

17%

18%

13%

14%

18%

Malta

Luxemburg

UK

Belgium

Holland

Cyprus

Ireland

Hungary

Italy

Germany

Czech

Slovakia

Greece

20%

Tari G. ­ 12 June 2009

18Renewable electricity

0 500 1000 1500 2000 2500

Total

biomass

hydro

waste

wind

biogas

net electricity generation, GWh/a

2008200720062005200420032002

from gross electricity consumption

5,4%4,1%3,4%4,1%2,4%0,9%0,6%

Tari G. ­ 12 June 2009

19Feed­in tariff

Growing number of supported generators­feed­in tariff is counter­incentive for ASprovision

­CHP is determined by heat demand, too­even large CHPs and biomass co­firing largegenerators are included

High import share­less controllable units are on­line

Large share of nuclear­reduction of production is limited, anduneconomic anyway

Conventional lignite and gas fired units are slowPump­storage, fast hydro, and such are missing

Tari G. ­ 12 June 2009

20Changes from 2010

Termination of licences for feed­in tariff­small CHPs (gas engines)­old RES units

Re­evaluation, possible prolongation by HEOPlanned tender for new wind generationlicencesOther types of RES

­Goal is approximately 3 times moregeneration compared to current share (13%)

Tari G. ­ 12 June 2009

21Role of wind generation

Reduction of need for fossil fuel­decreasing import dependence­decreasing greenhouse gas emission­employment, tax payment in rural places

If well managed and technically up­to­date,then may help its integration in the grid and inthe markets

Tari G. ­ 12 June 2009

22Conditions for further wind integration

Wind generation is hard to forecast­large amount of data to be exchangedbetween generator and TSO

­shorter time­cycles are needed formanaging wind production

­most up­to­date technology must servestability and quality for the networks, towhich wind is connected

Network connection requires additionalinvestment –external costs

­requirements set in grid codes must befulfilled

­provision of ancillary services, virtual powerplants

­Right for TSO to limit/terminate generation, ifnecessary

Tari G. ­ 12 June 2009

23Conditions for further wind integration

Much more flexibility is needed in the powersystem

­new, efficient, controllable large units shouldreplace old ones

­electricity storage would be of greatimportance (e.g. pump­storage)

­more developed regional reserve markets­Liquid day­ahead and intra­day market (PX)

Harmonization between markets­energy­ancillary services­national markets

Harmonization between markets and supportsystems

Tari G. ­ 12 June 2009

24Conclusion

The Hungarian electric power system is far fromideal for wind integrationMAVIR is positive on supporting RES

­already nearly 200 MW of wind generation ison­line

­new modification to the Grid Code intendsto ensure further development under clearconditions

­evaluation of the experiences, andpreparation for new procedures is running

­we are in continuous discussion with HEO,ministry and investors

Energy policy must set up clear priorities, andguarantee the necessary conditions (financial,technical and legal)

Tari G. ­ 12 June 2009

25

Thank you for the good cooperation in the past,and MAVIR is open for further mutual

exchange and discussion of ideas with HWEA!

Thank you for your attention!