| dc.description.abstract | Tross omfattende erfaring i Norden med å operere kraftsystemer med høy andel vindkraft, står vi fortsatt overfor tekniske utfordringer. Økt etterspørsel etter fleksible kraftsystemer og stabilitet i strømnettet har understreket behovet for å håndtere problemene knyttet til variable fornybare energikilder. Tegn på manglende fleksibilitet i de nordiske markedene inkluderer økende behov for kraftøkning, risiko for frekvenstap, volatilitet i markedspriser og tilfeller med negative markedspriser. I tillegg fører den ulike fordelingen av fleksible ressurser mellom budsonene i Norden til økt prisvolatilitet i Sverige og Danmark. Energilagringssystemer (ESS) har vakt betydelig interesse på grunn av deres evne til å levere flere tjenester knyttet til strømnettet og den fallende kostnaden for lagringskomponenter. Imidlertid fører egenskapene til lagringssystemer til å levere et bredt spekter av energi- og effektjenester, samtidig som de påvirkes av eksterne faktorer i elektrisitetsmarkedet, til vanskeligheter med å kvantifisere deres mulige verdi og omsette den til økonomisk gevinst.
Hovedspørsmålet som ligger til grunn for denne masteroppgaven er: "Har energilagringssystemer på nytteverdi og en egen plass i det nordiske kraftsystemet med økende penetrering av vindkraft?"
Forskningen vurderer verdien av modne og fremvoksende lagringsteknologier i de nordiske kraftsystemene og markedene. Spesifikt blir batterilagringssystemer (BESS), svinghjullagringssystemer (FESS) og diabatiske komprimerte luftenergilagringssystemer (D-CAES) undersøkt i ulike nordiske markeder for frekvensregulering (FCR-N), hurtigfrekvenstjenester (FFR), manuell frekvenstjenester (mFRR) og energiutnyttelse i Day-Ahead Elspot-markedet. Frekvensreguleringstjenester blir anskaffet av de nordiske overføringsnettoperatørene (TSO) for å opprettholde balanse og stabil drift i strømnettet.
En litteraturgjennomgang har avdekket tendenser knyttet til en uforholdsmessig fokus på BESS, mens FESS og D-CAES var underrepresentert. Videre er studier av lagringsmuligheter i de nordiske elektrisitetsmarkedene hovedsakelig dedikert til FCR-N, med færre studier som vurderer FFR eller andre tjenester.
Bidraget fra denne masteroppgaven er den detaljerte vurderingen av potensialet til modne og fremvoksende lagringsteknologier for å takle utfordringene i de nordiske kraftsystemene og samtidig gi fordeler for lagringsprosjekteiere i de nordiske markedene som er undersøkt. Oppgaven forsøker å forbedre forståelsen av verdien av lagringssystemer i de nordiske systemene ved å vurdere gjennomførbarheten og økonomisk bærekraft av disse teknologiene gjennom etablering av en ramme for sammenkobling mellom lagringsteknologi og nordiske markeder, samt simulering av disse med modeller. Simuleringene utføres på sekundbasis og timelig basis ved hjelp av reelle data fra nordiske kraftsystemer og nylige markedspriser fra Nord Pool, Energinet og Statnett for å sikre relevansen av resultatene.
Resultatene presenteres for tre forskningstilfeller, elleve scenarier og 82 under-scenarier som dekker ulike lagringsteknologier, nordiske markeder og ulike energi-til-effekt (E:P) forhold. Resultatene presenteres for hver teknologi og marked/kombinasjon av markeder separat, etterfulgt av en sammenligning basert på oppnådde inntekter og netto nåverdi (NPV).
Funnet indikerer at BESS, til tross for begrensninger knyttet til syklusvarighet, kan oppnå positiv lønnsomhet i alle analyserte markeder dersom dimensjonert riktig. FESS er primært egnet for FCR-N på grunn av sitt lave E:P-forhold. D-CAES, til tross for høye kapitalkostnader (CAPEX) og lav effektivitet, kan være verdifullt for energiutnyttelse og mFRR-tjenester med optimal varighet. Anbefalte størrelser og forhold for hver teknologi bestemmes basert på potensialet for inntekter og økonomisk bærekraft.
