The value of concentrating solar power for a sustainable electricity supply in Europe, Middle East and North Africa

Abstract

Dispatchable solar power from concentrating solar thermal power plants (CSP) combined with thermal energy storage and co-firing option can provide energy according to demand. A transfer of such electricity from solar thermal power plants in desert regions to distant consumer centres may therefore complement regional or domestic energies. The research question of the value of this transfer was already analysed in qualitative studies that found out a high potential of this idea. However, a detailed energy system modelling showing the value of concentrating solar power plants from Middle East and North Africa (MENA) for Europe (EU) was not yet done. This thesis closes the scientific knowledge gap applying an energy system model with a least-cost approach and detailed scenario analysis for the year 2050. The thesis describes the effects of including and excluding a transfer of CSP from MENA to EU. The transfer-system consists of a power plant and a high voltage direct current transmission (HVDC) and is therefore called CSP-HVDC (concentrating solar power - high voltage direct current) power plant. The techno-economic assumptions for this composed technology are strictly chosen to avoid its overestimation. The assessment of CSP-HVDC considers energy system evaluation criteria. These multi-criteria reveal the impact of CSP-HVDC on energy infrastructure, operational behaviour, cost and emission of the energy system. To evaluate national grid expansion, a new grid methodology is introduced as composed of transmission and distribution grid. This new model reduces complexity of the grid and analyses grid expansion considering different power plant park portfolios. As a result CSP-HVDC-application proves to require a future national grid expansion to a far lesser extent than a system with high shares of wind and photovoltaic energy. This is substantiated by a validation with a high-resolution grid model. Integrating CSP-HVDC into the national grid brings about reduction of grid stress due to lower capacity peaks in the transmission lines of the grid. Cost sensitivity analyses indicate the cost uncertainty of the energy system. The examination of system cost uncertainty shows that an appropriate share of dispatchable energy including CSP-HVDC generates a minimal system cost uncertainty. Analysis of cost relations of CSP-HVDC to all other used technologies (e.g. nuclear and carbon capture and storage technologies) point out how high the probability of an integration of CSP-HVDC is. Inside the EUMENA region (Europe, Middle East and North Africa) various regions are subdivided. Due to different characteristics of regional energy systems, it depends on the model region in EU how probable it is that CSP-HVDC is integrated. For some EU regions up to 66% integration probability can be achieved. The result of multi-criteria evaluation shows that power plant capacity, electrical storage expansion, and electrical curtailment cause a lower impact when CSP-HVDC is used to supplement the energy portfolio. However, the strict model conditions lead to a higher needed transmission infrastructure altogether, when CSP-HVDC is applied in high shares because of its long transfer distance. Lower CSP-HVDC shares can reduce the total transmission infrastructure of single regions. Another result demonstrates that system cost does not play the essential role in quantifying the value of CSP-HVDC because system cost differences may be small. The right share of CSP-HVDC offers a higher degree of freedom, more options and compromises for the design of a low carbon energy system under the included evaluation criteria mentioned above. Thus, a technologically diverse energy system with low carbon emission rather benefits from CSP-HVDC.

