[論文レビュー] High Resolution Generation Expansion Planning Considering Flexibility Needs: The Case of Switzerland in 2030

Elena Raycheva, Jared Garrison+2 more|arXiv (Cornell University)|Jan 5, 2021

Integrated Energy Systems Optimization参考文献 11被引用数 4

ひとこと要約

本稿は、2030年におけるスイスの発電拡張計画（GEP）モデルを提案し、高分解能・ノード別ディスpatchに基づくもので、再生可能エネルギーからの柔軟性要件、貯蔵、国境を越えた輸入を明示的に考慮する。モデルの結果、2030年までに非水力再生可能エネルギー（RES）の目標を9 TWhに達成するには、三次予備力要件が上向きで26 MW、下向きで28 MW増加するが、低コストのバイオマスおよび市場ベースの輸入により、新たなディスpatch可能な発電ユニットは必要ないことが示された。

ABSTRACT

This paper presents a static generation expansion planning formulation in which operational and investment decisions for a wide range of technologies are co-optimized from a centralized perspective. The location, type and quantity of new generation and storage capacities are provided such that system demand and flexibility requirements are satisfied. Depending on investments in new intermittent renewables (wind, PV), the flexibility requirements are adapted in order to fully capture RES integration costs and ensure normal system operating conditions. To position candidate units, we incorporate DC constraints, nodal demand and production of existing generators as well as imports and exports from other interconnected zones. To show the capabilities of the formulation, high-temporal resolution simulations are conducted on a 162-bus system consisting of the full Swiss transmission grid and aggregated neighboring countries.

研究の動機と目的

• 高再生可能エネルギー導入下での投資と運用意思決定を統合した、中央集権的で共同最適化された発電拡張計画（GEP）モデルの開発。
• 間欠的再生可能エネルギー（太陽光、風力）に起因するシステムの柔軟性要件を、動的予備力要件とノード別ディスパッチを通じて明示的にモデル化すること。
• 直流潮流制約とノード需要データを用いて、最適な場所に新規発電および貯蔵ユニットを配置すること。
• 2030年における9 TWhの非水力RES目標が、スイスの投資、予備力、電力価格に与える影響を評価すること。
• 過去データとの比較において、高時間分解能のシミュレーション（隔日、毎時）を用いて、モデルの運用的正確性を検証すること。

提案手法

• 総システムコスト（投資、生産、起動、負荷遮断コストを含む）を最小化する静的混合整数線形計画（MILP）を定式化。
• 直流潮流制約を用いたノード別ディスパッチを導入し、ネットワーク混雑状態とリアルタイム電力注入をモデル化。
• 間欠的RES容量に比例する予備力要件を動的に設定することで、柔軟性をモデル化。
• 完全な線路容量ではなく、市場ベースの国境接続線の制限を用いて、現実的な輸出入可能性を反映。
• 162バスのスイス送電網を高時間分解能（毎時、隔日）および高空間分解能でシミュレート。
• 候補ユニット（ガス、バイオマス、風力、太陽光）の詳細なコストパrameterを統合。風力・太陽光には補助金を想定せず、バイオマスは現在の廃棄物焼却補助金を反映。

実験結果

リサーチクエスチョン

• RQ1 2030年におけるスイスで高再生可能エネルギー導入下で、動的三次予備力要件を組み込むと、投資意思決定にどのような影響を与えるか？
• RQ2 間欠的RESに起因する柔軟性要件を明示的にモデル化した場合、新規発電および貯蔵能力の最適な組み合わせと配置は何か？
• RQ3 9 TWhの非水力RES目標下で、国境を越えた輸入が、国内のディスパッチ可能な能力の新設をどの程度代替できるか？
• RQ4 RESの割合が上昇することで、スイスのような価格受容市場におけるシステム予備力要件と電力価格にどのような影響を与えるか？
• RQ5 高時間分解能運用モデルは、過去データとどの程度整合するか？また、その整合性は投資結果にどのような影響を与えるか？

主な発見

• ビジネス・アス・ユア・シナリオでは、低コストと原子力出力の減少を理由に、12基のバイオマス候補ユニット（240 MW）がすべて建設される。
• 9 TWhの非水力RES目標を達成するには、3,254 MWの太陽光発電と240 MWのバイオマス発電が建設され、残りの3.36 TWhは既存の発電所が供給する。
• RES目標シナリオでは、間欠的RESの統合が進むことにより、三次予備力要件が上向きで26 MW、下向きで28 MW増加する。
• 予備力要件の増加にもかかわらず、低コストのバイオマスおよび市場ベースの輸入により、新たなディスパッチ可能な熱電プラントは建設されない。
• 2030年における電力価格は、2015年と比較して、RES目標シナリオで47%上昇、ビジネス・アス・ユア・シナリオで51%上昇し、国内発電の減少と燃料・CO2コストの上昇が要因である。
• 2030年、スイスは原子力の段階的廃止と低太陽光出力の影響により、冬と6月に電力の純輸入国となる。これは、かつては輸出志向であった時期であったが、フランスが主な輸入源となる。