1,721,049 research outputs found
The Potential of Power-to-Gas for Congestion Management: Utilising Synthetic Natural Gas in Redispatch
No full textKapasiteten av fornybar energi i det tyske elsystemet øker stadig, og det setter press på
høyspenningsnettet: Mens vindmøllene i Nord-Tyskland producerer en betydelig mengde
strøm, trenges den i Sør-Tyskland. Dette fører til en overbelastning i strømnettet og resulterer
i at fornybar energi blir begrenset ved dyre tiltak fra nettselskapene. På grunn av
manglende nettutvidelser må andre fleksibilitetsalternativer utforskes som er i stand til å
balansere etterspørsel og elproduksjon i en tidsmessig og romlig dimensjon. Teknologien
Power-to-Gas presenterer en mulighet til sektorintegrasjon og åpner for fleksibilitet ved å
skifte belastning fra elnettet til gassystemet.
I to innsendte tidsskriftsartikler vurderer vi potensialet av Power-to-Gas som redispatch
teknologi. I stedet for å begrense fornybar elektrisitet, kan nettselskaper bruke
Power-to-Gas for å produsere syntetisk naturgass. Ved bruk av det eksisterende gasnettet
kan gasskraftverkene omdanne syntetisk naturgass til strøm, og dermed unngå elnettet
i perioder med høy last. Med målet om høystbruk av fornybar energi, presenterer vi svar
til to forskningsspørsmål:
1. I hvilken grad kan Power-to-Gas introdusere fleksibilitet til karbonnøytrale energisystemer?
2. Gjør gjeldende regelverk det mulig for Power-to-Gas utnyttelse i flaskehalshåndtering?
Vår strategi for å svare på disse spørsmålene er todelt: Først formulerer vi en teknoøkonomisk
modell som representererdet tyske markedet med spotmarkedet sitt og den
påfølgende styringen flaskehalshåndtering. Med et begrenset framsyn på 24 timer etterligner
vi den sekvensielle interaksjonen mellom markedsklaring og kraftoverføring.
Basert på aktuelle resultater fra Power-to-Gas-prosjekter implementerer vi teknologien
som et alternativ for ytterligere fleksibilitet i redispatch. Etter vår modellbaserte evaluering
undersøker vi om liberaliserte strømmarkeder i dag tillater bruk av Power-to-Gas
for nettselskaper. Vi analyserer potensialet til Power-to-Gas og eksisterende barrierer i to
forskjellige reguleringsmiljøer, Tyskland og USA.
Basert på vår helhetlige forskningstilnærming, inkludert Power-to-Gas i flaskehalshåndtering,
kan redusere fornybar energi reduseres med 12 % i løpet av et år. Med
fleksibiliteten til å produsere syntetisk naturgass i tider med høy fornybar tilførsel kan
overbelastning i høyspenningsnettet reduseres. Dette muliggjør en frakobling av fornybar
strøminnsprøytning fra flaskehalser i strømnettet. Samtidig kan vi oppnå høyere effektive
andeler av fornybar energi i strømblandingen. Fra et geografisk perspektiv finner vi ut at
en liten andel av steder i nettet kan godt profitere av ekstra fleksibilitet gjennom Power-to-
Gas. Selv om det er attraktivt fra et fleksibilitetsperspektiv, er det utfordrende å lokalisere
Power-to-Gas innenfor det eksisterende regelverket: Manglende klare definisjoner og juridiske
klassifiseringer begrenser bruket av Power-to-Gas av nettselskapene etter at det
foreligger adskillelsesregler
Marketplaces for DSO side flexibility providers: Insights regarding future TSO-DSO coordination mechanisms in Germany
Full text linkLike many European countries, Germany plans to increase the share of renewable electricity generation within its power system to mitigate the effects of the anthropogenic climate change. However, the intermittent nature and the spatial allocation of the \acf{res} all over Germany pose a challenge as they will lead to an increased need for flexibility options and increased congestion in the transmission grids. In this thesis, we research the integration of a powerful yet largely untouched flexibility resource: \acfp{der} connected to the \ac{dso} grid. The thesis is written following a paper-based format. Therefore, we investigate two different approaches to this topic.
In the first paper, in which we extend the research we have conducted as part of our specialization project in the fall semester of 2021, we explore possible integration mechanisms for these flexibility options. Currently, there is no advanced regulatory system for including the large-scale use of \acp{der} into the established electricity markets. We investigate the application of load flexibility \acp{der} can provide for assisting the re-dispatch necessary in electricity markets that employ a zonal pricing mechanism. Using a deterministic techno-economic optimization model, we implement two different \ac{tso}-\ac{dso} coordination schemes with varying levels of involvement of the \acp{dso} and compare their performance with a business-as-usual case in one historical scenario from 2015 and one prediction for 2030. Findings include that while both cases improve the system-wide re-dispatch concerning volume and cost, the centralized framework outperforms the decentralized one. However, we find the decentralized framework to be more realistic to implement as it preserves the interests of the different stakeholders. Furthermore, we find the average value of optimal load-shifting to not be high enough in 2015 to incentivize investment in this area. However, at the higher percentages of generation from \ac{res} in the future scenario, this value becomes promising and using \acp{der} for this purpose may provide long-term benefits to the system operators and owners of assets alike.
