Calculating the Risk of Power Shortage in the Nordic Power System

In the near future, the decommissioning of large power plants is planned in the Nordicelectric power system, due to environmental and market reasons. This will be counteredby an increase in the wind power installed capacity, as well as by signicant investmentsin the transmission system. In such a context, characterized by several changes, theNordic power system might face reliability challenges.This thesis aims to calculate the risk of power shortage in the dierent price areas whichconstitute the Nordic power system, for three dierent scenarios: a base scenario 2015,scenario 2020, and scenario 2025. Dierent case studies, focusing on the Nordic powersystem and on some of its subsystems, are investigated. The reliability evaluation whichis carried out follows a probabilistic approach, by means of Monte Carlo simulations.Crude Monte Carlo, as well as an advanced variance reduction technique { namely Cross-Entropy based Importance Sampling (CEIS) { are applied and compared. An alternativesampling method based on stratied sampling is presented too.The starting point of this thesis is Viktor Terrier's 2017 Master thesis, \North EuropeanPower Systems Reliability" [1]. Model-wise, among the other improvements, load andwind power are sampled in a dierent way to account for the correlation between them.Data-wise, more realistic assumptions are made and more accurate data are used, thanksalso to the collaboration with Sweco Energuide AB, Department of Energy Markets.From the model perspective, it is concluded that CEIS outperforms crude Monte Carlowhen simulating small to medium size systems, but it cannot be successfully appliedwhen simulating large and very reliable systems like the Nordic system as a whole. Thepresented alternative sampling method can however be used for such cases. From thenumerical-results perspective, the drawn conclusion is that the Nordic power system isestimated to become more reliable by years 2020 and 2025. Even if partly intermittent,more generation capacity is expected to be available, and thanks to the signicant investmentswhich are planned in the transmission system, it will be possible to eectivelytransmit more power where needed, regardless of the area where it has been generated.The thesis is carried out at KTH Royal Institute of Technology, Department of ElectricPower and Energy Systems, in collaboration with Sweco Energuide AB, Department ofEnergy Markets, within the frame of the North European Energy Perspectives Project(NEPP).På grund av miljöoch marknadsförhållanden, planeras kommande år nedläggningen‌av stora kraftverk i det nordiska elsystemet. För att ersätta dessa krävs ett ökat antal vindkraftverk, men även stora investeringar i elöverföringssystemet. Denna övergång kan ställa det nordiska elsystemet inför tillförlitlighetsutmaningar.Denna avhandling har till syfte att beräkna risken för effektbrist i de olika prisområdena som utgör det nordiska elsystemet, för tre olika scenarier: ett referensscenario som motsvarar läget under 2015, scenario 2020 och scenario 2025. Olika fallstudier utförs med fokus på det nordiska elsystemet och några av dess delsystem. Tillförlitlighetsanalysen i denna avhandling är baserad på sannolikhetsmetoder och utförs med hjälp av Monte Carlo simuleringar. Både enkel Monte Carlo och en avancerad variansreduktionsteknik, den så kallade Cross-Entropy-baserade samplingsmetoden (CEIS)tillämpas och jämförsmed varandra. presenteras.Ä ven en alternativ samplingsmetod baserad på stratifierad samplingUtgångspunkten för denna avhandling är Viktor Terriers examensarbete från 2017, med titeln “Nordeuropeiska elsystemets tillförlitlighet” [1]. I den förbättrade modellen presenterad i denna rapport ingår bland annat en förbättrad samplingsmetod för last och vindkraft, som även tar hänsyn till korrelationen mellan dessa parametrar. Tack vare samarbetet med energimarknadsavdelningen på Sweco Energuide AB, har även noggrannheten i de data som används, och de antaganden som dessa baseras på förbättrats.Ur ett modellperspektiv, dras slutsatsen att CEIS levererar bättre resultat jämfört med Monte Carlo när små och medelstora system simuleras, men kan inte användas för att simulera stora och högt tillförlitliga system, såsom det nordiska elsystemet. För sådana fallstudier kan emellertid den presenterade alternativa samplingsmetoden tillämpas. Ur det numeriska resultatperspektivet dras slutsatsen att tillförlitligheten med det nordiska elsystemet förväntas öka fram till 2020 och 2025. Trots en delvis oregelbunden produktion, kommer den installerade produktionskapaciteten att vara högre, och tack vare stora planerade investeringar i överföringssystemet, kommer den producerade elektriska effekten att kunna transporteras till områden där den behövs, oavsett var den genereras.Detta examensarbete har utförts vid avdelningen för elkraftteknik på Kungliga Tekniska Högskolan (KTH), i samarbete med energimarknadsavdelningen på Sweco EnerguideAB, inom ramen för North European Energy Perspectives Project (NEPP)