Analysing the Impact of 30 GW Offshore Wind Power in Norway using the Market Model FanSi

Abstract

I mai 2022 la den norske regjeringen frem en plan om å identifisere områder for 30 GW havvind innen 2040. Det ambisiøse havvind-initiativet vil betydelig øke Norges grønne energiproduksjon, noe som vil resultere i en mer robust energibalanse og opprettholde landets posisjon innenfor energiindustrien. Den betydelige økningen i vindkraftproduksjonen vil imidlertid ha konsekvenser for det norske kraftsystemet, som må være tilstrekkelig forberedt på denne økte kraftproduksjonen. En utfordring ligger i å håndtere den variable kraftproduksjonen forårsaket av vindkraft. Fleksibel vannkraftproduksjon antas å spille en viktig rolle i å støtte kraftsystemet mot den variable vindkraftproduksjonen.

Denne masteroppgaven har som mål å undersøke virkningen av 30 GW havvind på det norske kraftsystemet. I tillegg vil betydningen av plasseringen av vindparkene analyseres ved å undersøke tre forskjellige fordelinger av havvindkapasiteten i Norge. Analysen benytter seg av et datasett som representerer et scenario for det nord-europeiske kraftsystemet i 2030. Fem havvind-scenarioer for Norge simuleres: ett med null produksjon, et med 4,5 GW i sør, og tre scenarioer med 30 GW fordelt over ulike regioner i landet. Havvindproduksjonen overføres direkte til det nærmeste området på land uten noen tilsvarende endringer i det norske strømnettet eller kraftbehovet. Simuleringene er utført ved bruk av to ulike sett med vindserier for å analysere og sammenligne de nylig genererte vindseriene fra SINTEF Energi med vindseriene som er inkludert i datasettet.

Scenarioene er simulert ved bruk av den fundamentale markedmodellen FanSi. FanSi er en langtids hydro-termisk planleggingsmodell utviklet ved SINTEF Energi. Modellen bruker en metode kalt "Scenario-vifte simulator" som løser sekvenser av stokastiske optimeringsproblemer. FanSi beregner individuelle vannverdier for hvert reservoar i stedet for aggregerte vannverdier slik som i den mye brukte EMPS-modellen. Dette muliggjør en mer detaljert representasjon av vannkraftsystemet, som har vist seg å være gunstig for å håndtere svingninger i uregulert kraftproduksjon.

Studiens funn viser hvordan en betydelig økning i vindkraftproduksjon vil påvirke det norske kraftsystemet. Økende vindkraftproduksjon vil gi en nedgang i kraftpriser. En øking på 30 GW havvindproduksjon i Norge fører til hyppigere flaskehalser i overføringsnettet, noe som understreker viktigheten av å samkjøre vindkraftutvikling med overføringskapasitet og kraftbehov. Fleksibilitetsfaktoren for vannkraft øker for mer vindkraft i systemet, noe som demonsterer vannkraftens evne til å komplimentere vindkraftproduksjonen. Det samfunnsøkonomiske overskuddet for driften av kraftsystemet påvirkes positivt av økt vindkraftproduksjon i systemet, primært drevet av økt forbrukeroverskudd og større overskudd for systemansvarlig i kraftsystemet (TSO). Å fordele vindparkene over et større område fører til høyere samfunnsøkonomisk overskudd sammenlignet med å konsentrere dem i et mindre område.

De nye vindseriene resulterer i økt vindkraftproduksjon sammenlignet med vindserien som opprinnelig var inkludert i datasettet. Dette påvirket resultatene i scenario-studiet, og understreker dermed viktigheten av nøyaktige vindserier i simuleringer som involverer store mengder vindkraftproduksjon. I arbeidet med simuleringene ble det rettet spesielt fokus på sluttverdiinnstillingen i FanSi, som blir beregnet ved hjelp av vannverdiberegning i EMPS. Det ble oppdaget at disse vannverdiene var overdrevent høye for store mengder vindkraftproduksjon i systemet. Selv om det ble identifisert og implementert en forenklet løsning for simuleringene som er gjennomført i dette prosjektet, fremhever dette funnet behovet for videre analyser knyttet til sluttverdiinnstillingen.

In May 2022, the Norwegian government presented a plan to identify areas for 30 GW offshore wind power before 2040. The ambitious offshore wind initiative will significantly boost Norway's green energy production, resulting in a more robust energy balance and maintaining the country's position in the energy industry. However, the substantial increase in wind power production will have a significant impact on the Norwegian power system, which must be adequately prepared to accommodate this increased power production. A considerable challenge lies in managing the variable power generation caused by intermittent wind power. Flexible hydropower production is expected to play a key role in supporting the power system to cope with variability.

This master’s thesis aims to investigate the impact of 30 GW offshore wind power on the Norwegian power system. Moreover, three different allocations of wind power capacity are analyzed to examine the impact of wind farm locations. The analysis utilizes a dataset representing a scenario for the Northern European power system in 2030. Five offshore wind scenarios in Norway are simulated, including one with zero production, another with 4.5 GW in the south, and three scenarios with 30 GW distributed across various regions of the country. The offshore wind production is directly transmitted to the nearest onshore area without any corresponding modifications made to the transmission system or power demand. Two sets of wind series are employed in the simulations to analyze and compare the recently generated wind series by SINTEF Energy Research with the original wind series initially included in the dataset.

The scenarios are simulated using the fundamental market model FanSi. FanSi is a long-term hydro thermal scheduling model developed at SINTEF Energy. The model utilizes a method called "Scenario Fan simulator", which solves sequences of stochastic optimization problems. FanSi computes individual water values for each reservoir instead of aggregated water values as in the widely used EMPS model. This allows for a more detailed representation of the hydropower system, which has shown to be beneficial regarding handling fluctuations in unregulated generation.

The findings of the study demonstrate the significant impact of substantial wind power production on the Norwegian power system. The results clearly indicate a noticeable decrease in area prices with increasing wind power production. The installation of 30 GW offshore wind capacity leads to a higher frequency of bottlenecks in the transmission system, highlighting the importance of aligning wind power developments with transmission capacity and power demand. The increased value factors for hydropower plants signify their ability to complement wind power generation and contribute to system balancing. Finally, the result reveals that social welfare from operating the power system is positively impacted by greater wind power production in the system, primarily driven by increased consumer surplus and surplus of the Transmission System Operator. Distributing the wind farms in a larger area leads to higher social welfare compared to concentrating them.

The new wind series results in increased wind power production compared to the wind series initially included in the dataset. This had a considerable impact on the results obtained from the simulations, highlighting the significance of accurate wind series in simulations involving large shares of wind power production. Furthermore, particular emphasis is placed on the end value setting in FanSi, obtained from water value calculation in the EMPS model. It was found that these water values were excessively high for large amounts of wind power production in the system. While a simplified solution was identified and implemented for the simulations conducted in this thesis, these findings emphasize the importance of further investigations into this issue.