Electricity Market Impacts of Low-carbon Energy Transition in the Nordic-Baltic Region

The Baltic countries Estonia, Latvia and Lithuania are well connected to the Nordic countries Finland and Sweden on the electricity market, yet in a different position facing the transition to a low-carbon electricity system. While especially Sweden is a large electricity producer and net exporter, the Baltic countries suffer from a lack of capacity, which makes them highly dependent on trade. In addition, the present electricity mix of Estonia is very carbon intensive compared to the Nordic countries. There is a debate regarding nuclear power in Sweden. This paper explores four possible solutions for a Nordic-Baltic electricity system: with and without nuclear power in Sweden and with the current transmission network, as well as with a considerably expanded network. The impact on electricity mix, electricity prices, carbon dioxide intensity and import dependence in the Baltic countries from the EU transition to electricity systems with very low carbon dioxide emissions is investigated. The electricity and district heat market model Enerallt is used to quantify electricity prices, electricity trade and system costs. The results show that the development of the transmission network affects electricity prices and especially electricity trade in the Baltic countries. With transmission expansion, the demand weighted average prices in the Baltic countries increase from 62 €/MWh to 65 €/MWh and 70 €/MWh with and without nuclear power in Sweden, respectively. If transmission is expanded, phasing out nuclear power in Sweden can increase the revenue from electricity export by over 100% for the Baltic countries. However, significant new investment in wind power is required

Electrification of the agricultural sector in Norway in an effort to phase out fossil fuel consumption

publishedVersio

Techno-economic feasibility of hybrid hydro-FPV systems in Sub-Saharan Africa under different market conditions

publishedVersio

Profitability of battery storage in hybrid hydropower–solar photovoltaic plants

Increased energy demand and rapid environmental changes triggered by global greenhouse gas emissions have forced numerous countries to consider renewable energy sources (RES) as possible alternatives to conventional fossil-fuel energy sources. Due to the inherent uncertainty, intermittency, and generally uncontrollable power generation by single-source renewable power plants, hybrid power plants (HPPs) incorporating several mutually complementary RES have lately gained much interest. Integrating battery storage systems with such HPPs has the potential to run them more similarly to conventional fossil-fueled power plants, providing controllable power generation, and reducing its variability. Given such a future scenario and the lack of existing detailed studies, this paper investigates the profitability potential for a viable business case for battery storage integration with utility-scale hybrid hydropower–solar photovoltaic (PV) plants. The study presented here is based on a hypothetical, two-reservoir cascaded hydropower plant in Sub-Saharan Africa. The role of the battery is assessed by considering the overall profitability of the HPP when participating in capacity markets, ancillary services, and energy arbitrage. The relationship between the value stacking of battery services and its impact on battery life has been critically examined. This study provides estimates on increased profitability, cost-optimal battery capacities, battery degradation estimates, and the HPP-battery interoperability aspects under various hydropower and electricity market operating scenarios. Batteries will likely increase cost-effectiveness by co-optimization with PV-system as well as power market contracts. In this case, adding a battery increased the profitability by about 2% when combining revenues from capacity markets and ancillary services.Profitability of battery storage in hybrid hydropower–solar photovoltaic plantspublishedVersio

Kysyntäjoustotoimenpiteiden vaikutukset tulevaisuuden energiajärjestelmien toimintaan