Verdien av BESS i FCR-N vurderes til omtrent 610 USD/kW/år basert på inntekter fra anbefalt 5MW/5MWh BESS, med en NPV på totalt 3 247,73 ved slutten av levetiden (12 år). Oppgaven viser at det er mulig å oppnå inntekter på over 300 USD/kW/år for installert BESS-kapasitet i Elspot-markedet. Hvis lagring allerede deltar i FFR-markedet, kan verdien økes ved å kombinere det med FCR-N (estimert verdi på 399,13 USD/kW/år) eller Elspot day-ahead-markedet (249,88 USD/kW/år). Dette skyldes hovedsakelig at FFR anskaffes bare sesongmessig og ville ellers ikke være i bruk hvis det ikke ble kombinert med andre tjenester. For FESS-teknologi har kun FCR-N-markedet potensial til å gi en positiv forretningscase ifølge konklusjonene i oppgaven. FFR krever at 100% av den tildelte kapasiteten aktiveres når frekvensen er på terskelnivå, og derfor blir FESS i utgangspunktet straffet siden maksimal effekt er mindre enn installert effektkapasitet på grunn av energibegrensninger knyttet til lavt E:P-forhold. En alternativ strategi ble testet for FESS i FFR der bare en fjerdedel av den installerte kapasiteten er nominert i FFR-markedet for å matche energi- og effektkapasitetsgrenser, men analysen viste at med dagens regler og priser i det nordiske FFR-markedet ble oppnådd inntekt ikke dekket høye CAPEX-kostnader for FESS, og negativ NPV ble oppnådd for den alternative strategien. Verdien av FESS som potensielt kan oppnås fra FCR-N-markedet vurderes til 599,5 USD/kW/år basert på inntektsverdier fra 5MW/1MWh FESS, med en NPV på totalt 2 897,74 USD/kW ved slutten av levetiden (20 år). For D-CAES tillater alle studerte markeder positive resultater. Analyser har vist at det er mulig å oppnå inntekter på over 300 USD/kW/år for installert D-CAES-kapasitet i Elspot-markedet. Den høyeste inntektsbidragsyteren i mFRR-markedet er energibetalingen (EP) som D-CAES mottar for aktivert kapasitet i EUR/MWh. mFRR anskaffes gjennom hele året og betraktes som en symmetrisk tjeneste. Imidlertid indikerer historiske data at nordiske TSO-er hovedsakelig anskaffer oppoverregulering. Derfor bør D-CAES-operatører vedta en strategi for å lade opp D-CAES. I oppgaven ble dette gjort ved å lade opp D-CAES fra strømnettet og kompensere det til oppoverreguleringspriser. Den høyeste verdien av D-CAES kan oppnås fra mFRR-tjenesten når D-CAES byr inn i både kapasitets- og energimarkeder, og vurderes til 950,73 USD/kW/år basert på inntekter fra 5MW/75MWh D-CAES, med en NPV på totalt 4 774,61 USD/kW ved slutten av levetiden (30 år). Hvis D-CAES-operatør av en eller annen grunn ønsker å by inn i Elspot-markedet, kan kombinasjonen med mFRR EAM (estimert verdi på 536 USD/kW/år) øke den totale inntekten. Dette skyldes at D-CAES da har et bredere utvalg av priser å velge mellom og kan optimalisere driften deretter. Deltakelse i Elspot gir bare nesten en fjerdedel av inntektene som genereres i mFRR-markedet.
Forskningsgap, antagelser og begrensninger i arbeidet og modellene, samt fordeler/ulemper og anvendelighet av metodene som er brukt, ble kritisk diskutert. Validering av modellatferd og konklusjoner fra studien ble utført for å sikre adekvatthet og relevans av resultatene.
