Flexibility and stability constraints in the future power system with a high share of variable renewable energy: the role of new generation and storage technologies (hydrogen)

The increasing penetration of Variable Renewable Energy (VRE) causes several challenges in power systems because of their intermittency and unpredictability. Therefore, different alternatives and mechanisms have been addressed in the literature to deal with variability and provide flexibility to the grid. However, the performance of the future power system and the role of new generation and storage technologies have not been previously analysed, considering flexibility and stability constraints for different climate conditions. Accordingly, a rule-based power system model called "Future Renewable Energy Performance into the Power System" (FEPPS) has been developed in this thesis to fill these gaps. Spain and Great Britain were used as case studies. FEPPS was generated using historical and theoretical data to set flexibility parameters for projecting and modelling the existing and new power generation technologies. The model followed a merit order approach and was developed from historical data from the transmission system operator and inputs from the Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) developed by the European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E). FEPPS was validated using historical data from the Spanish Transmission System Operator (TSO). Results suggest that ambitious targets of the national and international scenarios for VRE penetration and decarbonisation in the power system cannot be achieved when flexibility and inertia constraints are considered. The resulting share of VRE in FEPPS was significantly lower than in these scenarios. Considering existing technologies in the power system, no scenario meets the Paris emissions targets due to the significant need for natural gas combined cycle (NGCC) to provide inertia and cope with variability. Therefore, the first part of this thesis shows the need for new low-carbon and storage technologies to contribute to the decarbonisation of power systems. A sensitivity analysis showed that Spain could benefit from an increased solar thermal capacity to further decarbonise the electricity grid before including new technologies. In the second part of this thesis, batteries were irrelevant, reaching a very low-capacity factor in all scenarios. Polymer electrolyte membrane (PEM) and heavy-duty vehicle polymer electrolyte membrane (HDV-PEM) fuel cells reached higher capacity factors. Therefore, fuel cells could be transitional technologies for Spain, while they could have a significant role for Great Britain in the short and long term. This is because the power system of Great Britain has a lower critical inertia level compared to Continental Europe. Adiabatic compressed air energy storage (A-CAES) reached low-capacity factors in the short term. However, in the long term, its role would be conditioned by the capacity of the electrolysers for hydrogen production because both technologies would use the curtailment of VRE. FEPPS has demonstrated that hydrogen has a crucial potential to contribute to a near-zero emissions power system. Hydrogen turbines for electricity generation (H2-CC) reached high-capacity factors in all scenarios for the short and long term (~40–50%). Hydrogen turbines provide flexibility, allowing the most significant substitution of NGCC, thus playing a crucial role in grid decarbonisation. Hydrogen storage has been analysed and included in the model to provide flexibility. The resulting storage was 18 days of average demand for Spain and 9 for Great Britain, which is below the theoretical potential for hydrogen storage using salt caverns. Hydrogen production from electrolysis in all scenarios was not sufficient to meet the power system requirements; therefore, an external supply of renewable hydrogen from biomass was assumed. Only the inclusion of new generation technologies and large-scale energy storage will allow the analysed power systems to meet the Paris benchmarks (both in the short and long term). In addition, climate conditions strongly impact the final curtailment levels and hydrogen storage requirements.

