Den lastfaktor eller utnyttelsesfaktoren av et kraftverk er forholdet mellom den elektriske energien faktisk produsert i løpet av en gitt periode, og den energi som det ville ha produsert hvis det hadde operert ved dens nominelle effekt i løpet av den samme periode.
Lastfaktoren blir ofte beregnet over ett eller flere år, men det er ingenting som hindrer at den blir beregnet over forskjellige perioder.
Det uttrykkes vanligvis som en prosentandel , men kan uttrykkes som et antall fulleffektekvivalente timer (hepp) ved å multiplisere verdien som tidligere er oppnådd med varigheten av perioden (i timer), denne perioden tas ofte årlig. Det kan også uttrykkes i watt (og dets multipler) ved å multiplisere prosentverdien med installasjonens nominelle effekt.
Jo høyere verdien av lastfaktoren er, jo nærmere installasjonen vurderer nærmer seg sin maksimale produksjonskapasitet.
Lastfaktoren varierer sterkt avhengig av typen primærenergi , i henhold til utformingen av installasjonen og i henhold til bruken av den. Lengden på tidsperioden som er tatt i betraktning for beregningen, påvirker også verdien av belastningsfaktoren. Dette gjelder spesielt for intermitterende energier ( for eksempel vindkraft eller solceller ).
Belastningsfaktor skal ikke forveksles med tilgjengelighet , som er en høyere andel.
Lastfaktoren eller utnyttelsesfaktoren er forholdet mellom den elektriske energien som produseres i en gitt periode (år, måned, anleggets levetid osv.) Og energien som ville blitt produsert hvis denne installasjonen hadde blitt drevet i samme periode, kontinuerlig, ved sin nominelle kraft .
Avhengig av omstendighetene i USA brukes to forskjellige begreper i USA: " en: kapasitetsfaktor ", som tilsvarer begrepet lastfaktor, og " lastfaktor ", som oppnås ved å dele produksjonen observert med maksimal effekt (toppkraft) over den aktuelle perioden. Dette kan føre til forvirring og feiltolkninger.
Følgende eksempler er fiktive. De tar bare sikte på å forklare beregningsmetoden som er nevnt i innledningen.
Det vil si et kraftverk med en nominell kapasitet på 1000 MW (megawatt) som produserer 648 GWh (gigawatt-timer, som tilsvarer 1000 megawatt-timer) i løpet av en periode på 30 dager.
Antall megawatt timer det ville ha produsert hvis den hadde operert kontinuerlig med sin nominelle effekt, oppnås ved å multiplisere nominell effekt med antall timer i perioden .
I løpet av denne perioden er derfor belastningsfaktoren til kraftverket som vurderes . Eller 90% eller 648 timer med tilsvarende effekt ( ).
Her er beskrivelsen og produksjonshistorikken til en flåte med kraftverk (alle drevet av samme primærenergi):
Nominell kraft | Produksjonsår 1 | Produksjonsår 2 | Produksjonsår 3 | Produksjonsår 1 til 3 | |
---|---|---|---|---|---|
Sentral 1 | 120 MW | 750 GWh | 810 GWh | 860 GWh | 2420 GWh |
Sentral 2 | 230 MW | 1720 GWh | 1560 GWh | 1650 GWh | 4930 GWh |
Sentral 3 | 90 MW | 370 GWh | 640 GWh | 450 GWh | 1460 GWh |
Total | 440 MW | 2840 GWh | 3010 GWh | 2960 GWh | 8810 GWh |
Maksimal energi som hvert anlegg kunne ha produsert over et år, oppnås ved å multiplisere sin nominelle effekt med varigheten av et år. For eksempel kunne anlegg 1 ha produsert opp til .
Det gjenstår da å dele den virkelige produksjonen med den teoretiske maksimale produksjonen. Dette gir for eksempel for plante 1, fra år 1 til 3:
.
Tabellen nedenfor oppsummerer belastningsfaktorene som er oppnådd med figurene i forrige tabell.