Forslag til fremtidig arbeid inkluderer å inkludere de gjenværende markedene (FCR-Dynamic, automatisk FRR) som opprinnelig ble utelatt basert på anbefalinger fra litteraturen, utforske mulighetene for hybriddrift av lagring med vindkraftverk eller andre fornybare energianlegg, og undersøke virkningen av fremtidige planer for balansering av det nordiske markedet på lagringsverdien, blant andre forskningsområder.
Artikkelen med tittelen "Vurdering av modne og fremvoksende lagringsteknologier i konteksten av nordiske kraftsystemer" er under utvikling og planlegges sendt til tidsskriftet "Energies" i oktober. Artikkelen er basert på arbeidet og konklusjonene fra denne masteroppgaven. | |
| dc.description.abstract | Despite the Nordic region’s extensive experience in operating power systems (PS) with high wind farm (WF) penetration, there are ongoing and emerging technical challenges. The increasing demand for flexible power systems and grid stability has emphasized the need to address key problems linked to variable renewable energy sources (VRE). The signs of inflexibility in the Nordic markets include increasing demand for power ramping capacities, risk of frequency excursions, volatility of market prices, and cases of negative market prices. Additionally, the uneven distribution of flexible resources across bidding zones in the Nordic region makes Sweden and Denmark more prone to price volatility. Energy storage systems (ESS) have garnered significant interest due to their ability to provide multiple grid-associated services and the declining cost of storage components. However, a property of storage systems to deliver a wide range of energy and power services, while being heavily impacted by the external electricity market factors, poses difficulties in quantifying their possible values and monetizing them.
The main research question that framed this Master’s Thesis is: ”Is there a value and a niche for energy storage systems at the utility-scale to support the Nordic power system in the context of growing wind power penetration?”
The research evaluates the value of commercially mature and emerging storage technologies within the Nordic power systems and markets. Specifically, Battery Energy Storage Systems (BESS), Flywheel Energy Storage Systems (FESS), and Diabatic Compressed Air Energy Storage Systems (D-CAES) are examined across various Nordic ancillary and energy markets, including Frequency Containment Reserves for Normal Operation (FCR-N), Fast Frequency Reserves (FFR), manual Frequency Restoration Reserves (mFRR), and energy arbitrage in a Day-Ahead (DA) Elspot market. Listed frequency services are procured by the Nordic Transmission System Operators (TSOs) to maintain equilibrium and stable operation in the grid.
A literature review has revealed tendencies related to a disproportional focus on BESS, while FESS and CAES were underrepresented. Also, the studies of storage opportunities in the Nordic electricity markets are predominantly dedicated to FCR-N with fewer studies valuating FFR or other services.
The contribution of this Master’s thesis is the detailed assessment of the potential of mature and emerging storage technologies to address challenges in the Nordic power systems while benefiting storage project owners in the studied Nordic markets. This thesis attempts to enhance the understanding of storage value in Nordic systems by evaluating the feasibility and economic viability of these technologies through the establishment of a storage technology-Nordic market matching framework and simulation models. A second-by-second and hourly annual simulations are implemented in Matlab de novo for frequency and energy services on real Nordic PS grid data and recent market prices from Nord Pool, Energinet, and Statnett to ensure the relevancy of the results. Where the optimization of operation based on the profit maximization is allowed by the Nordic market rules (mFRR Energy Activation Market and Energy Arbitrage in Elspot), the Convex (CVX) -tool in Matlab is used to solve a linear deterministic optimization problem. Activation of other services (FCR-N, FFR, mFRR capacity market + EAM) is based on the grid frequency profile or orders from the Nordic system operator.