In the second paper, we expand our focus and research possible methods and additional applications to improve the value of load shifting further while considering the insights from the first paper. We investigate how using the \ac{dso} side flexibility not only for the re-dispatch but also for the intraday market improves the financial incentives to provide this flexibility service to the system. To do so, we enhance the model from the first paper to a two-stage stochastic techno-economic optimization model adopting the principle of coordinated bidding. Regarding the flexibility integration into the re-dispatch, we use a decentralized \ac{tso}-\ac{dso} coordination framework. We found that, on the one hand, accessing more than one market results in a higher value of the \ac{dso} side flexibility. On the other hand, it also allows the \ac{dso} side flexibility providers connected to nodes without re-dispatch in the respective time step to offer their service to the system. Therefore, the multi-market access improves the reward potential of this flexibility option
The Impact of Green Hydrogen and Seasonal Storage on Europe's Energy System Costs and Investments
No full textMitigating climate change relies heavily on transforming energy production. For many sectors within transport and industry, electrification via variable renewable energy sources (\gls{vres}) is not a viable solution. Emission-free hydrogen has emerged as a promising alternative for these hard-to-abate sectors. This approach has recently gained traction through the European Union's policies and subsidies aimed at promoting investments in green hydrogen. While these initiatives have the potential to accelerate investments in \gls{vres} and hydrogen storage, there is a gap in research analyzing their impacts on the European energy system.
This thesis addresses the challenges in modeling the European energy system, specifically concerning policy representation and technical modeling decisions. The objectives are to provide valuable insights into (1) the impact of implementing the European definition of green hydrogen and (2) the effects of seasonal hydrogen storage on energy system costs and investment decisions in the future European energy system.
To address the first problem, we extend the multi-horizon stochastic capacity expansion model \gls{empire} with additional constraints to enforce all hydrogen production to originate from electrolysis that complies with the European requirements for green hydrogen. The second problem is addressed by introducing a novel method to represent seasonal storage in multi-horizon stochastic programming by incorporating tactical stages in the operational horizon to account for seasonal variations and uncertainty.
Our results show that implementing the European green hydrogen definition will incur considerable cost increases due to an accelerated shift towards investments in \gls{vres}. This is primarily because the requirement mandates that all hydrogen be produced using power from new renewable power generators. Integrating seasonal hydrogen storage into energy system modeling can mitigate these costs, as it enables the transfer of large amounts of energy from summer to winter by using cost-effective \gls{vres}. This is particularly important in systems with high shares of green hydrogen, where hydrogen production availability is constrained by \gls{vres} output. Therefore, a key finding in this thesis is that green hydrogen and seasonal hydrogen storage are complementary strategies that can accelerate the transition to a sustainable energy system
The Potential of Power-to-Gas for Congestion Management: Utilising Synthetic Natural Gas in Redispatch
Full text linkKapasiteten av fornybar energi i det tyske elsystemet øker stadig, og det setter press på
høyspenningsnettet: Mens vindmøllene i Nord-Tyskland producerer en betydelig mengde
strøm, trenges den i Sør-Tyskland. Dette fører til en overbelastning i strømnettet og resulterer
i at fornybar energi blir begrenset ved dyre tiltak fra nettselskapene. På grunn av
manglende nettutvidelser må andre fleksibilitetsalternativer utforskes som er i stand til å
balansere etterspørsel og elproduksjon i en tidsmessig og romlig dimensjon. Teknologien
Power-to-Gas presenterer en mulighet til sektorintegrasjon og åpner for fleksibilitet ved å
skifte belastning fra elnettet til gassystemet.
I to innsendte tidsskriftsartikler vurderer vi potensialet av Power-to-Gas som redispatch
teknologi. I stedet for å begrense fornybar elektrisitet, kan nettselskaper bruke
Power-to-Gas for å produsere syntetisk naturgass. Ved bruk av det eksisterende gasnettet
kan gasskraftverkene omdanne syntetisk naturgass til strøm, og dermed unngå elnettet
i perioder med høy last. Med målet om høystbruk av fornybar energi, presenterer vi svar
til to forskningsspørsmål:
1. I hvilken grad kan Power-to-Gas introdusere fleksibilitet til karbonnøytrale energisystemer?
2. Gjør gjeldende regelverk det mulig for Power-to-Gas utnyttelse i flaskehalshåndtering?
Vår strategi for å svare på disse spørsmålene er todelt: Først formulerer vi en teknoøkonomisk
modell som representererdet tyske markedet med spotmarkedet sitt og den
påfølgende styringen flaskehalshåndtering. Med et begrenset framsyn på 24 timer etterligner
vi den sekvensielle interaksjonen mellom markedsklaring og kraftoverføring.