År 1 | År 2 | År 3 | År 1 til 3 | |
---|---|---|---|---|
Sentral 1 | 71,3% | 77,1% | 81,8% | 76,7% |
Sentral 2 | 85,4% | 77,4% | 81,9% | 81,6% |
Sentral 3 | 46,9% | 81,2% | 57,1% | 61,7% |
Total | 73,7% | 78,1% | 76,8% | 76,2% |
Hvis man bare skal beholde en representativ verdi av produksjonen av hele flåten over flere år, kan det være 76,2% (nederst til høyre i tabellen).
I praksis reduseres belastningsfaktoren over et år av reduksjoner i strømproduksjon forårsaket av:
Her er noen verdier tatt av belastningsfaktoren for eksisterende installasjoner:
Energitype | Periode | Geografisk område | Lastfaktor |
---|---|---|---|
Solceller | 2015 | Verden | 6% til 21% |
Solceller | 2015 | Europa | 11% |
Solceller | 2019 | forente stater | 24,5% |
Solceller | 2015 | Kina | 15% |
Solceller | 2019 | Frankrike | 13,5% |
Vindturbiner på land | 2019 | Europa | 24% |
Vindturbiner til sjøs | 2019 | Europa | 38% |
Vindturbin | 2019 | Frankrike | 24,7% |
Vindturbin | 2019 | forente stater | 34,8% |
Vannkraft | 2003 til 2008 | Europa | 28% |
Kombinert syklus | 2007 | Canada | 43% |
Vannkraft (unntatt tidevannskraft) | 2007 | Canada | 57% |
Kjernefysisk | 2012 til 2015 | Frankrike | 74,2% |
Kjernefysisk | 2019 | Frankrike | 68,6% |
Kjernefysisk | 2019 | forente stater | 93,5% |
Kjernefysisk | 2007 | Canada | 75% |
Varmekraftverk | 2007 | Canada | 82% |
Den raske økningen i kraften til vind- og solcelleparker de siste årene gjør langsiktige beregninger for en nasjonalpark upresis på grunn av mangel på data om den fine tidsmessige utviklingen av installert kraft og produksjon i dette territoriet. Beregninger som antar en konstant årlig kraft, gir likevel en størrelsesorden. Kjernefysiske og hydrauliske tall i Europa er mer pålitelige fordi størrelsen på den installerte basen er relativt stabil.
Den amerikanske energiinformasjonsadministrasjonen sammenligner i 2015 belastningsfaktorene til de forskjellige måtene for elektrisitetsproduksjon i de forskjellige regionene i verden over perioden 2008-2012: Lastfaktoren for solceller varierer fra 6% i Canada til 21% i India gjennom 15% i USA og Kina og 11% i europeiske medlemsland i OECD; vindkraftens belastningsfaktor varierer fra 17% til 30% (USA: 27%, Kina: 18%, Europa OECD: 22%).
Noen termiske kraftstasjoner kan i løpet av et år oppnå en belastningsfaktor større enn 100%; i dette tilfellet leverte kraftstasjonen mer elektrisk energi til nettverket enn om det hadde drevet med nominell kraft hele året. Faktisk er den nominelle makten oftest bestemt for sommertemperaturer der kapasiteten er lavere på grunn av den høye temperaturen i kaldkilden, som forringer den termiske effektiviteten og derfor den leverte effekten (på den annen side, om vinteren er temperaturen på den kalde kilden lavere derfor den termiske effektiviteten er bedre og maksimal kapasitet kan overstige den nominelle kapasiteten som er bestemt om sommeren). Denne metoden for å beregne den nominelle kraften garanterer at denne kraften kan nås uavhengig av meteorologiske forhold som er tatt i betraktning på stedet det gjelder (sommer og vinter).
Ifølge IRENA falt produksjonskostnadene dramatisk fra 2017 til 2018 for fornybar energi, og samtidig har belastningsfaktorene en tendens til å bli bedre. I løpet av ti år har alle fornybare sektorer sett at materialkostnadene systematisk reduseres hvert år, mer enn hva prognosene for feltet kunngjorde.