Emerging challenges in the energy transition in Northern Europe : potentials and impacts

Abstract

The European energy transition has passed the initial stage, and both the speed and scope of decarbonisation are growing rapidly. Decarbonisation progress has been observed in the power sector, but stronger efforts are called for in the non-power sectors. The electricity generated from renewables can potentially supply other energy needs, such as heating and transport, as a clean fuel. Future electricity demand will grow, and more renewable deployment will be required. The growing carbon prices and the declining costs of wind and solar technologies contribute to the economic competitiveness of renewables against fossilfuel based generation. Nevertheless, the increasing renewable deployment results in new challenges that are beyond the techno-economic aspects. This thesis presents a review of Nordic power market outlooks, followed by three model analyses to investigate how the new challenges might affect future energy systems.

The power market outlook review (Paper I) builds the foundation to narrow down the focus angles for the other model analyses in this thesis. The outlooks often use energy system models, which consist of three key components: demand, supply and interconnection, with techno-economic perspectives. These models perform techno-economic optimisations by system cost minimisation or total social welfare maximisation. The review shows that less attention is put on the demand side compared to the thorough analysis on the supply side, and the focus on end-use sectors is limited. On the supply side, more variable renewable energy is needed, but the onshore wind development might be restricted in the recent outlooks despite its cost competitiveness and the high power price outlooks. One potential barrier is the lack of social acceptance due to concerns over land requirements. All the review outlooks regard cross-border interconnection as a key piece of the energy transition, but some appear less positive than others as a result of welfare redistribution. Based on the review, the three remaining studies of the thesis focus on (i) decarbonisation for heating and impacts to electricity demand, (ii) renewable supply and land use conflicts, and (iii) economic impacts and dilemmas in cross-border electricity trade.

Papers II-IV apply and further develop the energy system model Balmoral. The standard Balmorel framework models the power and district heat sectors in Northern Europe. A new module of the decentralised heating sector is developed in Paper II to show its impact on the power and district heating sectors. The estimation shows that over 80% of the space heating and hot water demand in Northern and Western Europe is supplied by decentralised heating systems, which are yet to be decarbonised despite the already existing mature solutions. The modelling results show that electrification through heat pumps and hybrid systems are the most cost-effective solutions in reaching full decarbonisation. Assuming future heat demand similar as today, heating decarbonisation will need 700 TWh extra fossil free electricity, which consequently quintuples the installed wind capacity and increases winter load significantly. Paper II demonstrates the importance of coupling the power and non-power sectors in making the analyses for decarbonisation.

The other two papers (Papers III and IV) incorporate the non-techno-economic perspectives in the Balmorel model to assess their influences on the energy transition. A disadvantage of renewables is their large land requirement, which is often not explicitly addressed in techno-economic optimisation models like Balmorel. Paper III applies the modelling to generation alternatives concept to Balmorel to search for near-optimal future energy systems that cause the least land conflicts. The results show that the least cost system will require four times today’s land use level for energy production. Increases in system costs can reduce land use by shifting the systems with more offshore wind and nuclear power, but the implied annual costs for saving land, €200 k/km2 to €700 k/km2, appear substantially high compared to the market prices of non-building land.

Paper IV applies a scenario analysis to quantify the economic potentials of cross-border interconnection. We compared one scenario with the modelled optimal transmission capacity reaching the least system cost to another scenario with given transmission capacity and with no expansion beyond 2030. The results suggest that an addition of 76 GW crossborder transmission capacity can lower system costs by 5% and CO2 emissions by 40% between 2030 and 2050. Wind and hydro power producers in the Nordics gain the most from increased cross-border power transmission. Based on the model assumptions in this study, their revenues increase by 67%, while the Nordic consumer costs of electricity also increase by 21%. Increased consumer costs in export regions could contribute to significant resistance to increased cross-border electricity trade.

In line with other literature, the results in this thesis show that the energy transition will require a significant amount of electricity and renewable energy deployment. In addition, the thesis demonstrates the need for expanding the scope of energy system analyses, and it illustrates how trade-offs will need to be made to overcome the emerging challenges from non-techno-economic aspects to reach a timely energy transition.

Det europeiske energisystemet er i rask endring med utfasing av fossil kraft og utbygging av vind- og solkraft som hovedkomponenter. Dette har medført utslippsreduksjoner i kraftsektoren, men for å nå klimamålene kreves det sterkere innsats også i andre sektorer. Direkte elektrifisering basert på fornybar kraft kan potensielt bidra til utslippskutt i andre sektorer som oppvarming og transport. Med en slik utvikling vil fremtidig etterspørsel etter elektrisitet vokse, og utbygging av mer fornybar kraft vil være nødvendig. Økende karbonpriser og synkende kostnader ved vind- og solteknologi bidrar til å bedre den økonomiske konkurranseevnen til fornybar energi mot fossilbasert kraftproduksjon. Den kraftige veksten i fornybar kraftproduksjonen skaper imidlertid nye utfordringer som ligger utenfor de teknoøkonomiske aspektene. Denne avhandlingen presenterer en gjennomgang av de nordiske kraftmarkedsutsiktene, etterfulgt av tre modellanalyser for å undersøke hvordan nye utfordringer knyttet til økende kraftbehov, fordelingsvirkninger og arealbruk kan påvirke fremtidige energisystemer.

