Techno-economical optimization of energy storage for increased wind farm integration

Abstract

Med en økende andel av fornybare energikilder som har en varierende produksjonsprofil, for eksempel vindturbiner og solcellepaneler, kan det oppstå problemer knyttet til stabiliteten i nettet. En løsning for å forbedre stabiliteten kan være å installere energilagringssystemer. Energilagringsystemer kan brukes både for å anskaffe nettjenester og forbedre tilkoblingen av fornybare energikilder. Nettselskaper kan ikke med dagens regelverk i EU eie energilagringsystemer, og dermed må slike prosjekter være lønnsomme. Derfor har hovedmålet med denne masteroppgaven vært å se på lønnsomheten og fordelene som en investering i ett energilagringsystem kan gi for en vindpark.

Et litteraturstudie med oppsummering av tidligere studier og optimaliseringsteknikker for energilagringssystemer og vindparker har blitt utført for å finne potensielle forskningsfelt. I litteraturstudiet kom det fram av de fleste tidligere studier har fokusert på de økonomiske aspektene ved energilagringssystemer, og at reservemarkeder har gitt positive resultater i forhold til lønnsomhet.

Det ble gjennomført en studie av et energilagringssystem for vindparken som eies av Midtfjellet Vindkraft AS. Modellen besto av en last, vindpark, litium-ion batterilagringssystem, og kraftmarkeder for Elspot, primærreserver (FCR-N) og hurtige primærreserver (FFR). Modellen ble laget i PSS(R)DE, en optimaliseringsprogramvare for distribuerte energisystemer utviklet av Siemens AG. FFR-markedet ble modellert ved å heve SoC-nivået på batteriet i PSS(R)DE for å reservere kapasitet, og inntektene for dette beregnet ved å bruke diskontert kontantstrøm i Excel. Scenarioene ble laget med en tiårshorisont og inneholdt forskjellige fremtidige priser for litium-ionbatterier og kraftmarkeder. Tekno- økonomisk optimalisering ble utført for scenarioene med en prosjektlevetid på 20 år. Totalt ble 44 scenarier konstruert og simulert.

Resultatene fra studie viste at det var mulig å få en positiv investering for et litium-ion batterilagringssystem kombinert med Midtfjellet vindpark ved å delta på flere markeder. Konkret var deltagelse i FCR-N- og Elspot markedet tilstrekkelig til å gi en positiv endring i nettonåverdi for systemet, allerede i 2020. For 2030 verdier ga alle scenarioer som inneholdt to eller flere markeder en økning i nettonåverdi i forhold til referansen.

The problem with an increasing share of renewable energy sources (RES) is that the fluctuating nature of some of the most prominent RES, wind turbines and solar photovoltaic panels, can cause stability issues in the grid. A solution to mitigate this can be to install Energy Storage Systems (ESS). ESS can be used both to provide ancillary services and improve RES integration. However, as Distribution System Operators (DSOs) in the current EU legislation cannot own ESS, ESS investments must be profitable. The main objective of this thesis has, therefore, been to assess the profitability and benefits that can be obtained with an ESS investment.

A review of previous studies and optimization techniques for ESS and wind farms was conducted to shed light on potential research opportunities. The review showed that most articles have focused on the economic aspects of ESS installment, and that participation in reserve markets could provide profitable ESS investments.

A real case study of ESS investment for the wind farm owned by Midtfjellet Vindkraft AS wind farm was conducted. The model for the case study system consisting of a load, wind farm, Li-Ion battery energy storage system (BESS), and energy market structures for the Nordic Day-Ahead, normal frequency containment reserves (FCR-N) and fast frequency reserves (FFR). The model was made in PSS(R)DE, an optimization software developed by Siemens AG. The FFR market was modeled by raising the SoC level of the battery in PSS(R)DE to reserve capacity, and the revenue for this calculated using discounted cash flow in Excel. For the case study, 44 scenarios with a ten-year horizon were developed, using projections for the future price of Li-Ion BESS and power markets. Techno-economical optimization was performed for the scenarios with a project lifetime of 20 years.

The results from the case study showed that it was possible to obtain a positive business case for ESS coupled with Midtfjellet wind farm using revenue stacking. Concretely, participation in the FCR-N and Day-Ahead market was sufficient to provide a positive change in net present value (NPV) for the combined wind farm, load, and Li-Ion BESS system already in 2020. For the 2030 scenarios, inclusion of any two markets yielded an increase in NPV compared to the reference case.