Basert på aktuelle resultater fra Power-to-Gas-prosjekter implementerer vi teknologien
som et alternativ for ytterligere fleksibilitet i redispatch. Etter vår modellbaserte evaluering
undersøker vi om liberaliserte strømmarkeder i dag tillater bruk av Power-to-Gas
for nettselskaper. Vi analyserer potensialet til Power-to-Gas og eksisterende barrierer i to
forskjellige reguleringsmiljøer, Tyskland og USA.
Basert på vår helhetlige forskningstilnærming, inkludert Power-to-Gas i flaskehalshåndtering,
kan redusere fornybar energi reduseres med 12 % i løpet av et år. Med
fleksibiliteten til å produsere syntetisk naturgass i tider med høy fornybar tilførsel kan
overbelastning i høyspenningsnettet reduseres. Dette muliggjør en frakobling av fornybar
strøminnsprøytning fra flaskehalser i strømnettet. Samtidig kan vi oppnå høyere effektive
andeler av fornybar energi i strømblandingen. Fra et geografisk perspektiv finner vi ut at
en liten andel av steder i nettet kan godt profitere av ekstra fleksibilitet gjennom Power-to-
Gas. Selv om det er attraktivt fra et fleksibilitetsperspektiv, er det utfordrende å lokalisere
Power-to-Gas innenfor det eksisterende regelverket: Manglende klare definisjoner og juridiske
klassifiseringer begrenser bruket av Power-to-Gas av nettselskapene etter at det
foreligger adskillelsesregler.The increase of renewable energy infeed in the German electricity system is pushing the
transmission grid to its limit. Large amounts of wind generation from the north need to be
transported to high demand centres in the south. This causes congestion in the transmission
grid, resulting in vast amounts of renewable energy to be curtailed and calls for expensive
measures by system operators. Due to lagging grid expansions, other flexibility options
capable of balancing load and generation on a temporal and spatial dimension need to
be explored. As a sector-coupling technology, Power-to-Gas may provide the required
flexibility by shifting load from the electricity to the gas system.
In two submitted journal articles, we assess the potential of Power-to-Gas in redispatch.
Instead of curtailing renewable electricity, system operators may use Power-to-Gas
to generate synthetic natural gas. By utilising transmission capacities of the gas infrastructure,
connected gas-fired power plants can use synthetic natural gas to generate electricity
behind congested lines. With the goal of reducing curtailment measures and increasing the
infeed of renewables, the following research questions arise:
1. To what extent can Power-to-Gas provide flexibility in low carbon energy systems?
2. Do current regulatory frameworks enable Power-to-Gas utilisation in congestion
management?
Our strategy to answer these questions is twofold: First, we formulate a techno-economic
model, incorporating the German electricity day-ahead spot market and subsequent congestion
management. With a limited foresight of 24 hours, we imitate the sequential interaction
of market clearing and power transmission. Using findings from state-of-the-art
Power-to-Gas projects, we implement the technology as an option for additional flexibility
in redispatch. Following our model-based evaluation in our first submitted article, we
investigate in a second article whether liberalised electricity markets of today allow for the
incorporation of Power-to-Gas facilities by system operators. For a deeper understanding,
we examine the potential of Power-to-Gas and existing barriers in two different regulatory
environments, i.e., Germany and the United States.
Based on our holistic research approach, including Power-to-Gas in redispatch measures
may reduce renewable energy curtailment by 12 % over the course of a year. With the
flexibility of generating synthetic natural gas in times of high renewable infeed, congestion
in the transmission grid can be alleviated. This enables the decoupling of renewable
electricity injection from bottlenecks in the transmission grid. At the same time, we can
achieve higher effective shares of renewables in the electricity mix. On a geographical
level, we find that a small set of locations in the grid may strongly benefit from additional
flexibility through Power-to-Gas. While attractive from a flexibility perspective, positioning
Power-to-Gas within existing regulatory frameworks is challenging: A lack of clear
definitions and legal classifications limits the utilisation of Power-to-Gas by the system
operators under unbundling rules in place
Expanding the notions of local electricity markets: A study on trading among and within energy communities
No full textLokale elektrisitetsmarkeder (LEM) er et voksende forskningsområde som bidrar til det grønne skiftet innen energisystemer. Med nye fremskritt innen informasjons- og kommunikasjonsteknologi, kan disse markedene nå være med på å styre og effektivisere den økende andelen av distribuerte energiressurser ved å legge opp til lokal energihandel mellom plusskunder og vanlige forbrukere. Dette vil i tillegg forsterke og fremskynde overgangen fra et system med kun forbrukere til et system med plusskunder og lokal energiproduksjon.
