Impact of Time-of-Delivery Schemes on Optimum Solar Hybrid Power Plants- A Techno-Economic Study

Analyses concerned with identifying optimal plant configurations of solar power plants can be expanded by implementing payment schemes where prices are unknown but daily occurring payment multipliers in the form of Time-of-Delivery (TOD) factors are known by enhancing the impact of financial conditions in optimal designs through the use of financial models. The hybridisation of solar technologies such as CSP with TES with photovoltaics (PV) and battery energy storage systems (BESS) have also been shown to offer promising synergies in terms of economy and design. The purpose of the present thesis was therefore to measure the impact of applying different TOD approaches on optimal plant configurations of combined PV-CSP, CSP-only plants as well as combined PV-BESS plants in the chosen market of California, United States. Multi objective optimisation studies was then carried out aimed at minimising capital expenditures (CAPEX) as well as a benchmark Power Purchase Agreement (PPA) tariff defined using a financial model. This allowed the impact of two identified TOD approaches from the local utilities Southern California Edison (SCE) and Pacific Gas & Electric (PG&E) to be evaluated for an identified case aimed at supplying power during peak demand periods in the state, which involved the development and implementation of a dynamic dispatch strategy allowing day-by-day determination of CSP plant dispatch. The main results show that the impact of varying the TOD factor during the day has little to no effect on optimal PV-BESS plants due to the minimisation of BESS in such a design caused by the high cost of integrating such a component, which disfavoured it in relation to the optimisation objectives. Simultaneously, the impact was noticeable on optimal PV-CSP and CSP-only plants where the low variability in TOD factor between the early-daytime Off-Peak period, and the early-afternoon On-Peak daily periods in the SCE case caused the PV-CSP plant to feature a small CSP plant and comparatively large PV plant while the CSP-only design featured a large design. The high variability between the early-daytime "Shoulder" period and the late-afternoon "Peak" period in the PG&E tariff scheme instead caused very similar PV-CSP and CSP-only designs, with the main difference that small amounts of PV were integrated in the former, resulting in comparable but lower PPA tariff value despite the increase in CAPEX. Overall, PV-only designs scored the lowest average PPA tariff values, while the highest power output during the peak demand periods was achieved by the CSP-only plants. However, the second best performance of the combined PV-CSP optimal plants in terms of the PPA tariff suggests that PV-CSP hybridisation is a feasible option in the studied market moving forward, especially if future cases involves requirements of firm power output as a technical objective together with financial objectives.Tidigare tekniska och ekonomiska analyser med syfte att identifiera optimala solkraftverkskonfigurationer för specifika marknader har i stor utsträckning baserats på antagandet att försäljningspriser för el, exempelvis till följd av en inmatningstariff eller historiska data, är kända. Detta antagande kan dock inte helt återspegla effekterna av marknadsspecifika ekonomiska villkor på sådana optimala konfigurationer då det inte är förenligt med finansiella modeller som vanligen ligger till grund för avtal mellan uppköpare och försäljare av kraftproduktion. I dessa modeller sätts istället slutliga försäljningspriser på el från fall till fall baserat på specifika marknadsförutsättningar såsom avkastningskrav och betalningsscheman i form av betalningspremier för olika dagliga perioder relativt grundförsäljningspriset (s.k. leveranstidsfaktorer, eller TOD-faktorer). Hybridisering av koncentrerande solkraftverk (CSP) med integrerad termisk energilagring (TES) tillsammans med solcellskraftverk (PV) och elektriska batterilagringssystem (BESS) har samtidigt påvisats erbjuda lovande synergier i termer av både ekonomi och design. Syftet med denna studie var därför att mäta effekten av olika typer av TOD-betalningssystem på konfigurationen hos optimalt designade solkraftverk baserad på ohybridiserad CSP med TES, CSP med TES hybridiserad med PV (PV-CSP) samt PV hybridiserad med BESS (PV-BESS) för Kalifornien, som utgjorde den valda marknaden för studien. Detta gjordes genom en serie optimeringsstudier som syftade till att minimera den totala initiala investeringskostnaden (CAPEX) och samtidigt minimera jämviktsvärdet på en prisindikator (PPA-tariff) definierad via en finansiell modell och som motsvarade det lägsta möjliga baspriset på den sålda elektriciteten som också försäkrar att projektet inte går med förlust över sin livstid. Detta tillät effekten av två identifierade TOD-scheman hos de lokala elbolagen Southern California Edison (SCE) och Pacific Gas & Electric (PG&E) att bli utvärderad för ett fall där målet var att främst tillhandahålla elektricitet under perioder av definierat hög efterfrågan i de båda bolagens elnät. Detta involverade även utveckling och implementering av en dynamisk kontrollstrategi för CSP-kraftverken baserad på en framåtblickande daglig bestämning av kraftverkens produktionsstatus (på/av) för dygnets olika timmar. De huvudsakliga resultaten visar att effekten av att variera TOD-faktorer under dagtid i princip har obefintlig inverkan på optimala PV-BESS-kraftverk. Detta på grund av att kapaciteten hos den integrerade BESS-komponenten minimerades, orsakat av den höga kostnaden kopplad till integreringen av den med ett PV-kraftverk, vilket missgynnade den relativt optimeringsmålen. Samtidigt var effekten tydlig när det gällde de optimala PV-CSP- och CSP-kraftverken, där den låga variationen i TOD-faktorer funna i SCE-fallet under dagtid orsakade att PV-CSP-kraftverken innefattade ett till komponentstorlek sett mindre CSP-kraftverk och en relativt hög andel PV-moduler medan de ohybridiserade CSP-kraftverken relativt sett var betydligt större, framförallt sett till den termiska energilagringsenheten samt total solreflektorarea. Den höga variationen mellan TOD-faktorerna funna i PG&E-fallet under dagtid, med en betydligt lägre faktor under tidig dagtid och en betydligt högre faktor under timmarna med högst efterfrågan, orsakade istället en mycket snarlik design både för PV-CSP- och CSP-kraftverk. I det senare fallet låg den huvudsakliga skillnaden i att små mängder PV-moduler ändå integrerades på marginalen om möjligt, vilket ledde till ett jämförbart men något lägre värde i termer av PPA-tariffen trots högre initial investeringskostnad. Generellt sett ledde ohybridiserade PV-kraftverk till de lägsta värdena på PPA-tariffen, medan ohybridiserade CSP-kraftverk ledde till störst elektricitetstillgång under perioderna med högst efterfrågan. Synergierna som dock uppstod för CSP-kraftverken via hybridiseringen med PV-kraftverk, tillsammans med det faktum att elektriciteten från de hybridiserade PV-CSP-kraftverken kunde säljas till ett något lägre jämviktspris jämfört med de ohybridiserade CSP-kraftverken, antydde att integrering av PV-moduler tillsammans med CSP-kraftverk är ett gångbart alternativ i den studerade marknaden. Detta speciellt om framtida fall även tar hänsyn till optimering av tekniska krav såsom krävda tillgångsnivåer på elektricitet under specifika tider på dygnet