Search

Današnji elektroenergetski sustav (EES) obilježen je novim izazovima kao što su deregulacija, otvoreno tržište električne energije i energenata, konkurentnost proizvođača električne energije, te zahtjevima održivog razvoja i energetske sigurnosti. Stari centralizirani način planiranja EES više ne opisuje dobro uvjete na današnjim tržištima električne energije, gdje se proizvođači međusobno natječu kako u kratkoročnim operacijama tako i u dugoročnim investicijama. Za kvalitetno razumijevanje novonastalih okolnosti potrebna je optimizacija mnogobrojnih parametara i korištenje simulacijskih programskih alata koji pridonose razumijevanju rada EES-a i tržišta, te pomažu pri donošenju kvalitetnijih odluka. Europska shema trgovanja emisijama (ETS) počela je s radom u 2005. godini na razini članica EU, i ograničava količinu CO2 emisija iz industrije i energetskih postrojenja. Cijena tone CO2 na tržištu povisuje proizvodne troškove električne energije iz elektrana na fosilna goriva te pridonosi povećanju konkurentnosti nisko ugljičnih tehnologija kao što su obnovljivi izvori energije, nuklearna energija, energetska učinkovitost ili zamjena ugljena plinom. Time se javlja potreba za modeliranjem utjecaja cijene emisijskih jedinica na cijenu električne energije, ukupnu količinu emisija u sustavu, prihode pojedinih elektrana te analizu opravdanosti zamjene goriva u postojećim elektranama ili investiranje u nove elektrane.