The results are presented for 3 study cases, 11 scenarios, and 82 sub-scenarios covering selected storage technology types, Nordic market services, and different energy-to-power (E:P) ratios. The results are provided for each technology and market/ combination of markets separately, after which they are cross-compared by utilizing the best-achieved revenues and net present values (NPV). Findings indicate that BESS, despite cycles-related lifetime limitations, can achieve positive profits in all analyzed markets if sized accordingly. At the same time, FESS is primarily suitable for FCR-N due to its low E:P ratio. CAES, although having high capital expenditure (CAPEX) costs and low efficiency, can be valuable for energy arbitrage and mFRR services with optimized duration. Recommended sizes and ratios for each technology are determined based on revenue potential and economic viability. For automatic frequency service (FCR-N, FFR) E:P of 1 with the size 5MW/5MWh is recommended for the BESS. FESS, having the E:P ratio limit of 0.25, demonstrated the best market performance in FCR-N with the size of 5MW/1MWh. For energy arbitrage in Elspot markets, a longer storage duration is required. Economic value calculations suggest 1MW/4MWh for the BESS, and 5MW/25MWh for CAES. In mFRR market, which has shown to be the most energy-demanding, 5MW/ 75MWh CAES yielded the highest NPV. The value of BESS in FCR-N is evaluated to be about 610 USD/kW/year based on the revenue from recommended 5MW/5MWh BESS with NPV totalling at 3,247.73 at the end of a BESS lifetime (12 years). The thesis showed that it is possible to yield a revenue of above 300 USD/kW/year of installed BESS capacity in Elspot market. If storage is already participating in FFR market, then its value can be increased by combining it with FCR-N (estimated value is 399.13 USD/kW/year) or Elspot day-ahead market (249.88 USD/kW/year). This is mostly because FFR is procured only seasonally and therefore would otherwise sit idle if not sequentially stacked with other services. In the case of FESS technology, only FCR-N market has the potential of providing a positive business case according to the thesis conclusions. FFR requires 100% FFR committed capacity activation when the frequency is at its threshold, and therefore FESS is inherently bound to be penalized as maximum power output is less than installed power capacity due to energy constraints associated with low E:P. An alternative strategy was tested for FESS in FFR when only a fourth of the installed capacity is nominated at FFR market to match energy and power capacity limits, but an analysis demonstrated that with the current rules and prices in the Nordic FFR market, obtained revenue failed to offset high FESS’ CAPEX costs, and negative NPV is yielded for the alternative strategy. The value of FESS that can be potentially obtained from FCR-N market, is evaluated to be 599.5 USD/kW/year based on the revenue values from 5MW/1MWh FESS with NPV totaling at 2,897.74 USD/kW at the end of a FESS lifetime (20 years). For CAES, all studied markets also allowed yielding positive cases. The analysis has shown that it is possible to yield a revenue of above 300 USD/kW/year of installed CAES capacity in Elspot market. The highest revenue contributor in mFRR market is energy payment EP which CAES receives for the activated capacity in EUR/MWh. mFRR is procured throughout the year. It is stated to be a symmetrical service. However, historical data indicates that Nordic TSOs mostly procure up-ward regulation. Therefore, CAES operators should adopt a certain strategy for recharging CAES. In the thesis, this was done by recharging the CAES from the grid and compensating at up-ward energy regulation prices. The highest value of CAES can be obtained from mFRR service when CAES is bidding into both capacity and energy markets, and evaluated to be 950.73 USD/kW per year based on the revenue from 5MW/75MWh CAES with NPV totaling at 4,774.61 USD/ kW at the end of a CAES lifetime (30 years). If CAES operator for some reason wants to bid in an Elspot market then combining it with mFRR EAM (estimated value is 536 USD/kW/year) can allow increasing the total revenue. This is because CAES would have a wider selection of prices to choose from and can optimize its operation accordingly. Participation of CAES in an Elspot only provides almost four times less revenue of mFRR generated.
Highlights of research gaps, assumptions and limitations of the work and models, and discussions of advantages/ disadvantages and applicability of the used methods were presented in a critical manner. Validation of model behaviours and study conclusions was performed to ensure the adequacy and relevancy of the obtained results.
Suggested future work includes incorporating the remaining markets (FCR-Dynamic, automatic FRR) that were initially disregarded based on recommendations from the literature, exploring the potential for hybrid operation of storage with WF or other VRE plants, and examining the impact of future Nordic balancing market plans on the value of storage, among other avenues of research.
The paper titled ”Valuation of mature and emerging storage technologies in the context of Nordic power systems” is under development and is planned for submission to the ”Energies” journal in October. The paper is based on the works and conclusions from this Master’s thesis. | |
