Exploring the Effects of Integrating Power Link Island into the North Sea through Transmission Expansion Planning

Abstract

I overgangen mot et karbonnøytralt samfunn har Nordsjøen blitt pekt ut som en strategisk lokasjon for utnyttelse av havvind. For å håndtere den variable energiproduksjonen kreves betydelige forbedringer i transmisjonssystemet. Planlegging av transmisjonssystemets kapasitet (TEP) vil spille en avgjørende rolle i å takle denne utfordringen.

Tre casestudier ble gjennomført for å vurdere potensielle fordeler ved å integrere krafttilkoblingsøyer (PLIer) i Nordsjøen. Dette ble gort ved å optimalisere investeringsog driftsstrategier, kraftflyt, utvidelse av overføringskapasitet, kostnadsfordeling mellom deltakende land og fastsettelse av områdepriser. Optimeringsmodellen PowerGIM ble brukt for å minimere totale systemkostnader og maksimere samfunnsøkonomisk velferd. For å få innsikt i de ulike retningene for det europeiske energimarkedet, ble det benyttet tre datasett med fremtidige scenarier i simuleringene. Disse datasettene er basert på TYNDP2022-rapporten utgitt av ENTSO-E, og gir verdifulle perspektiver på potensielle utviklinger og trender i energisektoren. I simuleringene viste det seg at scenarioet med nasjonale trender hadde den laveste gjennomsnittlige områdeprisen, betydelig lavere enn Distributed Energy og Global Ambition. Dette skyldtes hovedsakelig lav kraftetterspørsel, men det gjenspeilte også den omfattende utvidelsen av overføringskapasiteten som ble utført i simuleringene. Global Ambition hadde de høyeste total kostnadene på grunn av den høye etterspørselen og vektleggingen av sentralisert kraftproduksjon, som krevde omfattende utvidelse av overføringssystemet. På den andre siden viste Distributed Energy seg å ha den laveste investeringskostnaden på grunn av en jevn fordeling av energikilder, noe som reduserte behovet for lange transmisjonslinjer med høy kapasitet. I casestudiene ble virkningen av overføringskapasiteten til PLIer og antallet PLIer grundig analysert. Resultatene tydeliggjorde en klar økonomisk fordel ved å investere i PLIer. Spesielt viste scenariet med en 50 GW PLI den mest betydelige kostnadsreduksjonen, med investeringskostnader redusert til under halvparten sammenlignet med scenarioet uten PLI. Implementering av flere PLIer førte til høyere investeringskostnader sammenlignet med en enkelt PLI med samlet kapasitet, men driftskostnadene ble det samme. Dermed framstår bygging av høykapasitets PLIer i Nordsjøen som det mest kostnadseffektive alternativet basert på modellkonfigurasjonen. Denne avhandlingen bidrar til utviklingen av rammeverket for optimal implementering av PLIer ved bruk av TEP. Videre undersøker den betydningen av fremtidige scenarier med variasjoner i genereringskapasitet og etterspørsel. Ved å inkorporere slike hensyn forbedrer denne forskningen nøyaktigheten og effektiviteten i implementeringsprosessen.

As the transition towards a carbon-neutral society accelerates, the North Sea has been identified as a key region for harnessing offshore wind energy. This shift necessitates significant enhancements to the transmission system to accommodate intermittent energy production. Transmission expansion planning (TEP) comes forward as a key tool to solve this challenge. Three case studies were conducted to assess the potential benefits of integrating power link islands (PLIs) into the North Sea through optimal investment and operational strategies, including power flow analysis, transmission capacity expansions, cost allocation among participating countries, and determination of area prices. The optimization model PowerGIM was used to minimize total system costs and maximize socio-economic welfare. To obtain insight into various directions for the European energy market, three datasets for future storylines were used in the simulations, each based on the TYNDP2022 report published by ENTSO-E. National Trends turned out to be the storyline with the lowest average area price, remarkably lower than Distributed Energy and Global Ambition. This was primarily due to the low electricity demand, but it also reflected the extensive transmission expansion that was displayed during simulations. Global Ambition had the highest total costs due to its high electricity demand and emphasis on centralized generation, which demanded extensive transmission expansion. Distributed Energy proved to have the lowest investment cost as the spatial distribution of generation sources implied a reduced dependency on long-distance transmission lines. Specifically, the case studies analyzed the impact of the PLI transmission capacity and the number of PLIs. The results displayed a clear economic advantage of investing in the PLI. The scenario that introduced a 50 GW PLI showcased the most significant cost reduction, with investment costs reduced to less than half compared to the base case scenario without a PLI, across all storylines. The implementation of multiple PLIs resulted in higher investment costs compared to installing a single PLI with the same capacity as all the PLIs combined. However, the operational costs remained the same for both scenarios. Therefore, building high-capacity PLIs in the North Sea emerges as the most cost-effective option given the model configuration. This thesis contributes to the framework for optimal PLI implementation by performing TEP. Furthermore, it explores the significance of considering future scenarios with varying generation capacities and demands. By incorporating such considerations, the research enhances the accuracy and effectiveness of the implementation process.