Solarthermische Kraftwerke (CSP) können in Kombination mit thermischen Energiespeichern und einer Zufeuerungsmöglichkeit bedarfsgerecht elektrischen Strom zur Verfügung stellen. Eine Übertragung von Strom aus solchen Kraftwerken in Wüstenregionen an entfernte Verbraucherzentren kann daher die regionalen oder heimischen Energiequellen ergänzen. Die Forschungsfrage nach dem Wert dieses Transfers wurde bereits in qualitativen Studien analysiert, die ein hohes Potential dieser Idee herausfanden. Eine detaillierte Energiesystemmodellierung, die den Wert von solarthermischen Kraftwerken aus dem Mittleren Osten und Nordafrika (MENA) für Europa (EU) zeigt, wurde jedoch noch nicht durchgeführt. Diese Arbeit schließt die wissenschaftliche Lücke unter Verwendung eines Energiesystemmodells mit minimalem Kosten-Ansatz und detaillierter Szenario-Analysen für das Jahr 2050. Die Dissertation beschreibt die Auswirkungen der Einbeziehung und des Ausschlusses eines Transfers von CSP aus MENA in die EU. Das Übertragungssystem besteht aus einem Kraftwerk und einer Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HVDC) und wird daher als CSP-HVDC-Kraftwerk bezeichnet. Die techno-ökonomischen Annahmen für diese zusammengesetzte Technologie werden konservativ gewählt, um eine Überbewertung zu vermeiden. Bei der Prüfung von CSP-HVDC werden Bewertungskriterien von Energiesystemen berücksichtigt. Diese Multi-Kriterien zeigen die Auswirkungen von CSP-HVDC auf die Energieinfrastruktur, das Betriebsverhalten, die Kosten und die Emission des Energiesystems. Zur Bewertung des nationalen Netzausbaus wird eine neue Netzmethodik eingeführt, die sich aus Übertragungs- und Verteilnetz zusammensetzt. Dieses neue Modell reduziert die Komplexität des Netzausbaus und der Netzanalyse unter Berücksichtigung unterschiedlicher Kraftwerkspark-Portfolios. Damit erweist sich CSP-HVDC als eine Anwendung, die einen zukünftigen nationalen Netzausbau in weit geringerem Umfang erfordert als ein Energiesystem mit einem hohen Anteil an Wind- und Photovoltaikenergie. Dies wird durch eine Validierung mit einem räumlich hochaufgelösten Modell belegt. Durch die Integration von CSP-HVDC in das nationale Stromnetz wird die Beanspruchung des Netzes gesenkt, da geringere Kapazitätsspitzen in den Übertragungsleitungen auftreten. Kostensensitivitäten zeigen die Kostenunsicherheit eines zukünftigen Energiesystems. Die Untersuchung der Systemkostenunsicherheit zeigt, dass ein angemessener Anteil an regelbarer Energie, einschließlich CSP-HVDC, zu einer minimalen Unsicherheit der Systemkosten führt. Die Analyse der Kostenrelationen von CSP-HVDC zu allen anderen verwendeten Technologien (z. B. Nuklear- und CO2-Abscheidung und -Speicherung) zeigt, wie hoch die Häufigkeit einer Integration von CSP-HVDC ist. Innerhalb der EUMENA-Region sind verschiedene Regionen unterteilt. Aufgrund der unterschiedlichen Charakteristika regionaler Energiesysteme hängt es von der Region ab, wie wahrscheinlich es ist, dass CSP-HVDC integriert wird. Für einige EU-Regionen kann eine Integrationswahrscheinlichkeit von bis zu 66% erreicht werden. Das Ergebnis der Multi-Kriterien-Bewertung zeigt, dass Kraftwerks- und Speicherkapazität sowie Abregelungen geringere Auswirkungen haben, wenn CSP-HVDC zur Ergänzung des Energieportfolios eingesetzt wird. Die strengen Modellbedingungen für CSP-HVDC führen jedoch zu einer insgesamt höheren Übertragungsinfrastruktur, wenn CSP-HVDC aufgrund der langen Übertragungsdistanz in hohen Anteilen zum Einsatz kommt. Niedrigere CSP-HVDC-Anteile können die gesamte Übertragungsinfrastruktur einzelner Regionen reduzieren. Ein weiteres Ergebnis zeigt, dass die Systemkosten bei der Quantifizierung von CSP-HVDC nicht die wesentliche Rolle spielen, da die Systemkostenunterschiede gering sein können. Der richtige Anteil an CSP-HVDC bietet mehr Freiheitsgrade, mehr Möglichkeiten und Kompromisse für die Auslegung eines kohlenstoffarmen Energiesystems anhand der genannten Bewertungskriterien. Ein technologisch vielfältiges Energiesystem mit geringen Kohlenstoffemissionen profitiert somit von CSP-HVDC.