Det er imidlertid fortsatt noen kunnskapshull i dette forskningsområdet. Det mangler blant annet forskning på hvordan overskuddsenergi fra disse markedene kan utnyttes videre. I tillegg er det ingen felles enighet om hvordan man skal organisere handelen i disse markedene. I denne masteroppgaven tar vi for oss noen av disse problemstillingene gjennom to forskningsartikler.
I den første artikkelen analyserer vi den interne markeds-klareringen for to systemer i henholdsvis Norge og Storbritannia. Dette gjør vi ved å bruke to handelsalgoritmer, «Peer-to-Peer» (P2P) og «Multi Unit Double Auction» (MUDA), og deretter sammenligne resultatene fra disse mot en referanse-modell. Vi utviklet også en modell for en markedsreferansepris, i tillegg til å simulere strategier for bud og tilbud i algoritmene. Resultatet fra dette indikerer at P2P-algoritmen er betydelig mer effektiv enn MUDA, men at det er visse fordeler og ulemper med begge. Som et siste steg i arbeidet som tilhører denne artikkelen, har vi utarbeidet et forslag for hvordan handelsalgoritmer kan brukes av plusskunder med batterier.
I den andre artikkelen utarbeidet vi et forslag for et nytt market kalt «Community-to-X» (C2X), hvor målet er at de lokale elektrisitetsmarkedene kan kjøpe og selge overskuddsenergi, enten med andre nabolag eller eksterne kjøpere. Dette arbeidet er delt i to hoveddeler: Først modellerte vi ulike lokale elektrisitetsmarkeder for å evaluere økonomiske resultater og fysiske påvirkninger på kraftnettet. I den andre delen ser vi på de økonomiske fordelene ved å fortsette handelen in C2X-markedet. Våre resultater viser at C2X-markedet er fordelaktig for alle deltakere, men de nabolagene med mest overskudd drar mest nytte av å selge sin elektrisitet. Videre finner vi ingen store nettproblemer som en direkte årsak av lokal. Vi ser likevel på et scenario med høyere lokal produksjon for å vise et eksempel på hvordan nettselskaper kan samhandle med nabolag for å håndtere potensielle problemer i nettet.
For å konkludere, gir denne oppgaven nye ideer til gjeldende forestillinger om hvordan lokale elektrisitetsmarkeder fungerer internt og eksternt. Forhåpentligvis vil dette bringe et nytt perspektiv for implementering av LEM i fremtidige systemer, og gi et utgangspunkt for videre forskning på dette området
Expanding the notions of local electricity markets: A study on trading among and within energy communities
Full text linkLokale elektrisitetsmarkeder (LEM) er et voksende forskningsområde som bidrar til det grønne skiftet innen energisystemer. Med nye fremskritt innen informasjons- og kommunikasjonsteknologi, kan disse markedene nå være med på å styre og effektivisere den økende andelen av distribuerte energiressurser ved å legge opp til lokal energihandel mellom plusskunder og vanlige forbrukere. Dette vil i tillegg forsterke og fremskynde overgangen fra et system med kun forbrukere til et system med plusskunder og lokal energiproduksjon.
Det er imidlertid fortsatt noen kunnskapshull i dette forskningsområdet. Det mangler blant annet forskning på hvordan overskuddsenergi fra disse markedene kan utnyttes videre. I tillegg er det ingen felles enighet om hvordan man skal organisere handelen i disse markedene. I denne masteroppgaven tar vi for oss noen av disse problemstillingene gjennom to forskningsartikler.
I den første artikkelen analyserer vi den interne markeds-klareringen for to systemer i henholdsvis Norge og Storbritannia. Dette gjør vi ved å bruke to handelsalgoritmer, «Peer-to-Peer» (P2P) og «Multi Unit Double Auction» (MUDA), og deretter sammenligne resultatene fra disse mot en referanse-modell. Vi utviklet også en modell for en markedsreferansepris, i tillegg til å simulere strategier for bud og tilbud i algoritmene. Resultatet fra dette indikerer at P2P-algoritmen er betydelig mer effektiv enn MUDA, men at det er visse fordeler og ulemper med begge. Som et siste steg i arbeidet som tilhører denne artikkelen, har vi utarbeidet et forslag for hvordan handelsalgoritmer kan brukes av plusskunder med batterier.
I den andre artikkelen utarbeidet vi et forslag for et nytt market kalt «Community-to-X» (C2X), hvor målet er at de lokale elektrisitetsmarkedene kan kjøpe og selge overskuddsenergi, enten med andre nabolag eller eksterne kjøpere. Dette arbeidet er delt i to hoveddeler: Først modellerte vi ulike lokale elektrisitetsmarkeder for å evaluere økonomiske resultater og fysiske påvirkninger på kraftnettet. I den andre delen ser vi på de økonomiske fordelene ved å fortsette handelen in C2X-markedet. Våre resultater viser at C2X-markedet er fordelaktig for alle deltakere, men de nabolagene med mest overskudd drar mest nytte av å selge sin elektrisitet. Videre finner vi ingen store nettproblemer som en direkte årsak av lokal. Vi ser likevel på et scenario med høyere lokal produksjon for å vise et eksempel på hvordan nettselskaper kan samhandle med nabolag for å håndtere potensielle problemer i nettet.
