Simulating future alternatives for the mixed energy system in Longyearbyen with different scales of renewable energy installations

Abstract

Det nåværende kraftvarmeverket for Longyearbyen, Svalbard er kullbasert, med et dieselbasert reservesystem. Grunnet klimakrisen har det imidlertid blitt vedtatt å stenge kullkraftverket og la dieselsystemet overta energiforsyningen i en overgangsperiode. I denne perioden skal fornybare energikilder bli faset inn og etterhvert kunne både dekke byens behov på egen hånd, samt ha kapasitet nok til å fungere som et fossilfritt reservesystem for å sikre den kritisk viktige energisikkerheten til den avsidesliggende bosetningen.

I denne oppgaven har vindhastighetsdata fra målestasjoner, data fra en global værmodell, tidsserier for byens energiforbruk, og andre datakilder blitt kombinert for å simulere mulige energisystemer for Longyearbyen. Ved å videreutvikle en python-pakke som lager og løser et lineært blandet heltallsprogram, ble ulike energisystemsammensetninger optimalisert med hensyn på drivstoff- og driftskostnader ved å benytte rullende horisonter og simuleringslengder på ett år. De ulike tilfellene inkluderte hovedsaklig, i tillegg til overgangsdieselsystemet, solceller, vindkraft, geotermiske varmepumper og et fullstendig hydrogensystem med elektrolyseapparat, komprimert lagring og brenselsceller.

Simuleringen av dieseltilfellet ga CO2-utslipp på 35 tusen tonn per år, som er en reduksjon på 55% fra dagens kullkraftverksutslipp. De årlige kostnadene for å drive energisystemet, inkludert en CO2-avgift på 2 NOK per kg, ble 149 MNOK, som er 61% høyere enn dagens kullkraftverkskostnader.

Ved å implementere hovedsaklig en solcelleinstallasjon på 25 MW, en vindkraftsinstallasjon på 31 MW, en geotermisk installasjon på 5.2 MW og en komprimert hydrogenlagringskapasitet på 107 900 kg for å supplere dieselsystemet, oppnådde simuleringen utslippskutt på 94% i forhold til nåværende kraftverk. De årlige kostnadene for dette tilfellet, inkludert investeringskostnader annualisert over forvented levetid for hver investering, var 92.5 MNOK, som er 38% lavere enn for dieseltilfellet og det samme som dagens kraftverkskostnader. Et fullstendig fornybart alternativ med større vind- og hydrogenlagerinvesteringer ga noe høyere årlige kostnader på 101 MNOK, som fremdeles er 32% lavere enn for tilfellet med kun dieselsystemet. Å ta hensyn til effektene av kjente sesongvariasjoner viste seg å være sentralt for å optimalisere systemet over lange tidshorisonter.

Reduksjon av opp til alt karbondioksidutslipp fra Longyearbyens energiproduksjon har her vist seg å ikke bare være teknisk mulig med eksisterende teknologier og lokale vind- og solforhold, men det har også blitt anslått å kreve en investering av beskjeden nok størrelse til å være økonomisk forsvarlig.

The mixed electricity and heating energy system in Longyearbyen, Svalbard is currently completely coal based, with a diesel installation operating as a backup system. In light of the climate crisis, however, it has been decided that the coal power plant is to be closed, and the diesel system will cover the demand in an energy transition period. In this period, renewable energy sources will gradually be phased in and eventually fully cover the energy demand of the town. In addition, the renewable system will have the capacity to function as a fossil free backup system to ensure the crucial energy security for the remote off grid settlement.

In this work, wind speed measurements, global weather model data, energy demand timeseries, and other data sources have been combined to simulate potential energy systems for Longyearbyen. By expanding a mixed integer linear programming modeling python package, energy system constellations were optimized to minimize fuel and operational costs using rolling optimization horizons for simulation lengths of one year. The cases primarily included, in addition to the transitional diesel system, photovoltaics, wind power, geothermal heat pumps, and a full hydrogen system with electrolysers, compressed storage, and fuel cells.

The simulation of the transitional diesel case resulted in CO2 emissions of 35 million kg/year, which is a reduction of 55% from the current emissions. The yearly costs for running the system, including a carbon tax of 2 NOK/kg, ended up at 149 MNOK, 61% higher than the current coal power plant operational costs.

Using a 25 MW photovoltaic installation, a 31 MW onshore wind installation, a 5.2 MW geothermal heat pump installation, and a compressed hydrogen storage capacity of 107 900 kg as the primary energy devices supplementing the diesel system, emission reductions of 94% from the current power plant were obtained. The yearly costs, including investment costs annualized over the expected lifetime of each investment, are found to be 92.5 MNOK, 38% lower than for the transitional diesel case and the same as the current costs. A fully renewable case with larger wind and hydrogen storage installations was found to have higher yearly costs of 101 MNOK, which is 32% lower than for the diesel case. Taking into account effects of known seasonal variability proved key to long term optimization.

The reduction of up to all carbon dioxide emissions from the energy production in Longyearbyen is found to not only be technologically feasible given existing renewable technologies and local wind and solar conditions, but it is also estimated to require a modest enough installation to be economically viable.