Power system planning and development face new pressing challenges from climate change including the need to reduce its GHG emissions (climate change mitigation through different mechanisms such as emission trading, transition to low emission power system); and the need to adapt to climate change (climate change adaptation and vulnerability). Also, the development of energy sector should take the responsibility for the sustainable development – delivering positive and measurable impact on society, economy and environment. The main objective of the research was to develop and verify methodology and models for the assessment of emission trading and climate change impacts on sustainable power system development. Two models were designed to fit the proposed methodology. The first model is for the assessment of emission trading and fuel price impacts on long term marginal costs for different power plants. The second designed model enables measuring sustainable development indicators from generation capacity expansion. This developed algorithm enables the power system model to include emission price in power system operation and planning. Data from Croatian power system are used for the verification of proposed methodology, designed models and algorithm,. Verification steps are included: power system modeling, modeling sustainable development indicators and assessment of climate change impacts on power system planning. Finally, the integrative model based on proposed methodology, developed models and algorithm performed a wide set of modeled scenarios. This holistic approach of modeling emission trading and climate change impacts on long-term power system planning is verified by using data for Croatian power system until 2030. Results from verification of the proposed modeling are presented and discussed. Based on these results, a summary of main findings, recommendations for policy makers and energy planners, and area for further research in this field are proposed. Planiranje elektroenergetskog sustava suočeno je s novim izazovima koji dolaze od istodobne potrebe smanjenja klimatskih promjena i prilagodbe na njih. Paralelno je potrebno smanjivati emisije stakleničkih plinova i predvoditi tranziciju u niskougljičnu ekonomiju; kao i prilagoditi se na postojeće i buduće utjecaje klimatskih promjena. Pritom, potrebno je mjeriti uspoređivati i pozitivne i negativne učinke na održivi razvoj – društvo, ekonomiju i okoliš. Da bi se mogli analizirati ovi izazovi prilikom planiranja elektroenergetskog sustava, potrebni su novi modeli, nove metodologije i novi algoritmi koji omogućuju planeru da procjeni utjecaj klimatskih promjena i trgovanja emisijama na održivi razvoj kroz povećanje konkurentnosti niskougljičnih tehnologija. U uvodnom poglavlju, predstavljeni su izazovi trgovanja emisijama i klimatskih promjena na planiranje i razvoj elektroenergetskog sustava. Definira se istraživački problem, hipoteze na kojima se temelji istraživanje i sveukupni cilj istraživanja. Diskutira se originalnost rada, očekivani znanstveni doprinosi, ciljana skupina kojoj su rezultati istraživanja namijenjeni te se navode glavna ograničenja rada. U drugom poglavlju („Niskougljični razvoj i klimatske promjene“) fokus je stavljen na važnost utjecaja klimatskih promjena, klimatskih pregovora i niskougljičnog razvoja na elektroenergetski sustav. Treće poglavlje („Trgovanje emisijama – teoretska i praktična pozadina“) analizira se utjecaj trgovanja emisijama na konkurentnost niskougljičnih tehnologija. Dan je pregled tržišta emisija stakleničkih plinova u svijetu, te teoretska pozadina trgovanja emisijama. U četvrtom poglavlju („Dugoročno planiranje elektroenergetskog sustava s trgovanjem emisijama“) analiziraju se utjecaji trgovanja emisijama na dugoročno planiranje elektroenergetskog sustava promatranjem marginalnih troškova proizvodnje električne energije i marginalnih krivulja smanjenja emisija stakleničkih plinova. U petom poglavlju („Modeliranje elektroenergetskog sustava i njegovog utjecaja na održivi razvoj“) istražena je klasifikacija modela za energetsko i elektroenergetsko planiranje, te su propitane njihove značajke važne za mjerenje utjecaja na održivi razvoj. Uvodna poglavlja daju osnove za predstavljanje glavnog predmeta istraživanja - razvoj i verifikacija razvijene metodologije i modela za procjenu utjecaja trgovanja emisijama i klimatskih promjena na održivi razvoj kroz porast konkurentnosti niskougljičnih tehnologija. Metodologija za procjenu utjecaja klimatskih promjena i trgovanja emisijama na planiranje elektroenergetskog sustava prikazana je u šestom poglavlju („Predložena metodologija i modeli“). Opisana je metodologija koja je razvijena u doktorskom radu, a koja će biti iskorištena za provjeru postavljene hipoteze putem shematski opisanih koraka planiranje elektroenergetskog sustava. U ovom poglavlju, opisana su i dva modela koja su predložena i dizajnirana, te razvijeni algoritam. Prvi od tih modela je nazvan „Model za procjenu pokazatelja održivog razvoja“ i omogućuje planeru usporedbu različitih scenarija novih proizvodnih kapaciteta, mjerenjem njihovog utjecaja na održivi razvoj. Drugi model je nazvan „Model za procjenu utjecaja trgovanja emisijama na granične troškove elektrana“ i on procjenjuje utjecaj cijene energenata i emisija na konkurentnost obnovljivih izvora energije. Razvijeni algoritam omogućava da se prilikom modeliranja elektroenergetskog sustava uključi i utjecaj trgovanja emisijama u planiranje i rad samog elektroenergetskog sustava. Sedmo poglavlje („Verifikacija predložene metodologije, modela i algoritma s upotrebom podataka iz Hrvatske“) koristi podatke iz Hrvatske da verificira predloženu metodologiju, modele i algoritam. Verifikacija je napravljena u nekoliko koraka, počevši od planiranja godine unaprijed do dugoročnog modeliranja elektroenergetskog sustava, modeliranja indikatora održivog razvoja i procjene utjecaja klimatskih promjena na elektroenergetski sustav. Cjelovit pristup modeliranju utjecaja klimatskih promjena i trgovanja emisijama na planiranje elektroenergetskog sustava verificiran je koristeći podatke iz Hrvatske za 2030. godinu, a rezultati modeliranja su opisani i prodiskutirani. Zaključak sadrži sažetak glavnih rezultata istraživanja, kritički osvrt na postignute rezultate s obzirom na postavljene hipoteze, daje preporuke donosiocima politika te utvrđuje temeljne smjerove nastavka istraživačkog rada. Glavni predmet istraživanja je razvoj i verifikacija razvijene metodologije i modela za procjenu utjecaja trgovanja emisijama i klimatskih promjena na održivi razvoj kroz porast konkurentnosti niskougljičnih tehnologija. Prilikom istraživanja, ostvaren je sljedeći izvorni znanstveni doprinos: - Predložena je metodologija za procjenu utjecaja trgovanja emisijama i klimatskih promjena na održivi razvoj. Metodologija uključuje holističku procjenu utjecaja klimatskih promjena na elektroenergetski sustav i procjenu utjecaja trgovanja emisijama na porast konkurentnosti obnovljivih izvora energije; - Dva modela su razvijena tijekom rada na disertaciji –Model za procjenu pokazatelja održivog razvoja koji omogućuje planeru usporedbu različitih scenarija novih izgrađenih elektrana u sustavu mjerenjem njihovog utjecaja na održivi razvoj; i Model za procjenu utjecaja trgovanja emisijama na granične troškove elektrana koji procjenjuje utjecaj cijene trgovanja emisijama i energenata na konkurentnost obnovljivih izvora energije. Primjena oba modela osnažuje proces dugoročno planiranja razvoja elektroenergetskog sustava, donošenje novih politika i strategija te pomaže prilikom donošenja odluka prilikom adresiranja izazova utjecaja klimatskih promjena; - Predložen je i razvijen algoritam za modeliranje utjecaja trgovanja emisijama na elektroenergetski sustav, koji je na kraju i implementiran u model PLEXOS. Time je model PLEXOS osposobljen prilikom simuliranja rada i planiranja elektroenergetskog sustava uzeti u obzir i utjecaj cijene emisija, te pratiti njen utjecaj na profitabilnost pojedinih elektrana, visinu cijene električne energije i promjenu u voznom redu elektrana; - Predložena metodologija i razvijeni modeli i algoritam su verificirani podacima iz hrvatskog elektroenergetskog sustava – to predstavlja prvi pokušaj procjene i modeliranja utjecaja klimatskih promjena na planiranje elektroenergetskog sustava; ali također i omogućuje razvoj i sagledavanje širokog raspona opcija i scenarija prilikom adresiranja trgovanja emisijama i procjene konkurentnosti niskougljičnih tehnologija.

