| dc.description.abstract | Denne masteroppgaven omhandler det Nordeuropeiske kraftsystemet med en høy andel fornybar energi. Det ble undersøkt hvilke utfordringer, knyttet til økonomi og marked, som oppstår i kraftsystemet med en høy andel fornybar energiproduksjon. Det er undersøkt hvordan økt produksjon fra fornybare energikilder påvirker prisene og inntjeningen til ulike termiske produksjonsenheter. Det ble tatt utgangspunkt i kraftsystemsituasjonen fra 2010 som ble sammenlignet med en detaljert modell for et scenario av 2030 med høy andel fornybar energi. De definerte scenariene ble simulert med Samkjøringsmodellen, over 75 klimascenarier. Det ble utført en detaljert analyse av resultatene for to delområder i Tyskland og et delområde i Storbritannia, samt alle områder i Norge. I tillegg til simuleringene av 2010- og 2030-scenario og sammenligningen av disse, ble det utført ytterligere fire simuleringer med modifiserte modeller av 2030-scenario. Simuleringsresultatene for de modifiserte modellene av 2030-scenario ble så sammenlignet med den opprinnelige modellen for 2030-scenario. I den første modifiseringen ble det benyttet en ny vinddata-serie, den detaljerte serien COSMO som kun er tilgjengelig for ett år. Denne ble sammenlignet med det opprinnelige scenariet for 2030, hvor det er benyttet Reanalysis-vinddataserier. Disse seriene er lite detaljerte, men dekker 75 klimascenarier. Videre ble det utført en simulering med redusert overføringskapasitet, hvor Tysklands- og Englandskabelen samt Nordsjønettet ble fjernet. I de to siste simuleringene ble CO2-avgiftene fra 2030-scenario henholdsvis økt og redusert med en tredjedel.Resultatene fra simuleringen av den opprinnelige modellen for 2030-scenario viste at økt vindkraftproduksjon gir en mer varierende residualetterspørsel og dermed mer varierende kraftpriser. Utover dette førte også den økte vindkraftproduksjonen til en økt forekomst av tilfeller med ekstrempriser. Årlige driftstimer for de termiske produksjonsenhetene fikk en kraftig nedgang, noe som utfordrer lønnsomheten til kraftverkene. Resultatene viste en tydelig korrelasjon mellom vindkraftproduksjon og inntektene til de termiske grunnlastenhetene, med en korrelasjonsfaktor på -0.7. Dette indikerer at inntekten vil reduseres med økt vindkraftproduksjon, noe som igjen medfører økte svingninger i lønnsomheten for de ulike termiske kraftverkene. Dette vil også utfordre lønnsomheten til de termiske kraftverkene. I tillegg viste beregningen at de årlige inntektene til termiske produksjonsenhetene ikke var høye nok til å dekke investeringskostnadene. Kombinasjonen av dette fører til at det er lite attraktivt å investere i ny produksjon og å opprettholde eksisterende produksjonskapasiteter. De ulike termiske kraftverkene er altså ikke lønnsomme, men de er likevel nødvendige for å dekke etterspørselen i perioder med lave vindhastigheter.For å kunne undersøke betydningen av ulikt modellerte vinddataserier, ble scenariet for 2030 sammenlignet med to ulike vinddataserier. Simuleringsresultatene med den detaljerte vinddataserien COSMO viste en situasjon med mindre rasjonering og prisfall, sammenlignet med simuleringsresultatene med Reanalysis-serien COSMO- serien fanger altså ikke opp alle sårbarheter. Resultatene viste fordelen og nødvendigheten med å inkludere variasjoner fra år til år med Reanalysis-vinddataserier, for å ta hensyn til de såkalte ekstremårene som har en vesentlig påvirkning på kraftsystemet. Simuleringsresultatene med redusert overføringskapasitet viste at selve overføringskapasiteten har stor påvirkning på inntekten til de termiske produksjonsenhetene. Uten tilstrekkelig overføringskapasitet vil kraftsystemet oppleve mer varierende kraftpriser. Dette fører til økte svingninger i inntektsnivået, som igjen påvirker den økonomiske levedyktigheten til de ulike termiske produksjonsenhetene. I tillegg til dette vil den reduserte overføringskapasiteten føre til at man minster den positive effekten av geografisk utjevning. Ettersom kullkraft er mer karbonintensiv enn gasskraft, vil økte CO2-avgifter i det Nordeuropeiske kraftsystemet føre til et skifte i den termiske produksjonsfordelingen, fra kullkraftproduksjon til gasskraftproduksjon, ettersom kullkraft er mer karbonintensiv enn gasskraft. Okte CO2-avgifter vil også føre til en gradvis foflytning av produksjonen fra CO2-intensive kraftproduserende land, til mindre CO2-intensive kraftproduserende land. Med økt produksjon av gasskraft vil gasskraften bli mer lønnsom. Kullenhetene reduserer sin produksjon, og blir dermed mindre lønnsomme. På den andre siden vil reduserte CO2-avgifter gi et skifte i produksjonsfordelingen av termiske enheter, fra gasskraftproduksjon til kullkraftproduksjon, ettersom kullfyrte kraftverk i utgangspunktet har lavere driftskostnader enn gasskraftverk. Simuleringsresultatene viste at kullkraftverkene dermed vil øke sin produksjon og erstatte noe av gasskraftproduksjonen. Dette medfører økt lønnsomhet for kullkraften, mens gasskraften blir mindre lønnsom. | nb_NO |
