Osäkerhetsutvärdering vid prognosberäkning av reservkraft i elnätet

The continued growth of renewable energy sources modifies the established electricity system. Power generation reserves are a vital part of this system as they are used to balance out the load fluctuations and the natural intermittence of renewables. The management of power reserves is largely impacted by the ongoing trend. Their proper dimensioning becomes more important with time, as the optimal sizing of these reserves could save substantial resources for the electricity system. Therefore, this study presents a method which could be used by Transmission System Operators (TSO) to determine the necessary amount of electricity reserves. A dynamic approach is used that allows to calculate the required margin at all times of the day for various typical operational strategies in electricity networks. Drivers for typical imbalances such as renewable production forecast errors, load forecast errors and power plant outages are analyzed in order to determine probability density function. In that process, key variables for forecast errors are investigated and statistics on power plants’ outages and delays are calculated. Finally, these drivers are summed to get a universal probability density function, able to size the required reserve margin by a levelized criterion on forecast security that TSOs and regulatory authorities would choose as a governing factor in their operational strategy.Utvecklingen av förnybara energikällor innebär stora förändrar i elsystemet. Reservkraft är en del av detta system eftersom det behövs för att säkra balansen, och planeringen av nödvändiga reserver påverkas av denna nya trend. Reservkraftsdimensioneringen blir viktigare med tiden, eftersom en optimal dimensionering kan spara betydande resurser för elsystemet. Således presenterar denna studie en metod som kan användas av transmissionssystemoperatörer (TSO) för att bestämma den nödvändiga mängden elkraftsreserver. Ett anpassat tillvägagångssätt används härmed som gör det möjligt att beräkna elkraftsmarginalen som krävs vid alla tidpunkter på dygnet inom ett elnätverk. Drivrutiner för typiska obalanser såsom förnybara produktionsprognosfel, belastningsprognosfel och avbrott vid kraftverk analyseras för att bestämma sannolikhetsdensitetsfunktionen. Denna process undersöker nyckelvariabler för prognosfel och inkluderar statistik över elproduktionens avbrott och förseningar. Slutligen summeras dessa drivrutiner för att få en universell sannolikhetsdensitetsfunktion, som kan beräkna den erfordrade reservmarginalen med ett jämnt kriterium för prognostiserad säkerhet som TSO:er och tillsynsmyndigheter skulle välja som en styrande faktor i deras operativa strategi