Balancing the Breeze: Offshore Grid Connectivity and Demand Flexibility in Future Power systems
Master thesis
Date
2024Metadata
Show full item recordCollections
- Institutt for elkraftteknikk [2565]
Abstract
Det europeiske kraftsystemet er i endring. Målet om å bli et nullutslippssystem har ført til endringer både i forbruk og produksjon. Elektrifiseringen av sektorer som tidligere har vært drivstoffbaserte øker elektrisitetsforbruket. Samtidig har et søkelys på bærekraft ført til at produksjonsmiksen skifter fra konvensjonelle generatorer til variable fornybare energikilder. En økende andel med variabel produksjon gjør det vanskeligere å opprettholde balansen mellom forbruk og produksjon, og øker systemets behov for fleksibilitet. Disse skiftene i kraftsystemet endrer dynamikken i kraftmarkedet. For å imøtekomme behovene til et kraftsystem i stadig utvikling, og for å sikre en bærekraftig utvikling, krever det at det gjøres tiltak i dag.
Havvind står sentralt i EUs strategi for å nå klimamålene. EU har ambisiøse mål for å ekspandere havvinds kapasiteten i det Europeiske nettet. I likhet har Norge som mål å tildele havområder tilsvarende 30 GW havvind innen 2040. Den nye havvinden vil kreve nye nettkapasiteter, og hvordan havnettet blir konfigurert vil ha stor betydning for effektiviteten til integreringen av havvinden.
Denne masteroppgaven undersøker konsekvenser og utfordringer ved en Norsk havvinds kapasitet på 21 GW i 2040. Oppgaven utforsker effekten av varierende nivåer av Norsk forbruksfleksibilitet og implikasjoner forbruksfleksibilitet har for havvind. I tillegg vurderer denne oppgaven effektene av forskjellige nettkonfigurasjoner i Nordsjøen. Analysen er basert på kraftmarkedssimuleringer av det europeiske kraftsystemet estimert for 2040. Simuleringene er utført ved hjelp av SINTEFs kraftmarkedssimulator EMPSW.
Masteroppgaven undersøker to scenarier for forbruksfleksibilitet i Norge—ett med 15.97\% fleksibelt i forbruket og ett med 29.19\% forbruksfleksibilitet. Videre analyseres tre scenarier som beskriver forskjellige nettkonfigurasjoner i Nordsjøen. Studien evaluerer hvordan økt tilkobling og fleksibelt forbruk påvirker elektrisitetspriser, produksjon, forbruk, kraftfylt og økonomisk overskudd i det Norske og Europeiske kraftsystemet.
Simuleringsresultatene avdekket betydelige flaskehalser i det norske nettet, noe som skapte utfordringer for kraftflyten i Norge. Videre, førte flaskehalsene til at det ble dannet et lavpris- og et høyprisområde. Lavprisområdet, med en høy konsentrasjon av havvind, oppnådde lavere priser på grunn av meritordre-effekten og begrenset distribusjon. I motsetning, står høyprisområdet overfor kraftunderskudd, noe som fører til pristopper. Resultatene tyder på at overføringskapasitetene i nettet er utilstrekkelige for å balansere kraftdistribusjonen effektivt. Økte linjekapasiteter eller en strategisk omplassering av havvind kapasiteten kan redusere disse forskjellene og føre til mer jevne priser over hele Norge.
Videre viste resultatene at økt forbruksfleksibilitet senket strømprisene og redusere prisvariasjoner, spesielt i høyprisområdet, hvor pristoppene om våren ble redusert med gjennomsnittlig 130 €/MWh. Denne reduksjonen ble oppnådd gjennom bruk av mer kostnadseffektive forbruksfleksibilitet med lavere aktiveringspriser. Analysen bemerket også at mindre enn 5\% av det fleksible forbruket blir aktivert gjennom året, mens bruken blir nesten maksimert i perioder med pristopper. De lave utnyttelsesgradene for det fleksible forbruket kan gjøre investeringer i disse teknologiene mindre lønnsomme.
Nett-scenariene indikerte at et meshed kraftnettverk i Nordsjøen kan forbedre distribusjonen av havvind og redusere utkobling av havvind produksjon. Samtidig, viste resultatene at de økonomiske fordelene ved økte overføringskapasiteter i Nordsjøen marginale. Dette kan tyde på at det estimerte kraftnettet på land allerede tilrettelegger for effektiv kraftdistribusjon. Likevel forbedrer økt tilkobling forsyningssikkerheten, bærekraften og investeringsattraktiviteten for OWP-prosjekter. The European power system is transitioning into a zero-emission system, leading to significant changes in both consumption and generation. Electrification measures are increasing consumption levels, while the generation mix is shifting from conventional generators to VRES The rise of VRES complicates the task of maintaining a balance between consumption and production and increases flexibility requirements within the system. These shifts in the power sector alter the dynamics of the power market. To adequately address the demands of the evolving system, proactive actions must be made today.
OWP is central to the European Union's strategy for achieving climate targets, with an ambitious expansion target of reaching an OWP capacity of 300 GW by 2050. Similarly, Norway aims to allocate offshore areas corresponding to 30 GW by 2040. This new OWP capacity will require grid expansions, and the configuration of the offshore grid will significantly influence the efficiency of integrating this technology.
This master’s thesis examines the impacts and challenges of Norway achieving an OWP capacity of 21 GW by 2040. It explores the effects of varying levels of demand flexibility in Norway and the implications for Norwegian offshore wind. Additionally, this thesis seeks to assess the effects of different grid configurations in the North Sea. The analysis is based on power market simulations of the European power system projected for 2040, using SINTEF's power market simulator EMPSW.
The case study investigates two scenarios for demand flexibility in Norway—one with 15.97% flexible demand and another with 29.19% flexibility. Furthermore, it analyzes three scenarios depicting distinct grid configurations in the North Sea. The study evaluates how increased connectivity and flexible demand influence electricity prices, net production, demand, power flow and economic surplus within the European power system in general, and in the Norwegian system in particular.
The simulation results revealed significant bottlenecks in the Norwegian grid, creating a low- and high-price area. This posed challenges for the power flow within Norway. The low-price area, with a high concentration of OWP capacity, experiences lower prices due to the merit order effect and congestion, while the high-price area faces power deficits, leading to price peaks. Current transfer capacities are inadequate to balance power distribution effectively, suggesting that enhancing transfer capacities or strategically relocating OWP capacity could mitigate these disparities and lead to more uniform pricing across Norway.
Increased demand flexibility was found to lower electricity prices and reduce price volatility in the high-price area, where peak spring prices decreased by an average of 130 euro/MWh. This reduction was achieved through the use of more cost-effective demand flexibility options with lower activation prices. The study also noted that less than 5% of flexible demand capacity is activated throughout the year, but it is nearly maximized during peak price periods. The low utilization rates for demand flexibility sources could make investment in these technologies less profitable.
The grid scenarios revealed that increasing connectivity in the NSR through meshed grids enhances the distribution of OWP and reduces curtailment. However, the economic benefits of increased transfer capacities are marginal despite the high costs of grid extensions. Nevertheless, improved connectivity offers non-economic advantages such as enhanced supply security and sustainability.Finally, this thesis's findings are subject to uncertainties concerning future developments, and particularly regarding gas prices, demand distribution, and generation capacities. Simplifications in the modeling of gas prices, consumer distribution, and marginal costs for generators and consumers introduce potential inaccuracies. Additionally, the EMPSW model's approximation approach may limit the precision of results, especially in regions with high shares of hydropower.