| dc.description.abstract | Målet med studien har vært å analysere hvordan det Nordeuropeiske kraftsystemet reagerer på ulike scenarioer med økende kapasitet for offshore vindkraft og variasjon i produksjon i 2030. Elektrisitetsbalansen, årlig gjennomsnittlig kraftpris, prisvariasjoner over døgnet og prisvariasjoner over året er analysert. Energisystemmodellen Balmorel er brukt for å simulere kraftmarkedet på timenivå i Norge, Sverige, Danmark, Finland, Tyskland og Danmark i 2030. Det er benyttet fire scenarioer for ulik utbygd mengde offshore vindkraft, null-, lav-, middels og høyscenario vist i tabell 4.3.
Resultatene viser at i elektrisitetsbalansen i nullscenarioet er forbruk og produksjon i all hovedsak er på samme nivå som med tidligere studier. Simuleringene har en høyere produksjon av bioenergi og kjernekraft, og lavere fra gasskraft sammenlignet med tidligere studier. Med økende grad av offshore vindproduksjon blir annen produksjon redusert. Reduksjonen finner i hovedsak sted i produksjon fra kullkraft, bioenergi og gasskraft i den rekkefølgen. Denne reduksjonen er størst sted i landene Tyskland, Finland og Nederland. Norge og Danmark får et større kraftoverskudd som følge av mer offshore vind.
Årlig gjennomsnittlig kraftpris varierer mellom 59 til 71 €/MWh for landene i nullscenarioet. Ved økende mengde offshore vindkraft faller prisene betydelig for de nordiske landene, mens fallet er mye lavere for Nederland og Tyskland. For middelscenario er prisfallet størst i Danmark1 med 20 €/MWh lavere kraftpris og minst i Tyskland og Nederland med 6,6 €/MWh lavere kraftpris.
Prisvariasjonen over døgnet endres med økende grad av offshore vindkraft. Endringen er størst i Danmark og betydelig lavere i energisystemer med regulerbar vannkraft som Norge og Sverige. Verdien av regulerbar vannkraft gir utslag i en betydelig lavere relativ prisvariasjon over døgnet. For Tyskland og Nederland er forandringen i den relative prisvariasjonen forholdsvis liten på dagtid, men øker på kvelds- og nattestid med økende grad av offshore vindkraft.
Prisvariasjon over året viser at både de ukentlige maks- og minimumsprisene er fallende med økende grad av offshore vindkraft. Minimumsprisene faller betydelig mer enn maksprisene og dette medfører også en økende differanse mellom prisene. Standardavviket er økende med økende grad av offshore vind, utenom for Norge og Sverige i høyscenarioet. The aim of the study was to analyze how the North European power system responds to various scenarios of increasing capacity for offshore wind power and variation in production in 2030. Electricity balance, annual average electricity price, price variations over a day and price variations over the year are analyzed. The energy system model Balmorel is used to simulate the electricity market on an hourly level in Norway, Sweden, Denmark, Finland, Germany and Denmark in 2030. Four scenarios were developed for different installed capacity of offshore wind energy, base-, low-, medium- and high scenario shown in table 4.3.
The results show that the electricity balance of base scenario, consumption and production are mainly the same as with previous studies. The simulations have a higher production of bioenergy and nuclear power, and lower from gas compared with previous studies. With higher installed capacity of offshore wind power, other production is decreased. The decrease is mainly from lower production of coal, bioenergy and gas in that order.
Annual average electricity price is 59 to 71 €/MWh for the countries in the base scenario. With increasing amount of offshore wind power, the electricity prices fall significantly for the Nordic countries, while the decline is much lower for the Netherlands and Germany. In middle scenario the largest fall is in Danmark1 (20 €/MWh), and the lowest fall is in Germany and the Netherlands by (6.6 €/MWh).
Price variation over a day changes with increasing levels of offshore wind power. The change is highest in Denmark and considerably lower in energy systems with reservoir hydropower as Norway and Sweden. The value of reservoir hydropower reflected in a significantly lower relative price variation over a day. For Germany and the Netherlands, the change in the relative price variability is relatively little during the day, but increases during the evening and nighttime with increasing levels of offshore wind power.
Price variation over the year shows that both the weekly maximum and minimum prices are falling with increasing levels of offshore wind power. Minimum prices fall significantly more than the maximum prices. This results in an increasing difference between the prices. Standard deviation is increasing with increasing levels of offshore wind, except for Norway and Sweden in high scenario. | no_NO |
