Transmission investments under uncertainty: Assessment of how different European energy scenarios for 2030 influence the North Sea Offshore Grid
Master thesis
View/ Open
Date
2019Metadata
Show full item recordCollections
- Institutt for elkraftteknikk [2499]
Abstract
Nordsjønettet er ansett som et viktig prosjekt for å inkludere mer fornybar kraftproduksjon ogøke integrasjon av kraftmarkeder. Nordsjøområdene har et stort potensial for offshore vindkraftproduksjonpå grunn av de gunstige vindforholdene, med stabil, høy vindstyrke. Denne vindkraftenkan inkluderes i kraftsystemet ved økt utbygging av handelskapasitet mellom Nordsjølandene.
Bidraget til denne oppgaven er undersøkelse av hvordan investeringene i Nordsjønettet påavirkesav usikkerhet. En stokastisk to-stegs modell, formulert som et blandet lineært heltallsproblem,er utledet fra den deterministiske versjonen av en modell for nettutbyggingsplanlegging, PowerGIM.Modellen benyttes til å evaluere utbygging av tre mellomlandsforbindelser, mellomStorbritannia og Norge, Storbritannia og Danmark og mellom Norge og Tyskland. Modelleninkluderer usikkerhet i form av installert generatorkapasitet, etterspørsel og drivstoff- og CO2-priser for kraftsystemet i år 2030. To casestudier er utført, med totalt sju scenarioer for dettekraftsystemet i 2030. De fire scenarioene i det første casestudiet er basert på nettutviklingsplanenfra ENTSO-E, kalt TYNDP, fra 2016, mens de tre scenarioene i det andre casestudiet erbasert på TYNDP 2018.
Casestudiene viser at mer installert fornybar energi kapasitet og høyere marginalkostnader pågeneratorene resulterer i en høyere optimal installert kapasitet på mellomlandsforbindelsene imodellen. Dette skjer blant annet fordi behovet for fleksibilitet øker, og mellomlandsforbindelsenekan bidra med denne fleksibiliteten ved å overføre overskuddsenergi produsert av fornybareenergikilder i land med kraftoverskudd til land med kraftunderskudd. Optimal installert kapasiteti mellomlandsforbindelsene er nesten den samme i begge casestudiene, men modellenfinner det optimalt å installere 1000 MW mindre kapasitet i forbindelsen mellom Storbritanniaog Danmark i den andre casestudien. Dette skjer på grunn av mengden solceller installert.Videre vises det at generert energi fra fornybare energikilder øker 2% med utbygging av denoptimale kapasiteten på mellomlandsforbindelsene. Som en konsekvens minker de gjennomsnittligeområdeprisene.
En deterministisk modell benyttes i tillegg til den stokastiske modellen for å bestemme den forventedeverdien av perfekt informasjon (EVPI) og verdien av den stokastiske løsningen (VSS).Med den gitte inndataen og antakelsene, vises det at en systemplanlegger er maksimalt villigtil å betale mellom 0.17% og 0.22% av den totale stokastiske kostnaden, for å få perfektinformasjon om fremtidig installert generatorkapasitet, etterspørsel og priser. Den forventedeverdien en systemplanlegger kan spare ved å benytte en stokastisk modell, i stedet for en deterministiskme som inkluderer usikkerhet i form av forventningsverdier, er 5.06 % eller 3.2% avden totale stokastiske kostnaden, avhengig casestudiet. The North Sea Offshore Grid is considered being an important project towards more renewablepower production and increased electricity market integration. The North Sea region has asignificant potential for offshore wind production due to its favorable wind conditions. Thewind power can be included in a way that ensures the security of supply by increasing thecross-border capacity between the North Sea bordering countries.
The main contribution of this thesis is the investigation of how investments in the North SeaOffshore Grid are affected by uncertainty. A stochastic two-stage model, formulated as a mixedinteger linear program, is derived from the deterministic version of the transmission expansionmodel, PowerGIM. The model focuses on the expansion of three interconnectors; Great Britainto Norway, Germany to Norway, and Denmark to Great Britain. The model accounts for uncertainty,in terms of installed generation capacity, demand, and fuel and CO2 prices, in theoperation of the system in the year 2030. Two case studies are performed, and in total, sevenscenarios for the year 2030 are applied. The input data and four scenarios in the first case studyare collected from the Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) from 2016 published byENTSO-E, while the TYNDP 2018 is utilized in the three scenarios in the second case study.
The case studies demonstrate that more installed capacity from renewable energy sources (RES)and higher marginal costs of the generators result in a higher optimal capacity of the interconnectorsin the model. Among other things, this occurs because the need for flexibility increasesand interconnectors can contribute with that flexibility by transferring excess power producedby RES, from power surplus areas to power deficit areas. The two case studies have almost thesame optimal capacity investment of the interconnectors. However, in the second case study, themodel finds it optimal to invest 1000 MW less in the interconnector between Great Britain andDenmark due to the amount of installed solar capacity. Furthermore, the power generated fromrenewable energy sources in the system increases by 2% with optimal interconnector expansion.Consequently, the average area prices decrease.
A deterministic model is used, in addition to the stochastic model, to quantify metrics concerningthe Expected Value of Perfect Information (EVPI) and the Value of the Stochastic Solution(VSS). With the given data and assumptions it is shown that a system planner is willing to paya maximum between 0.17% to 0.22 % of the stochastic cost for perfect information about thefuture generation capacity, demand, and prices. The expected cost saving for a system plannerby use of a stochastic program is 5.06% or 3.2 % of the stochastic cost, depending on the case,in comparison with a deterministic approach that copes with uncertainty.