Med afsæt i North Sea Wind Power Hub‑samarbejdet har Energynautics og Ea Energy Analyses støttet transmissionssystemoperatøren TenneT i at evaluere budzonedesign for hybride havvindmølleparker. Analyserne bygger på et 2037‑scenario, der primært er baseret på ENTSO‑E’s TYNDP Distributed Energy og Tysklands Netzentwicklungsplan (NEP). Det overordnede markedsscenarie suppleres med en tilsvarende EU‑dækkende nettopologi udarbejdet af Energynautics. Af særlig betydning var den detaljerede repræsentation af EU’s markedsstrømme. Derfor blev undersøgelsen udført som en Flow‑Based Market Coupling (FBMC) markedsmodel, hvor n‑1‑sikre netbegrænsninger afledt af den fremtidige nettopologi blev inkorporeret for at analysere effekter af Advanced Hybrid Coupling (AHC). Efterfølgende var en n‑1 optimal redispatch nødvendig for at vurdere de samlede systemomkostninger.
At indfange samspillet mellem markeder og fysiske strømme krævede en iterativ proces mellem to open‑source‑værktøjer: Balmorel til scenarieopbygning, markedsoptimering og økonomisk evaluering (Ea Energy Analyses) og PyPSA til netanalyse, iterativ udbygning, FBMC‑konstraint‑engineering og presolving samt redispatch‑optimering (Energynautics). Denne metode kvantificerede de ”skjulte” omkostninger ved netkongestion.
Overgangen fra traditionel radial havvind — hvor turbinerne er forbundet til ét enkelt punkt på land — til hybride konfigurationer repræsenterer et fundamentalt skifte fra simpel elproduktion til infrastruktur med dobbelt funktion. Historisk har offshore‑aktiver kun forsynet lokale net; moderne hybride løsninger fungerer samtidig som tilslutning for offshore‑produktion og som grænseoverskridende interconnectors.
Selvom denne dobbeltrolle muliggør øget handel på tværs af zoner og styrket europæisk markedsintegration, skaber den også betydelig kompleksitet i markedsdesignet. Balancering af vindindfødning og kommerciel handel kræver et sofistikeret rammeværk for kapacitetsallokering uden at gå på kompromis med systemsikkerheden. For at adressere denne kompleksitet blev to primære markedsopsætninger analyseret:
Studiet giver indsigt i effekterne af markedsopsætning på både markedsindtægter og samlede systemomkostninger. Resultaterne understøtter desuden en bedre forståelse af effekterne af flow‑baseret markedskobling i relation til offshore budzoner. De vigtigste pointer er:
Selvom Home Market‑modellen giver højere indtægter til udviklere, fører den til mindre effektiv dispatch, øgede redispatch‑behov og dermed højere systemomkostninger. En vigtig faktor er implementeringen af Home Market‑opsætningen: En Home Market‑løsning med fuld undtagelse fra 70 %-reglen performer omtrent som OBZ i forhold til samlet effektivitet. En Home Market‑opsætning uden undtagelse giver markant højere redispatch‑behov og systemomkostninger.
Uden undtagelse fra 70 %-reglen skal mindst 70 % af interconnectorkapaciteten allokeres til markedet uanset forventet vindproduktion, hvilket betyder, at den planlagte strømflydning ville overstige de fysiske grænser.
OBZ‑modellen afspejler det fysiske net mere præcist og styrker dermed den overordnede systemsikkerhed. Ved at tilpasse markedsresultater tættere til de faktiske netkapaciteter giver OBZ en mere pålidelig og omkostningsoptimal systemdrift end Home Market‑opsætningen.
For den simulerede topologi viser resultaterne, at flow‑baserede effekter kan opstå, men ikke nødvendigvis påvirker udviklernes indtægter negativt.
Disse indsigter bidrager til at opbygge viden om fremtidens markedsintegration af hybride offshore‑projekter. Studiet giver de første indikationer på potentielle flow‑baserede markedskoblingseffekter. Selvom resultaterne afhænger af det antagne hybride projekt og det overordnede scenarie, giver de et solidt fundament for at forstå, hvordan havvind dispatches i en offshore budzone.
Vi har lavet flere projekter i Tyrkiet. Læs mere om noget af vores arbejde her.
Vi har arbejdet med mange projekter i de nordiske lande. Se eksempler her.