[논문 리뷰] High Resolution Generation Expansion Planning Considering Flexibility Needs: The Case of Switzerland in 2030

Elena Raycheva, Jared Garrison외 2명|arXiv (Cornell University)|2021. 01. 05.

Integrated Energy Systems Optimization참고 문헌 11인용 수 4

한 줄 요약

이 논문은 스위스의 2030년도를 대비해 고해상도, 노드 기반의 발전설비 확장계획(GEP) 모델을 제안하며, 재생 가능 에너지, 에너지 저장, 국경을 초월한 수입 등에서 발생하는 융통성 수요를 명시적으로 고려하여 투자 및 운영 의사결정을 공동 최적화한다. 모델 분석 결과, 2030년까지 비수력 재생 가능 에너지(RES) 목표량을 9 TWh로 설정할 경우, 제3차 예비력 수요가 상향 26 MW, 하향 28 MW 증가하지만, 저비용 바이오매스와 시장 기반 수입을 통해 신규 조정 가능한 발전단위가 필요로 하지 않음.

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.

연구 동기 및 목표

• 고해상도 재생 가능 에너지 비율이 높은 상황에서 투자 및 운영 의사결정을 통합하는 중심집중형 공동 최적화 발전설비 확장계획(GEP) 모델을 개발한다.
• 일시적 재생 가능 에너지(PV, 풍력)에서 발생하는 시스템 융통성 수요를 동적 예비력 요구사항과 노드 기반 운용 방식을 통해 명시적으로 모델링한다.
• 직류 전력 흐름 제약 조건과 노드 수요 데이터를 활용해 신규 발전 및 저장 설비의 최적 위치를 설정한다.
• 2030년 스위스에서 9 TWh 비수력 RES 목표 달성 여부가 투자, 예비력, 전기요금에 미치는 영향을 평가한다.
• 이력 데이터와 비교하여 고시간 해상도 시뮬레이션(매 2일, 시간대별)을 통해 모델의 운영 정확성을 검증한다.

제안 방법

• 총 시스템 비용(투자, 생산, 기동, 수요 누락 비용 포함)을 최소화하는 정적 혼합정수선형계획(MILP)을 수립한다.
• 네트워크 혼잡도와 실시간 전력 주입을 모델링하기 위해 직류 전력 흐름 제약 조건을 적용한 노드 기반 운용 방식을 통합한다.
• 간헐적 RES 용량 증가에 따라 변화하는 예비력 요구사항을 통해 융통성 수요를 모델링하며, 시스템 안정성을 확보한다.
• 전체 선로 용량이 아닌 실제 수입/수출 가능성을 반영하기 위해 시장 기반 국경 간 연계선 제약 조건을 사용한다.
• 고시간(시간대별, 매 2일) 및 고공간 해상도로 162bus 스위스송전망을 시뮬레이션하며, 주변 국가를 집계된 형태로 통합한다.
• 후보 단위(가스, 바이오매스, 풍력, PV)에 대한 세부 비용 파rameter를 통합하며, 풍력/PV에 대한 보조금은 없으며, 바이오매스는 현재 폐기물 소각 보조금을 반영한다.

실험 결과

연구 질문

• RQ1 2030년 스위스에서 고해상도 재생 가능 에너지 비율이 높아질 경우, 동적 제3차 예비력 요구사항을 통합할 경우 투자 결정에 어떤 영향을 미치는가?
• RQ2 간헐적 재생 가능 에너지에서 발생하는 융통성 수요를 명시적으로 모델링할 경우, 최적의 신규 발전 및 저장 설비 조합과 위치는 무엇인가?
• RQ3 9 TWh 비수력 RES 목표 달성 조건에서 국경을 초월한 수입이 국내 조정 가능한 발전 능력을 얼마나 대체할 수 있는가?
• RQ4 증가하는 RES 비율은 스위스의 가격 수용자 시장에서 시스템 예비력 요구사항과 전기요금에 어떤 영향을 미치는가?
• RQ5 고시간 해상도 운영 모델이 이력 데이터와 얼마나 잘 일치하는가? 이는 투자 결과에 어떤 영향을 미치는가?

주요 결과

• 사업-유지 시나리오에서, 핵발전의 감소와 저비용 덕분에 12개의 바이오매스 후보 단위(240 MW)가 모두 건설되며, RES 목표 없이도 이를 달성한다.
• 9 TWh 비수력 RES 목표를 달성하기 위해, 3,254 MW의 PV와 240 MW의 바이오매스가 건설되며, 나머지 3.36 TWh는 기존 발전기로 충당된다.
• RES 목표 시나리오에서 간헐적 재생 가능 에너지 통합 증가로 인해 제3차 예비력 요구사항이 상향 26 MW, 하향 28 MW 증가한다.
• 예비력 수요 증가에도 불구하고, 저비용 바이오매스와 시장 기반 수입으로 융통성 수요를 충족시켜 신규 조정 가능한 열발전 단위가 건설되지 않는다.
• 2030년 기준, RES 목표 시나리오에서 전기요금은 2015년 대비 47% 상승하고, 사업-유지 시나리오에선 51% 상승하며, 국내 발전 감소와 높아진 연료/이산화탄소 비용이 주요 원인이다.
• 2030년 스위스는 핵발전 단계적 폐기와 낮은 태양광 출력으로 인해 겨울과 6월에 이전에는 수출 중심이었던 시기의 전력 수입국이 되며, 프랑스가 주요 수입국이 된다.