National energy systems are in a state of transition. Electricity and heat generation from renewableenergy sources has increased substantially during the past few years in the European Union (EU).The EU member states project ambitious national targets for higher integration of variablerenewable energy (VRE) within electricity markets in particular. In this dissertation, the consequences of demand-side interventions on the energy system operation are examined. Demand-side interventions are studied in energy systems, where future transition is guided by the climate change mitigation policies for reducing greenhouse gas emissions and increasing the shareof renewable energy sources. First, the impact of stakeholder preferences in the evaluation ofdifferent heating choices for new single-family house in Finland are examined. The decisionproblem was analysed using multicriteria analysis considering different technical, economic,environmental and usability criteria. Since energy systems are being further interconnected in theEU through international power markets, the spatial and temporal variations regarding theenvironmental effects of electricity generation are examined in a national and multinational levelanalysis. The temporal variations in marginal electricity generation implicate that the short-termmarginal cost of production can vary significantly according to the time of the day. This means thatthe true cost of consuming electricity varies also depending of the time of use. In this regard, it isexamined how demand response, in this case temporally available shiftable demand affects theenergy system operation in Finland in future scenarios with increased shares of nuclear power andvariable renewable energy. The results indicate that in power markets that are highlyinterconnected, the effects of different demand-side interventions are not necessarily restricted tothe country (or bidding area) where demand-side intervention is committed. This is because theemissions embodied in electricity or system efficiency gains can leak to the neighbouring countriesas a consequence of electricity exchange. In this case, viewing the effects of demand-sideinterventions from a national perspective may be suboptimal. This study thus suggests that the marginal electricity generation in a multi-region system should be considered. Using the long-term perspective is also recommended when estimating the marginal consequences of a demand-side intervention that will influence the energy system in the long-term. Due to the spatial and temporal variations in marginal electricity generation, taking into account the time-varying nature of marginal emissions is recommended in relevant life cycle assessment studies. This variation was found to increase in the future due to the higher VRE integration. Demand response can be utilised to balance short-term variations in residual demand. However, its potential to facilitate higher integration of VRE can be limited by the technical and economic restrictions that constrain thedemand-side resource capacity utilisation. Demand response can therefore only partially replaceflexible conventional supply technologies in the provision of balancing power and energy.Kansalliset energiajärjestelmät ovat siirtymävaiheessa. Uusiutuvilla energialähteillä tuotetut sähköja lämpö ovat viime vuosien aikana kasvanut merkittävästi Euroopan Unionin alueella (EU). EU:njäsenvaltiot ovat esittäneet kunnianhimoisia kansallisia tavoitteita vaihtelevien uusiutuvien energialähteiden lisäämiselle erityisesti sähkömarkkinoilla. Tässä väitöskirjassa tarkastellaan kysyntäjoustotoimenpiteiden vaikutuksia energiajärjestelmän toimintaan. Vaikutuksia tarkastellaan energiajärjestelmissä, joiden muutoksia ohjaavat ilmastonmuutosta hillitsevät politiikkatoimet kasvihuonekaasujen vähentämiseksi ja uusiutuvien energialähteiden lisäämiseksi. Monikriteerianalyysin avulla tutkittiin sidosryhmien preferenssien vaikutuksia kotitalouksien lämmitysvaihtoehtojen arvioinnissa, ottaen huomioon erilaiset tekniset, taloudelliset,ympäristölliset ja käytettävyyskriteerit. Koska energiajärjestelmät integroituvat lisääntyvästiEU:ssa kansainvälisten sähkömarkkinoiden kautta, sähköntuotannon ympäristövaikutustenalueellisia ja ajallisia muutoksia tarkasteltiin kansallisella ja monikansallisella tasolla. Sähkönmarginaalituotannon ajalliset muutokset osoittavat, että lyhyen aikavälin marginaalikustannuksetvoivat vaihdella merkittävästi päivän aikana. Tämä tarkoittaa, että sähkön kulutuksen todellisetkustannukset vaihtelevat myös kulutuksen ajoituksen mukaan. Näin ollen työssä analysoitiin myösajallisesti vaihtelevan kysyntäjouston vaikutuksia energiajärjestelmän toimintaan Suomessatulevaisuuden skenaarioissa, joissa ydinvoiman ja vaihtelevan uusiutuvan energian osuudetlisääntyvät. Saadut tulokset osoittavat, että voimakkaasti toisiinsa integroiduilla sähkömarkkinoilla kysyntäjoustotoimenpiteiden vaikutukset eivät välttämättä rajoitu pelkästään maahan tai hintaalueelle, jossa toimenpide toteutetaan. Tämä johtuu siitä, että sähköntuotannon päästöt tai saavutetut järjestelmähyödyt voivat vuotaa naapurimaihin sähkönsiirron seurauksena. Tässätapauksessa kysyntäjoustotoimenpiteiden vaikutusten tarkastelu kansallisesta näkökulmastasaattaa johtaa epätäydellisiin tulkintoihin. Tämä tutkimus osoittaa siten, että marginaalituotantoa tulisi tarkastella monikansallisesta näkökulmasta. Pitkän aikavälin näkökulma on lisäksi suositeltavaa arvioitaessa kysyntäjoustotoimenpiteiden marginaalivaikutuksia, jotka vaikuttavat energiajärjestelmään pitkällä aikavälillä. Koska sähkön marginaalituotanto voi vaihdella merkittävästi sekä alueellisesti että ajallisesti, on tuotannosta aiheutuvien marginaalipäästöjen ajallinen vaihtelu myös suositeltavaa ottaa huomioon elinkaariarvioineissa. Tämän vaihtelevuuden havaittiin lisääntyvän energiajärjestelmissä vaihtelevan uusiutuvan energian integraation seurauksena. Kysyntäjoustoa voidaan hyödyntää residuaalikysynnän lyhytaikaisten vaihteluiden tasaamisessa. Kuitenkin kysyntäjouston kykyä avustaa vaihtelevan uusiutuvan energian integroimisessa energiajärjestelmään rajoittavat siihen liittyvät tekniset ja taloudelliset rajoitukset, jotka vaikuttavat sen käyttöön. Kysyntäjousto voi siten vain osittain korvata tavanomaisia joustoteknologioita säätömarkkinoilla