For å konkludere, gir denne oppgaven nye ideer til gjeldende forestillinger om hvordan lokale elektrisitetsmarkeder fungerer internt og eksternt. Forhåpentligvis vil dette bringe et nytt perspektiv for implementering av LEM i fremtidige systemer, og gi et utgangspunkt for videre forskning på dette området.Local electricity markets (LEMs) is an expanding research area that contributes to the green transition of the energy system. With recent advances in Information and Communication Technology (ICT), LEMs can facilitate the increasing deployment of distributed energy resources (DERs) by sharing electricity locally. This also enhances the role of prosumers and accelerates the shift from consumerism to prosumerism.
However, there are still knowledge gaps in the research field of LEMs. One example is the missing research on managing surplus of plus energy neighborhoods to increase the value of their surplus. Furthermore, there is no consensus on how to organize energy sharing within LEMs (e.g., creating a wholesale market), such as assessing the economic efficiency of trading algorithms. We address these issues in two journal papers.
In the first journal paper, we analyze internal LEM clearing for two cases in Norway and the United Kingdom. To do so, we apply the trading algorithms Peer-to-Peer (P2P) and Multi Unit Double Auction (MUDA) and compare the results to a cooperative market clearing (centralized optimization) in terms of self-sufficiency, traded energy, and curtailment. We also develop a market reference price and conduct bidding simulations to establish bids and offers for the trading algorithms. The results indicate significantly higher efficiency of the P2P algorithm than MUDA but also reveal some disadvantages regarding unfair trading. Finally, as a step further in this thesis, we propose a bidding strategy for selling prosumers with battery storage.
In the second journal paper, we propose a new market called ``Community-to-X'' (C2X) to trade electricity surplus of plus energy neighborhoods. In the C2X market, communities with surplus electricity can enter to sell their surplus to other communities or external players. To further explore this market, we divided the paper into two main parts: First, we modeled LEM trading models for communities and compared the results with a business-as-usual case. Second, we applied the LEM results to the C2X market and analyzed the financial benefits. The market models were simulated on a German distribution network. We find that the C2X market can be economically beneficial for all participants, but communities with higher surpluses benefit the most from selling their electricity. Moreover, the results do not indicate any major grid problems in the low-voltage grid caused directly by LEM trading. However, we extend this market for a future scenario to show how the DSO can interact with market participants to manage potential grid impacts.
In conclusion, this thesis provides new ideas to current notions of how LEMs function internally and externally. Hopefully, this will bring a novel perspective to the implementation of LEMs and provide starting points for further research
Towards a Sustainable Bolivian Power System: Impacts of Gas Subsidies and Variable Renewable Energy Sources
Full text linkImens utviklingsland navigerer det komplekse landskapet i energiomstillingen, står de overfor unike utfordringer som økonomiske begrensninger, store behov for oppgradering av infrastruktur og et energisystem avhengig av fossile brensler. For å muliggjøre informert beslutningstaking som kan balansere ulike faktorer samtidig som de sikrer transparens er åpnet tilgjengelige energisystemmodeller essensielle verktøy.
Denne avhandlingen fokuserer på å adressere kritiske forskningsspørsmål relatert til modellering og analyse av det bolivianske kraftsystemet ved bruk og utvidelse av åpent tilgjengelige modeller. Hovedmålene er å forbedre representasjonen av Bolivias energiinfrastruktur i PyPSA-Earth-BO-modellen, undersøke virkningen av subsidiering av fossile brensler, implementere et verktøy for pålitelighetsvurdering og integrere det bolivianske kraftsystemet i EMPIRE-modellen for komparativ analyse.
Den første studien forbedrer nøyaktigheten til PyPSA-Earth-BO-modellen betydelig ved å øke oppløsningen av representasjonen av det fysiske systemet, gjøre kritiske forbedringer i dataen som benyttes og implementere begrensninger som sikrer mer realistiske resultater. Forbedringene muliggjør en omfattende analyse av virkningen av subsidiering av fossile brensler på Bolivias energiomstilling. Den andre studien introduserer et sammensatt verktøy for å utføre pålitelighetsstudier av Bolivias fremtidige kraftsystem ved hjelp av Monte Carlo simulering. Dette fasiliterer en diskusjon rundt de kritiske komponentene i modellen som brukes til å representere Bolivia i 2040. Den tredje studien integrerer det bolivianske kraftsystemet i EMPIRE-modellen, som muliggjør en komparativ analyse mellom dens multi-horisont stokastiske programmeringsmetode og PyPSA-Earths deterministiske modell.
