Security of supply in a green power market - The challenges and opportunities of intermittent power

Forsyningssikkerhet for kraft i det lange løp er både et spørsmål om a) å ha nok energi- og effektkapasitet, og b) energisystemet kan levere strøm effektivt hvor og når det er nødvendig. Dette prosjektet handler om hvordan kraftmarkedet kan organiseres for å unngå systemsammenbrudd, mens en på samme tid får de riktige investeringene i kraftproduksjonskapasitet og kraftoverføring. Nye utfordringer oppstår pga de store økningene i fornybar (uregulerbar) kraftproduksjon som forventes i 2050 og senere. Vi belyser dette ved å se på teori, utforsker ulike tekniske, juridiske og økonomiske mekanismer og studerer samspillet mellom disse mekanismene i modeller av de norske og europeiske energimarkedene. Uregulerbare strømkilder som vind, elvekraft og solenergi avhenger av værforholdene, noe som betyr at det er stor usikkerhet om de faktiske mulighetene for å produsere på kort til mellomlang sikt. Samtidig kan de fornybare kraftkildene være plassert andre geografiske steder enn forbruket. Konsekvensene for forsyningssikkerheten i form av strømbrudd og systemsammenbrudd kan være betydelige. Denne utviklingen medfører store utfordringer for design og regulering av markeder, tilbud og etterspørsel, og av de riktige investeringene i infrastruktur, det vil si i "smarte nett". Utfordringene er teknologiske, juridiske og økonomiske, og vi møter dem med et tverrfaglig lag som representerer økonomisk, teknisk og juridisk kompetanse. I en grunnlagsrapport er det gitt en teoretisk fremstilling av betingelsene for optimal utforming av kraftsystemet når en har innført betydelige mengder fornybar kraft. I prosjektet er det videre sett på optimal prising av overføringstjenester i strømnettet i en situasjon med økende innslag av uregulerbar kraft. I en artikkel i tidsskriftet "Energy" er det funnet betydelige merkostnader i form nødvendige nettinvesteringer dersom vindkraft bygges uten å ta hensyn til nettverksbehovene. Det samlede kostnadene øker likevel ikke like mye, siden det da i større grad bygges vindkraft der det blåser mest. I en egen rapport er det også sett på kostnadene ved ulike former for lagring av strøm, f.eks. i form av pumpekraft, batterier eller trykkammer. Kraftmarkedsmodellene er videreutviklet for å ta hensyn til at bortfall av sol- og vindkraft kan gi akutt knapphet i svært korte tidsperioder. Det er gjennomført et samarbeid med nettselskapet Ringerikskraft for å gjøre et felteksperiment på virkningene av å innføre smarte målere og prising av effekt. Analysene herfra viser at sterke prissignaler i topplastperioder demper etterspørselen og kan bidra til å avlaste nettbelastningen. I prosjektets siste fase er det gjennomført modellsimuleringer som viser at et betydelig men realistisk innslag av lagring i de europeiske kraftmarkedene kan gjøre det mulig å innfri EUs målsettinger for CO2-utslipp i kraftsektoren. https://www.frisch.uio.no/prosjekter/?view=project&pid=3149

Resultatene fra prosjektet har klar nytteverdi i utforming av norsk og europeisk politikk for en klimanøytral kraftsektor med store investeringer i uregulerbar kraftforsyning samtidig som forsyningssikkerheten blir ivaretatt. Resultatene er også viktige for den vitenskapelige litteraturen ved at det er nyvinninger knyttet til både eksperimentet og modellformuleringer som vil bygges videre på i fagmiljøene nasjonalt og internasjonalt. Prosjektet har styrket samarbeidet mellom juridiske, teknologiske og samfunnsøkonomiske fagmiljø. Endelig er resultatene viktige i videre utforming av våre egne simuleringsmodeller som dermed er bedre rustet for fremtidige analyser.

Security of electricity supply in the long run is both a question of having sufficient energy (TWh) and power (GW) capacity, and equally whether the system can deliver electricity efficiently where and when it is needed. This project concerns how to organize the power market in order to avoid short-run system breakdown and at the same time give socially optimal long-run incentives for investments in production and transmission capacities. Optimality must be defined with respect to both location and technical structure in the light of the large increases in intermittent power that are expected by 2050 and beyond. We propose to answer this by work packages that characterize theoretically the optimal electricity system (WP1), explore different technical, judicial and economic mechanisms (WP2-WP5), and study the interaction of these mechanisms in model-based policy analyses (WP6). Intermittent power sources such as wind, run-of-river and solar depend crucially on weather conditions, with the implication that there is great uncertainty about the actual production possibilities to produce in the short to medium run. At the same time, the renewable power sources may have different geographical locations from consumption. The consequences for security of supply in the form of power outages and system breakdown could be substantial. These developments pose major challenges for the design and regulation of markets, supply and demand, and of optimal investments in infrastructure, i.e. in "smart grids". The challenges are technological, legal and economic and we propose to answer them with an interdisciplinary team representing economic, technical and legal expertise. The project will be organised in 6 work packages (WP1-WP6), but with several important interdependencies. All WPs will use a combination of theoretical and empirical approaches, with an emphasis on the effects of mechanisms and developments on Norwegian and European power markets.