Technological measures needed for 100% renewable electricity system in Lithuania and feasibility of their future competitiveness

This study aims to improve understanding the role of energy storage and other technologies in enablingeconomically competitive variable renewable energy based power systems which hold promise to minimiseenvironmental, energy security and other externalities of existing systems. The study focuses on insulatedLithuanian power system, which does not rely on other non-renewable systems to operate, 100% suppliedby renewables with at least 80% of that from solar and wind. Hourly time resolution is used for duration ofone year.Simple analysis, which does not rely on optimisation model, was performed using only final consumption,wind and solar power production data. It indicated seasonal energy shortages significantly varying betweenthe years and accounting up to a quarter of cumulative hourly shortages or more than 8% of the annual finalconsumption.The model developed in this study optimises the annualised system costs, while balancing consumptionwith production at each hour of the year under various constraints. Both installed capacity and its dispatchare varied. The model is deterministic with linear formulation and is run using GAMS and MatLab software.Six technologies are included: onshore wind, solar, biomass, hydro, pumped hydro and power-to-powerstorage systems. Wind and solar installed capacities and hourly output are scaled proportionally fromreference year values. Curtailment is not restricted. Biomass annual electric output is limited by its amountin the reference year. Hydro and pumped hydro are modelled based on two large existing plants in thecountry. They are the only technologies which capacity cannot be increased. Power-to-power storage systemis further divided into three systems (power to hydrogen, hydrogen storage, hydrogen to power) and aresized independently. Different technologies used for these systems depending on scenario. Four scenariosanalysed address possible differences in technology availability as well as economic environment. Majorsimplifications used in the model and their expected impact on overall system costs are listed and brieflydiscussed.Model runs result in system costs being 2.9 to 5.3 times larger than electricity purchase costs of the countryin a reference year from existing wholesale market. Majority of these costs are for wind and solar capacitywhich covers not only final demand, large losses in storage systems, but is also oversized resulting incurtailed surplus levels of 11% to 46% depending on scenario. Sensitivity analysis was performed runningmodel for different wind and solar costs up to 5 time lower than their current values. Extrapolated trendsshow wind cost reductions having larger impact and that 6.2 to 8.3 times lower wind costs would be neededto get system costs lower than what was paid for electricity in the wholesale market during the referenceyear.Given limited number of technologies considered and isolation of the system large cost reduction potentialwith existing technologies is expected. Four most promising model expansion areas are analysed, which add:more storage technologies, neighbouring Latvian power sector, heating sector, more detailed biomasspotential representation. Work validity, applicability in other county cases and even further directions forfuture work directions are discussed.A paper summarising this work is submitted and accepted for presentation in 17th Wind IntegrationWorkshop in Stockholm. It can be found as an appendix at the end of this report.Denna studie syftar till att förbättra rollen och kunskapen för energilagring och andra tekniker som möjliggör ett variabelt, ekonomiskt och förnybart energisystem som förväntas minska de negativa externaliterna hos det existerande systemet, såsom, miljömässiga, ekonomiska och omvärldsberoende. Studien fokuserar på det isolerade litauiska kraftsystemet, som för närvarande förlitar sig på andra icke- förnybara kraftkällor. Analysen i studien jämför ett existerande referensår och antar ett scenario med 100% förnybart med åtminstone 80% av detta från sol och vind. En timuppdelning har använts för att återspegla en simuleringstid på ett år. Initialt så utformades en enkel analys som inte förlitar sig på en optimeringsmodell utan endast använde data från sol- och vindproduktions. Analysen indikerade att en energibrist kommer att existera under vissa säsonger under året. Energibristen förväntas bestå av en fjärdedel av den sammanlagda bristen under ett antal timmar och mer än 8% av den årliga slutkonsumtionen. Vidare så konstruerades en modell för att optimera den årliga systemkostnaden med beaktande av en kontinuerlig balansering av produktion och konsumtion över året. Både den installerade effekten för sol och vind varierades. Analysen är gjord i programvarorna GAMS och MatLab, där en linjär modell formulerades. I denna analys är dessa tekniker inkluderade: vind, sol, biomassa, vattenkraft, pumpkraft och kraftverk baserade på vätgaslagring. De installerade effekterna på sol och vind med deras timvisa produktion är skalade från värden för ett referensår. Ingen hänsyn är tagen till eventuella reduceringar och den årliga produktionen från biomassa begränsas utifrån referensåret. Vattenkraftens förmåga är baserat på de två existerande vattenkraftverken i landet, och är de enda två teknikerna där kapaciteten inte kan expandera. Vidare så är kraftverk baserad på vätgaslagring uppdelat i tre olika system (från elkraft till vätgas, vätgaslagring och vätgas till elkraft) och är skalade individuellt. Beroende på scenario så har olika tekniker använts för dessa system. Fyra scenarier har analyserats och beaktar olika tekniska utvecklings-, miljö- och ekonomiska möjligheter. De främsta förenklingar som gjorts i modellen och deras fulla effekt på systemets kostnader är listade och diskuterats översiktligt. Resultaten från modellen visar att systemkostnaderna blir 2.9 till 5.3 gånger högre än om elektriciteten skulle varit köpt från den nationella marknaden under referensåret. Den installerade kapaciteten för sol och vind står för majoriteten av dessa kostnader. Trots att den täcker den slutgiltiga efterfrågan så finns det stora förluster i lagringssystem samt att de är överdimensionerade med 11-46% beroende på scenario. En känslighetsanalys gjordes genom att variera kostnaderna för dessa tekniker med upp till 5 gånger lägre än deras befintliga värde. Extrapolerade trender visar att kostnaderna för vindkraften har en större påverkan på den övergripande kostnaden för hela energisystemet. För att nå en lägre kostnad jämfört om man skulle köpa elektricitet från den nationella marknaden så skulle priset för vindkraft behöva sjunka 6.2 till 8.3 gånger. Resultaten visar att trots de begränsande teknikmöjligheterna och isolering av systemet som har tagits hänsyn till så finns det kostreduceringspotential. De fyra mest lovande att vidare analysera är: mer lagringstekniker, integrera med den lettiska energi- och värmesektorn samt en mer detaljerad undersökning av biomasspotentialen. En validering av studein, applicerbarhet i andra länder samt framtida studier diskuteras också. En artikel som summerar denna studie är insänd och godkänd för presentation den 17th Wind Integration Workshop i Stockholm. Den finn i ett appendix i slutet av denna rapport