Funnene i denne avhandlingen har betydelige implikasjoner for modellering av energisystemer og politisk beslutningstaking i Bolivia. Undersøkelsen av effektene av drivstoffsubsidier viser at de potensielle besparelsene fra reduksjonen av disse kan finansiere de nødvendige investeringene for en bærekraftig energiomstilling, når subsidene viser seg å overgå 5 milliarder euro. Den vellykkede implementeringen av pålitelighetsverktøyet i PyPSA-Earth-BO gir en første indikasjon på viktigheten av investeringer i strømnettet for å forbedre påliteligheten til det modellerte kraftsystemet. Når man sammenligner PyPSA-Earth-BO og EMPIRE, blir betydelige avveininger mellom deres modelleringsmetoder tydelige. PyPSA-Earth-BO har en tendens til å være overoptimistisk om potensialet for fornybar energi, mens EMPIRE påvirkes av svært forenklede lastflytsbegrensninger. PyPSA-Earth-BO gir en mer detaljert utvidelse av strømnettet og lokal strømgenerering, og fremhever fordelene ved sin høyoppløste modellering. I kontrast tilbyr EMPIRE en mer robust investeringsstrategi som tar hensyn til både variasjon og usikkerhet knyttet til vær, og viser sin styrke i langsiktig strategisk planlegging.As developing countries navigate the complex landscape of the energy transition, they face unique challenges such as financial constraints, infrastructural limitations, and reliance on fossil fuels. In this context, open-source energy system models emerge as essential tools for facilitating informed decision-making, balancing numerous factors while ensuring transparency.
This thesis focuses on addressing critical research questions related to modeling and analyzing the Bolivian power system using and extending open-source tools. The primary objectives are to enhance the representation of Bolivia's energy infrastructure in the PyPSA-Earth-BO model, investigate the impact of natural gas subsidies, implement a reliability assessment tool, and integrate the Bolivian power system into the EMPIRE model for comparative analysis.
The first study significantly improves the accuracy of the PyPSA-Earth-BO model by enhancing the spatial representation, critically improving the input data, and implementing constraints aimed at ensuring a more realistic output. This enables a comprehensive analysis of the impact of natural gas subsidies on Bolivia's energy transition. The second study introduces a composite system adequacy assessment tool to evaluate the reliability of Bolivia's future power system leveraging Monte Carlo simulation, facilitating an investigation and discussion surrounding the critical nodes and components of the model used to represent Bolivia in 2040. The third study successfully integrates the Bolivian power system into the EMPIRE model, enabling a comparative analysis between its multi-horizon stochastic programming approach and PyPSA-Earth's single-period deterministic model.
The findings of this thesis have significant implications for energy system modeling and policy decision-making in Bolivia and beyond. Examining the effects of fuel subsidies which succeeded 5 billion euro, shows that the potential savings from their reduction can adequately finance the investments necessary for a sustainable energy transition. The successful implementation of the reliability tool in PyPSA-Earth-BO provides preliminary insights into the importance of transmission grid investments to improve the system adequacy of the modeled power system. When comparing PyPSA-Earth-BO and EMPIRE, significant trade-offs between their modeling approaches become evident. PyPSA-Earth-BO tends to be overly optimistic about renewable energy potential, while EMPIRE grapples with highly approximated load flow restrictions. PyPSA-Earth-BO provides a more detailed transmission line expansion and local generation distribution, highlighting the advantages of its high-resolution modeling. In contrast, EMPIRE offers a more robust investment strategy that accounts for both weather variation and weather uncertainty, showcasing its strength in long-term strategic planning
An economical assessment of electrifying offshore oil and gas installations: A path-dependent real options approach
Full text linkProsesser på offshore olje og gass (O&G) plattformer på den Norske kontinentalsokkelen bidrar til betydelige utslipp av CO2. For å redusere dette, har erstatning av den tradisjonelle kraftforsyningen gjennom gass turbiner med elektrifisering blitt vurdert som et effektivt tiltak. Slik elektrifisering har tidligere blitt gjort gjennom strømforsyning fra land, mens nyere prosjekter skal gjøre dette ved bruk av kraft fra nærliggende offshore vindparker. I denne oppgaven tar vi hensyn til begge løsningene for å undersøke de økonomiske aspektene knyttet til elektrifisering av O&G installasjoner.
Vi tar for oss problemet med å foreta investeringsbeslutninger knyttet til elektrifisering av en ekte O&G installasjon, hvor et operatørselskap vurderer å iverksette elektrifiseringstiltak. Som et resultat av dette blir våre forskningsspørsmål:
Hvilke markedsforhold kreves for lønnsomme investeringer i elektrifisering av O&G installasjoner?