The conventional electrical system in place today sees our electrical devices powered by AC mains. But as renewable technologies such as solar photovoltaic and wind power become more prevalent at a household level, DC micro-grids could be a cheaper and more efficient alternative. New lighting devices (LED) can reduce the electricity consumption substantially. Two alternatives are envisioned in this paper: A stand-alone alternative in which there is no grid connection, that would require local storage (battery), and a grid-connection alternative. After reviewing and investigating relevant literature for this topic and writing theoretical part of thesis there were the fallowing tasks. One typical four member family household was described and hourly load curves for one year period, with typical summer and winter days, were made for this case. Next task that was completed was generating yearly energy production from solar panels, which the observed household contains, in INSEL software. With having those previously mentioned data, combined with necessary information about prices of all necessary components and prices from Croatian power system, it was possible to make feasibility and cost analysis where the two previously mentioned alternatives were investigated. With changing some parameters in that economical analysis several scenarios were observed. At the end conclusions were made about which one of those two options is more profitable and under what conditions. Also, suggestions were made for further work on this topic. This assignment is realized as a part of the collaborative project Sustainable Energy and Environment in Western Balkans that aims to develop and establish five new internationally recognized MSc study programs for the field of Sustainable Energy and Environment , one at each of the five collaborating universities in three different WB countries. The project is funded through the Norwegian Programme in Higher Education, Research and Development in the Western Balkans, Programme 3: Energy Sector (HERD Energy) for the period 2011-2014.

Smart energy cities have a potential to lead the transition from fossil age into the age of renewables. After a theoretical background is presented, of why the transition is necessary and what steps need to be taken in that direction, this paper brings insight into the paradigm of smart cities. The focus is set on the smart building as its fundamental building block. Fifteen cases of turning Norwegian and Croatian households into smart ones have been analyzed. Those are various combinations of consumption, generation and storage options. Expenses and revenues in case of implementing such smart households are presented by conducted cost and benefit analysis, as well as profitability of such projects.This assignment is realized as a part of the collaborative project "Sustainable Energy and Environment in Western Balkans" that aims to develop and establish five new internationally recognized MSc study programs for the field of "Sustainable Energy and Environment", one at each of the five collaborating universities in three different WB countries. The project is funded through the Norwegian Programme in Higher Education, Research and Development in the Western Balkans, Programme 3: Energy Sector (HERD Energy) for the period 2011 - 2014.

