Dyre buffere kan sikre billig vedvarende energi i Europa

Rekordstore hedebølger udsatte denne sommer det europæiske elsystem for et ekstremt pres. Høj efterspørgsel efter aircondition, utilstrækkelig batterikapacitet og driftsstop på kraftværker og atomkraftværker førte til høje elpriser i aftentimerne. Begivenheder som disse understreger de udfordringer, der gør sig gældende, når man skal opretholde en stabil elforsyning under ekstreme vejrforhold.

Det samme gælder for såkaldte sammensatte hændelser (eng. compound events), hvor en kombination af meteorologiske forhold fører til ekstreme situationer. Det sås f.eks. i slutningen af 2024, hvor perioder med lav produktion fra både vind- og solenergi på tværs af Europa udløste kraftige stigninger i elpriserne og øgede afhængigheden af fossile brændsler og importeret energi.

I et nyt studie publiceret i Nature Sustainability  (se faktaboks) har forskere fra DTU og Newcastle University modelleret et fremtidigt europæisk elsystem med netto-nuludledning – dvs. et elsystem der producerer elektricitet uden at udlede drivhusgasser. Forskerne testede modellen mod 80 års historiske vejrdata for at undersøge, hvordan systemet ville håndtere perioder med lav vind- og solproduktion kombineret med høj efterspørgsel.

Forskerne har udviklet nye metoder til at vurdere, hvor robuste fremtidens elsystemer er over for disse forhold. Resultaterne understreger det voksende behov for pålidelig backupkapacitet i takt med, at Europa bygger mere vedvarende energi. På baggrund af de historiske data konkluderer forskerne, at risikoen er størst om vinteren, når kulde og vindstille vejr varer flere dage i træk, da det er længere end batterier kan kompensere for.

”Fremtidens energisystemer vil i høj grad være baseret på vedvarende energi, fordi det er den billigste måde at producere elektricitet på, og fordi det øger vores energiuafhængighed. Men for at dække underskuddet, når efterspørgslen overstiger produktionen, har vi brug for backupkapacitet,” siger Marta Victoria, professor ved DTU Wind.

"Vi ser også, at den kapacitet, der er nødvendig for at holde systemet sikkert i disse perioder, kun sjældent udnyttes. Den er dyrere end vedvarende energikilder eller andre teknologier som vandkraft, hvilket gør den vanskelig at finansiere under de nuværende markedsvilkår og kan føre til højere elpriser.”

Studiet undersøger såkaldte system-defining events eller systemdefinerende hændelser, altså perioder, hvor elsystemet er udsat for særligt stort pres, og hvor investeringsbeslutninger påvirkes mest. På baggrund af vejrdata fra mange år og detaljerede modeller af det europæiske elnet identificerer forskerne, hvornår og hvordan disse situationer opstår, og hvad de betyder for planlægningen af fremtidens energiinfrastruktur.

Konsekvenser på tværs af hele kontinentet

For at gennemføre analysen anvendte forskerne en open source-model af energisystemet og konstruerede et kontrafaktisk scenarie for, hvordan et europæisk elsystem med netto-nuludledning ville have set ud under 80 års historiske vejrforhold fra 1941 til 2021. Det gør det muligt at indfange både typiske år og mere ekstreme perioder, der kan få betydning for fremtidens energisystemer.

De systemdefinerende hændelser identificeres ved hjælp af et mål baseret på såkaldte ”skyggepriser”, et modelleringsbegreb, der afspejler, hvor presset systemet er i forhold til at kunne dække efterspørgslen på et givet tidspunkt. I praksis indikerer høje værdier et behov for større kapacitet inden for produktion, lagring og transmission, og de påvirker dermed både investeringer og udformningen af energisystemet.

Disse systemdefinerende hændelser omtales ofte som energitørker, altså perioder, hvor vind- og solproduktionen er lav på samme tid. Fordi Europas elnet er tæt forbundet på tværs af landegrænser, kan sådanne perioder påvirke store dele af kontinentet samtidig.

I 2021 reducerede usædvanligt lave vindhastigheder i Nordvest- og Centraleuropa produktionen fra vindkraft i flere måneder, hvilket bidrog til højere elpriser. Og nogle år tidligere, i januar 2017, faldt en kuldeperiode sammen med lav vindproduktion og høj efterspørgsel efter opvarmning, hvilket øgede presset på elsystemerne i flere lande.

”Vores metode identificerer, hvornår systemet er mest presset, hvad der driver disse situationer, og hvordan systemet reagerer. Den største risiko opstår i de mørke vintermåneder, når lave vindhastigheder falder sammen med lave temperaturer. For energisystemet betyder ekstremt vejr derfor ikke nødvendigvis ’dårligt vejr’,” siger Aleksander Grochowicz, postdoc ved DTU Wind og førsteforfatter på studiet.

”Vi bruger ofte det tyske ord dunkelflaute til at beskrive disse perioder. Under sådanne forhold mangler vi primært effektkapacitet. Energien er til stede, men vi kan ikke levere den, når der er behov for den.”