Vil den optimale investeringsstrategien bli påvirket av å også inkludere muligheten for å eksportere offshore vindprodusert kraft til land?
Vi formulerer dette som et «Multistage Stochastic Integer Programming» problem, med en objektivfunksjon for å maksimere forventet netto nåverdi, gjennom å velge de optimale beslutningene og investeringstidspunkt. De tre veiavhengige investeringsmulighetene, som er tilgjengelig for beslutningstakere er:
Investere i å importere kraft fra land til offshore plattformer
Investere i å elektrifisere ved å bruke en offshore vindpark
Investere i å eksportere kraft fra en offshore vindpark til land
Disse opsjonene er ikke begrenset av hverandre, men deres tilknyttede kostnader kan avhenge av tidligere investeringsbeslutninger. Med utgangspunkt i Luehrman (1998) sin definisjon av strategi som en portefølje av realopsjoner, ønsker vi å ta de optimale strategiske beslutningene i en realopsjon setting. Vi tillater usikkerhet i strømprisen i engrosmarkedet og benytter oss av «Stochastic Dual Dynamic integer Programming» algoritmen, for å finne anbefalte beslutninger for hver realisering av den usikre strømprosessen. Litteraturstudiet viser at verdivurderingen av elektrifiseringsprosjekter gjøres i stor grad gjennom tradisjonelle metoder. Til vår kjennskap, kommer vi derfor med et forskningsbidrag med å være den første som evaluerer et elektrifiseringsprosjekt med både kraft fra land og offshore vind gjennom bruken av en realopsjonsmetode. I tillegg, kommer vi også med et bidrag gjennom en anbefalt investering. Dette er oppsummert under våre viktigste funn:
Vi finner en anbefaling for å investere i en 100MW offshore vindpark i 2026. For denne investeringen kan vi være 90% sikre på at den forventede nettonåverdien er mellom [1423, 1673] millioner NOK.
Simuleringsstudiet tar for seg 1000 scenarier, hvor vi får en anbefalt beslutning for hver realisering av den usikre strømprosessen. 92,3% av simuleringene foreslår en investering i offshore vind for elektrifisering. I tillegg, anbefaler 6,6% samme beslutning, men anbefaler også å investere i eksport av kraft etter feltets levetid. Kun 1,1% fant elektrifisering med bruk av kraft fra land til å være en optimal beslutning.
Økende volalitet i strømprisen ga høyere forventet lønnsomhet, samt et økende skifte fra offshore vind til kraft fra land som det optimale elektrifiseringsalternativet. Til tross for dette, førte det ikke til en anbefaling om et senere investeringstidspunkt.
Potensielle kostnadsreduksjoner ved å slippe CO2 avgifter viste seg å være den største bidragsyteren til den årlige kontantstrømmen. Vi kommer dermed frem til at en forventet økning i denne avgiften er den viktigste markedsfaktoren for lønnsomheten av elektrifiseringsprosjekter.
Videre analyse viste at umodenheten i flytende vindpark-teknologi er bestemmende for både investeringstidspunkt og lønnsomhet
An economical assessment of electrifying offshore oil and gas installations: A path-dependent real options approach
No full textProsesser på offshore olje og gass (O&G) plattformer på den Norske kontinentalsokkelen bidrar til betydelige utslipp av CO2. For å redusere dette, har erstatning av den tradisjonelle kraftforsyningen gjennom gass turbiner med elektrifisering blitt vurdert som et effektivt tiltak. Slik elektrifisering har tidligere blitt gjort gjennom strømforsyning fra land, mens nyere prosjekter skal gjøre dette ved bruk av kraft fra nærliggende offshore vindparker. I denne oppgaven tar vi hensyn til begge løsningene for å undersøke de økonomiske aspektene knyttet til elektrifisering av O&G installasjoner.
Vi tar for oss problemet med å foreta investeringsbeslutninger knyttet til elektrifisering av en ekte O&G installasjon, hvor et operatørselskap vurderer å iverksette elektrifiseringstiltak. Som et resultat av dette blir våre forskningsspørsmål:
Hvilke markedsforhold kreves for lønnsomme investeringer i elektrifisering av O&G installasjoner?
Vil den optimale investeringsstrategien bli påvirket av å også inkludere muligheten for å eksportere offshore vindprodusert kraft til land?