La creciente participación de Energía Renovable Variable (VRE por sus siglas en inglés) supone varios retos en los sistemas eléctricos debido a su intermitencia e imprevisibilidad. Por ello, se han abordado diversas alternativas y mecanismos en la literatura para hacer frente a dicha variabilidad, así como proporcionar flexibilidad a la red eléctrica. Sin embargo, el desempeño del futuro sistema eléctrico y el papel de las nuevas tecnologías de generación y almacenamiento no se han analizado hasta la fecha, en particular considerando restricciones de flexibilidad y estabilidad para diferentes condiciones climáticas. En consecuencia, en esta tesis doctoral se ha desarrollado un modelo de sistema eléctrico basado en reglas denominado "Future Renewable Energy Performance into the Power System" (FEPPS) para abordar estas limitaciones. España y la isla de Gran Bretaña se han analizado como casos de estudio. FEPPS ha sido creado a partir de datos históricos y teóricos con el fin de establecer parámetros de flexibilidad para proyectar y modelizar las tecnologías de generación eléctrica existentes y nuevas. El modelo sigue un enfoque de orden de mérito y se desarrolló a partir de datos históricos del gestor de la red de transporte e información del Plan Decenal de Desarrollo de la Red (TYNDP) elaborado por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E). FEPPS se validó utilizando datos históricos de Red Eléctrica de España. Los resultados sugieren que los ambiciosos objetivos de los escenarios nacionales e internacionales para la penetración de la VRE y la descarbonización del sistema eléctrico no pueden alcanzarse cuando las restricciones de flexibilidad e inercia son consideradas. La cuota resultante de VRE en FEPPS fue significativamente inferior a la de estos escenarios. Considerando las tecnologías existentes en el sistema eléctrico, ningún escenario cumple los objetivos de emisiones de París debido a la importante necesidad de ciclos combinados de gas natural (NGCC) para proporcionar inercia y hacer frente a la variabilidad. Por lo tanto, la primera parte de esta tesis muestra la necesidad de contar con nuevas tecnologías bajas en carbono y de almacenamiento de energía para lograr la descarbonización de los sistemas eléctricos. Mediante un análisis de sensibilidad, se ha demostrado que España podría beneficiarse de una mayor capacidad termosolar para descarbonizar aún más la red eléctrica antes de incluir otras tecnologías de generación o almacenamiento. En la segunda parte de esta tesis, las baterías fueron irrelevantes, alcanzando un factor de capacidad muy bajo en todos los escenarios. Las pilas de combustible de membrana electrolítica de polímero (PEM) y de membrana electrolítica de polímero de para vehículos pesados (HDV-PEM) alcanzaron factores de capacidad más elevados. Por lo tanto, las pilas de combustible podrían ser tecnologías de transición para España, mientras que podrían tener un papel importante para Gran Bretaña a corto y largo plazo. Esto se debe a que el sistema eléctrico de Gran Bretaña tiene un nivel de inercia crítica más bajo que el de Europa continental. El almacenamiento de energía usando aire comprimido (A-CAES) tiene bajos factores de capacidad a corto plazo. Sin embargo, a largo plazo su papel estaría condicionado por la capacidad de los electrolizadores para la producción de hidrógeno debido a que ambas tecnologías utilizarían el curtailment de VRE. Los resultados obtenidos con FEPPS han demostrado que el hidrógeno tiene un potencial crucial para contribuir a un sistema eléctrico con emisiones cercanas a cero. Las turbinas de hidrógeno para la generación de electricidad (H2-CC) alcanzaron factores de capacidad elevados en todos los escenarios a corto y largo plazo (~40-50%). Las turbinas de hidrógeno aportan flexibilidad y permiten la sustitución más significativa de la NGCC, desempeñando así un papel crucial en la descarbonización de la red. El almacenamiento de hidrógeno se ha analizado e incluido en el modelo para proporcionar flexibilidad. El almacenamiento resultante fue de 18 días de demanda media para España y 9 para Gran Bretaña, lo que está por debajo del potencial teórico de almacenamiento de hidrógeno mediante cavernas salinas. La producción de hidrógeno por electrólisis en todos los escenarios no fue suficiente para satisfacer las necesidades del sistema eléctrico, por lo que se asumió un suministro externo de hidrógeno renovable procedente de la biomasa. Sólo la incorporación de nuevas tecnologías de generación y el almacenamiento de energía a gran escala permitirá a los sistemas eléctricos analizados cumplir los objetivos de París (tanto a corto como a largo plazo). Además, las condiciones climáticas tienen un gran impacto en los niveles finales de curtailment y en las necesidades de almacenamiento de hidrógeno.