Hajautetun pientuotannon ilmastovaikutukset pohjoismaisessa energiajärjestelmässä

The Nordic national climate and energy strategies aims to reduce the environmental loads caused by the buildings heating demand by using energy more efficiently and increasing the use of renewable energy sources, which can be attributed to the promotion of small scale distributed energy generation. This thesis examines the production phase climate impacts of small scale distributed energy generation technologies in the Nordic energy system. The analysis to determine short and potential long-term climate impacts has been performed by using life cycle analysis based on CLCA methodology and energy system analysis. These tools have been applied to model the climate impacts caused by the market dynamics and physical energy flows of the Nordic energy system. Consequently, a model that describes the current and potential future Nordic energy system was developed. In the short-term analysis supply and demand parameters were based on the Nordic national statistics, whereas the long-term analysis focused on modelling the effects of the EU 20-20-20 targets, and further the Nordic national climate and energy strategies targets for the energy system development, on greenhouse gas emissions in the long term. The analysis of Nordic energy system revealed that potential changes in the energy system have significant effect on the production phase climate impacts of small scale distributed energy generation technologies, and therefore, the short-and potential long-term emission factors may differ significantly. The effect of the change in magnitude and direction were found to be depended on the technology used and the sources of primary energy / fuel. By creating alternative policy, technology, and demand scenarios for the development of the energy system, this thesis also demonstrates that certain technologies are associated with uncertainty when CLCA methodology is used to determine the potential long-term emission factors, i.e. when analysing the impact far into the future, the uncertainty may grow larger than the actual effect,Pohjoismaiden kansallisissa ilmasto- ja energiastrategioissa rakennusten lämmitysenergian kysynnästä aiheutuvaa ympäristökuormaa pyritään vähentämään tehostamalla energiankäyttöä sekä lisäämällä uusiutuvien energialähteiden kysyntää, mihin voidaan lukea hajautetun energian pientuotannon edistäminen. Tämä diplomityö tutkii hajautettuun pientuotantoon perustuvien energiateknologioiden tuotantovaiheen lyhyen ja potentiaalisia pitkän aikavälin ilmastovaikutuksia pohjoismaisessa energiajärjestelmässä. Analyysissa energiateknologioiden lyhyen ja potentiaalisten pitkän aikavalin ilmastovaikutusten määrittämiseen käytettiin CLCA-metodologiaan perustuvaa elinkaariarviointia sekä energiajärjestelmäanalyysiä, joita sovellettiin pohjoismaisen energiajärjestelmän dynamiikan ja fyysistä energiavirtauksista aiheutuvien ilmastovaikutusten mallintamiseen EnergyPLAN-mallilla. Työssä luotiin nykyistä sekä potentiaalista tulevaisuuden pohjoismaista energiajärjestelmää kuvaava malli. Lyhyen aikavalin tarkastelussa kysynnän ja tarjonnan parametrit pohjautuivat Pohjoismaiden kansallisiin ilmastotietoihin, kun vastaavasti pitkän aikavalin tarkastelussa keskityttiin mallintamaan EU:n 20-20-20 tavoitteiden, ja edelleen Pohjoismaiden kansallisissa ilmasto- ja energiastrategioissa esitettyjen tavoitteiden mukaisen energiajärjestelmän kehityksen vaikutuksia järjestelmän kasvihuonekaasupäästöihin pitkällä aikavälillä. Analyysin mukaan pohjoismaisessa energiajärjestelmässä tapahtuvat potentiaaliset muutokset vaikuttavat merkittävästi myös hajautettuun pientuotantoon perustuvien energiateknologioiden tuotantovaiheen ilmastovaikutuksiin, ja nain ollen teknologian lyhyen ja potentiaalisten pitkän aikavalin paastokertoimet voivat poiketa merkittävästi. Muutoksen vaikutuksen voimakkuuden ja suunnan havaittiin olevan riippuvaisia tarkasteltavasta teknologiasta sekä käytetystä primaarienergialähteestä / polttoaineesta. Luomalla energiajärjestelmän kehitykselle vaihtoehtoisia politiikka-, teknologia-, ja kysyntäskenaarioita, diplomityössä voitiin myös osoittaa, että tiettyjen teknologioiden osalta potentiaalisen pitkän aikavälin päästökertoimen määrittämiseen CLCA-metodologialla liittyy epävarmuutta, eli tarkasteltaessa vaikutuksia pitkälle tulevaisuuteen, voi epävarmuus kasvaa suuremmaksi kuin itse vaikutus