Vi formulerer dette som et «Multistage Stochastic Integer Programming» problem, med en objektivfunksjon for å maksimere forventet netto nåverdi, gjennom å velge de optimale beslutningene og investeringstidspunkt. De tre veiavhengige investeringsmulighetene, som er tilgjengelig for beslutningstakere er:
Investere i å importere kraft fra land til offshore plattformer
Investere i å elektrifisere ved å bruke en offshore vindpark
Investere i å eksportere kraft fra en offshore vindpark til land
Disse opsjonene er ikke begrenset av hverandre, men deres tilknyttede kostnader kan avhenge av tidligere investeringsbeslutninger. Med utgangspunkt i Luehrman (1998) sin definisjon av strategi som en portefølje av realopsjoner, ønsker vi å ta de optimale strategiske beslutningene i en realopsjon setting. Vi tillater usikkerhet i strømprisen i engrosmarkedet og benytter oss av «Stochastic Dual Dynamic integer Programming» algoritmen, for å finne anbefalte beslutninger for hver realisering av den usikre strømprosessen. Litteraturstudiet viser at verdivurderingen av elektrifiseringsprosjekter gjøres i stor grad gjennom tradisjonelle metoder. Til vår kjennskap, kommer vi derfor med et forskningsbidrag med å være den første som evaluerer et elektrifiseringsprosjekt med både kraft fra land og offshore vind gjennom bruken av en realopsjonsmetode. I tillegg, kommer vi også med et bidrag gjennom en anbefalt investering. Dette er oppsummert under våre viktigste funn:
Vi finner en anbefaling for å investere i en 100MW offshore vindpark i 2026. For denne investeringen kan vi være 90% sikre på at den forventede nettonåverdien er mellom [1423, 1673] millioner NOK.
Simuleringsstudiet tar for seg 1000 scenarier, hvor vi får en anbefalt beslutning for hver realisering av den usikre strømprosessen. 92,3% av simuleringene foreslår en investering i offshore vind for elektrifisering. I tillegg, anbefaler 6,6% samme beslutning, men anbefaler også å investere i eksport av kraft etter feltets levetid. Kun 1,1% fant elektrifisering med bruk av kraft fra land til å være en optimal beslutning.
Økende volalitet i strømprisen ga høyere forventet lønnsomhet, samt et økende skifte fra offshore vind til kraft fra land som det optimale elektrifiseringsalternativet. Til tross for dette, førte det ikke til en anbefaling om et senere investeringstidspunkt.
Potensielle kostnadsreduksjoner ved å slippe CO2 avgifter viste seg å være den største bidragsyteren til den årlige kontantstrømmen. Vi kommer dermed frem til at en forventet økning i denne avgiften er den viktigste markedsfaktoren for lønnsomheten av elektrifiseringsprosjekter.
Videre analyse viste at umodenheten i flytende vindpark-teknologi er bestemmende for både investeringstidspunkt og lønnsomhet
Marketplaces for DSO side flexibility providers: Insights regarding future TSO-DSO coordination mechanisms in Germany
No full textLike many European countries, Germany plans to increase the share of renewable electricity generation within its power system to mitigate the effects of the anthropogenic climate change. However, the intermittent nature and the spatial allocation of the \acf{res} all over Germany pose a challenge as they will lead to an increased need for flexibility options and increased congestion in the transmission grids. In this thesis, we research the integration of a powerful yet largely untouched flexibility resource: \acfp{der} connected to the \ac{dso} grid. The thesis is written following a paper-based format. Therefore, we investigate two different approaches to this topic.
In the first paper, in which we extend the research we have conducted as part of our specialization project in the fall semester of 2021, we explore possible integration mechanisms for these flexibility options. Currently, there is no advanced regulatory system for including the large-scale use of \acp{der} into the established electricity markets. We investigate the application of load flexibility \acp{der} can provide for assisting the re-dispatch necessary in electricity markets that employ a zonal pricing mechanism. Using a deterministic techno-economic optimization model, we implement two different \ac{tso}-\ac{dso} coordination schemes with varying levels of involvement of the \acp{dso} and compare their performance with a business-as-usual case in one historical scenario from 2015 and one prediction for 2030. Findings include that while both cases improve the system-wide re-dispatch concerning volume and cost, the centralized framework outperforms the decentralized one. However, we find the decentralized framework to be more realistic to implement as it preserves the interests of the different stakeholders. Furthermore, we find the average value of optimal load-shifting to not be high enough in 2015 to incentivize investment in this area. However, at the higher percentages of generation from \ac{res} in the future scenario, this value becomes promising and using \acp{der} for this purpose may provide long-term benefits to the system operators and owners of assets alike.
In the second paper, we expand our focus and research possible methods and additional applications to improve the value of load shifting further while considering the insights from the first paper. We investigate how using the \ac{dso} side flexibility not only for the re-dispatch but also for the intraday market improves the financial incentives to provide this flexibility service to the system. To do so, we enhance the model from the first paper to a two-stage stochastic techno-economic optimization model adopting the principle of coordinated bidding. Regarding the flexibility integration into the re-dispatch, we use a decentralized \ac{tso}-\ac{dso} coordination framework. We found that, on the one hand, accessing more than one market results in a higher value of the \ac{dso} side flexibility. On the other hand, it also allows the \ac{dso} side flexibility providers connected to nodes without re-dispatch in the respective time step to offer their service to the system. Therefore, the multi-market access improves the reward potential of this flexibility option
- …