En litteraturgjennomgang av langsiktige markedsanalyser for kraftmarkedet (Artikkel I) danner grunnlaget for tre modellanalyser som er gjennomført i denne avhandlingen. De langsiktige markedsanalysene bruker oftest energisystemmodeller, som består av tre nøkkelkomponenter: etterspørsel, tilbud og handel mellom regioner via kraftnett. Modellene legger til grunn tekno-økonomiske optimaliseringer ved kostnadsminimering eller maksimering av samfunnsøkonomisk overskudd. Litteraturgjennomgangen avdekker at det etterspørselssiden i kraftmarkedet har blitt behandlet mindre grundig enn tilbudssiden, og fokuset på sluttbrukssektorer for elektrisitet er som regel begrenset. På tilbudssiden peker analysene på at en kraftig økning av variabel fornybar kraftproduksjon er nødvendig, men utviklingen av landbasert vindkraft er i nyere studier begrenset tiltros for kostnadskonkurranseevnen og høye kraftpriser. En potensiell hindring for landbasert vindkraft er mangel på sosial aksept. De aller fleste analysene anser økt handel med kraft mellom land som en sentral del av energiomstillingen, men noen fremstår som mindre positive enn andre som følge av omfordeling av velferd. Basert på litteraturgjennomgangen omhandler de tre resterende studiene i avhandlingen (i) økt kraftbehov som følge av utslippskutt til oppvarming, (ii) fornybar kraft og (iii) økonomiske effekter og dilemmaer ved økt handel med kraft mellom land.

Artiklene II-IV videreutvikler og anvender energisystemmodellen Balmorel. Det vanlige Balmorel-rammeverket modellerer kraft- og fjernvarmesektorene i Nord-Europa. En ny modul for den desentraliserte varmesektoren er utviklet i Artikkel II for å analysere varmesektorens innvirkning på kraftsektoren på lang sikt. Analysen viser at over 80% av behovet for romoppvarming og varmtvann i Nord- og Vest-Europa forsynes av desentraliserte varmesystemer, som i liten grad er avkarbonisert til tross for at det finnes eksisterende modne løsninger. Modell resultatene viser at elektrifisering gjennom varmepumper og hybridsystemer er de mest kostnadseffektive løsningene for å oppnå full avkarbonisering. Forutsatt et fremtidig varmebehov som tilsvarer dagens behov, vil avkarbonisering av varmesektoren i Nord-Europa kreve 700 TWh ekstra fossilfri elektrisitet. Ifølge resultatene i artikkel II vil dette bidra til en femdobling av installert vindkapasitet og det øker kraftbehovet i vinterhalvåret betraktelig. Artikkel II demonstrerer viktigheten av å koble kraft- og ikke-kraftsektorene i analysene for dekarbonisering.

De to siste artiklene (III og IV) innlemmer ikke-teknoøkonomiske perspektivene i Balmorelmodellen for å vurdere deres innflytelse på energiovergangen. En ulempe med fornybar kraft er at produksjonen krever større arealer enn fossile alternativer. Arealbehov adresseres som regel ikke eksplisitt i teknoøkonomiske optimaliseringsmodeller som Balmorel. Artikkel III anvender konseptet modelling to generate alternatives på Balmorel for å søke etter løsninger for det fremtidige energisystemet som er nær økonomisk optimale, men som forårsaker mindre arealbrukskonflikter. Resultatene viser at det økonomisk optimale utslippsfrie kraftsystemet vil kreve fire ganger så mye areal som i dag til energiproduksjon. Arealbruken kan reduseres ved å erstatte landbasert vind- og solkraft med mer offshore vind- og kjernekraft, men kostnadene for å utvikle et utslippsfritt energisystem vil da øke. De estimerte impliserte årlige kostnadene for å unngå fornybar energiproduksjon på land varierer fra €200 k/km2 til €700 k/km2. Disse arealverdiene er betydelig høyere enn markedsprisene for tilsvarende arealer i dag.

Artikkel IV presenterer en scenarioanalyse for å kvantifisere de økonomiske potensialene ved kraftutveksling mellom land i Nord Europa. Vi sammenligner et scenario med optimal overføringskapasitet - ved minimering av systemkostnad - med et annet scenario med gitt overføringskapasitet og uten utvidelse etter 2030. Ifølge resultatene bidrar økt handelskapasitet mellom land til lavere systemkostnader og reduserte utslipp. Med våre forutsetninger finner vi at en økning på i alt 76 GW overføringskapasitet mellom land i nord europa kan redusere systemkostnadene med 5%. Dette vil redusere CO2-utslippene med 40% mellom 2030 og 2050, sammenlignet med scenarioet uten flere mellomlandsforbindelser. Vind- og vannkraftprodusenter i Norden tjener mest på økt handel over landegrensene, samtidig som inntjeningen økes med 67% ifølge modellresultatene. En annen effekt er at nordiske forbrukerkostnader for elektrisitet også øker med 21%. Økte forbrukerkostnader i eksportregioner kan bidra til betydelig motstand mot økt utvekslingskapasitet mellom land.

Denne avhandlingen viser, det store behovet for fornybar elektrisitetsproduksjon som vil kreves i for å omstille til et mer klimavennlig energisystem – og dette er i tråd tidligere litteratur. I tillegg viser avhandling til nye viktige avveininger vi står overfor i omstillingen til et klimavennlig energisystem.