Abandoning peat in a city district heat system with wind power, heat pumps, and heat storage

publishedVersio

Utilising demand response in the future Finnish energy system with increased shares of baseload nuclear power and variable renewable energy

The research presented in this paper aims to assess the technical effectiveness of demand response as a demand-side flexibility option to mitigate variability in the energy system in Finland in 2030. The results show that heating loads can provide a significant long-term technical potential for demand-side resource capacity. This demand-side resource capacity is not always available, as it varies according to the season and time of the day. The temporal availability of demand-side resource capacities varies between 80 and 5600 MW. Furthermore, the results show that the utilisation of demand-side resource capacity decreases significantly when the shifting time interval becomes more constrained. The utilisation of demand-side resource capacity results in balancing of residual demand in the day-ahead market, and thus more efficient utilisation of wind power generation in the Finnish power market. This smoothing effect reduces operating hours of thermal power production and the need for cross-border balancing by electricity imports during the peak hours. According to the sensitivity analysis, the ramping occurrences of district heating CHP units increase significantly with increased share of inflexible baseload nuclear power, while some of the efficiency gains can leak to the neighbouring countries.Peer reviewe

Replacing hard coal with wind and nuclear power in Finland-impacts on electricity and district heating markets

Finland has recently adopted a high profile in climate change mitigation. Finland has declared a national target of achieving carbon neutrality by 2035. As a part of this, the use of coal for energy purposes has been banned from year 2029 onwards. The Finnish electricity system is already very low-carbon, and more wind and nuclear power is being constructed. However, District heating (DH) is a backbone of the Finnish energy system, and it is still quite reliant on fossil fuels and domestic high-emission fuel peat, their share being 51% of DH fuels in 2018. This paper models the impacts of this transition on the electricity markets and DH systems and develops scenarios with a large-scale transition to wind and nuclear power and heat pumps in DH systems. The study finds that large-scale introduction of heat pumps would be profitable in cities Helsinki, Espoo, Turku and Vantaa, especially with the planned decrease of electricity tax. The study indicates that the impacts on Winter time capacity adequacy could be managed, but this requires considerable increases in nuclear and wind capacity.Peer reviewe