Despite the substantial efforts made to develop sound energy efficiency policies, the desired effects in terms of achieved energy savings are lacking. The phenomenon is known as energy efficiency gap and its persistence was the main driver of this research. The aim of the research was to examine the causes and propose solutions for bridging the gap. Therefore, ideal policy making cycle is defined connecting design, implementation and multiple criteria evaluation of policy instruments’ impacts in closed, repetitive loop. Concept of energy efficiency market was introduced as a basis for policy making, enabling better understanding of the overall environment where policy needs to be implemented. Established methodology for energy efficiency market assessment includes upgraded barrier model, use of conservation supply curves for evaluation of energy saving potential and determination of consumers’ willingness to pay for energy savings. Following the market assessment, the framework for design of policy instruments and measures is established. It uses theory-based approach to provide the insight in the supposed operation of an instrument or a measure and integrates evaluation of impacts already in the design phase. A method for evaluating time dependency of impacts, based on the diffusion of innovation theory, is proposed. Finally, methodology for evaluation of policy instruments and measures according to criteria that go beyond energy savings is proposed. In the variety of analysed multi-criteria decision making methods, Analytical Hierarchy Process is suggested to be streamlined in the policy cycle. The method is suitable for prioritization of policy instruments and measures, which forms a basis for decision making on allocation of limited resources for their implementation. Applicability of proposed solutions for enhancing energy efficiency policy making is demonstrated through the assessment of Croatian energy efficiency market and design and evaluation of policy instruments and measures for residential sector. Cilj je politike energetske učinkovitosti minimiziranje potrošnje energije za ostvarenje iste razine usluge te je energetska učinkovitost danas okosnica svih svjetskih energetskih politika. Istodobno, ona je i najteže ostvariv dio energetske politike i rezultati u smislu ušteda energije izostaju. Fenomen je poznat pod nazivom 'procjep (gap) energetske učinkovitosti', a temeljni cilj ovog istraživanja bio je istražiti uzroke i predložiti rješenja za smanjenje ovog 'procjepa'. U tu je svrhu definiran idealni proces donošenja politika, koji objedinjuje postupke osmišljavanja, provedbe i višekriterijske ocjene učinaka instrumenata politike u zatvorenom, ponavljajućem ciklusu. U doktorskom se radu predlaže opći koncept tržišta energetske učinkovitosti, kao osnova za donošenje politika, koji omogućava bolje razumijevanje cjelokupnog okruženja u kojem se politike trebaju provoditi. Utvrđena je metodologija za ocjenu tog tržišta koja uključuje unaprijeđeni model barijera, korištenje krivulje ponude ušteda za procjenu potencijala te određivanje spremnosti potrošača na plaćanje ušteda energije. Temeljem rezultata ocjene tržišta, utvrđen je okvir za osmišljavanje instrumenata i mjera politike. Pri tome se koristi pristup temeljen na teoriji koji pruža uvid u sve aspekte primjene nekog instrumenta ili mjere. Predložena je metoda za ocjenu vremenske ovisnosti učinaka instrumenata i mjera, temeljna na teoriji difuzije inovacija. Također je utvrđena metodologija za ocjenu višestrukih učinaka primjene politike energetske učinkovitosti, temeljena na analitičkom hijerarhijskom procesu. Rezultati sveobuhvatne višekriterijske analize temelj su za donošenje odluka o raspodjeli ograničenih sredstava za provedbu mjera energetske učinkovitosti. Primjenjivost predloženih rješenja za unaprjeđenje procesa izrade politika energetske učinkovitosti dokazana je kroz ocjenu tržišta energetske učinkovitosti u Hrvatskoj te postupcima osmišljavanja i ocjene mjera za sektor kućanstava.

This paper gives insight into the paradigm of Smart Grid with focus on the smart building as its fundamental part. After a theoretical description of a current grid?s evolution to smart form as well as basic features and functionalities of a smart building, a draft model of the building has been developed in the AnyLogic program. It simulates the behaviour of a smart building and possibilities it can provide to the grid through various scenarios. In the end, a cost and benefit analysis has been conducted to show expenses and revenues in case of implementing a smart house at different locations (Norway and Croatia), and profitability of such a project.This assignment is realised as a part of the collaborative project "Sustainable Energy and Environment in Western Balkans" that aims to develop and establish five new internationally recognized MSc study programs for the field of "Sustainable Energy and Environment", one at each of the five collaborating universities in three different WB countries. The project is funded through the Norwegian Programme in Higher Education, Research and Development in the Western Balkans, Programme 3: Energy Sector (HERD Energy) for the period 2011-2013.

Research and development of broader picture of impact technical and economical elements in cross-border electricity trade and trading mechanisms (congestion, transit) which influence on competitivity and planning of different market participants (generators/traders, transmission system operators, suppliers/buyers). It is shown that market coupling of areas in regional market can make positive and negative impacts on participants behaviour. It is modelling and analyzing imaginary market through different programs like MATLAB, EMCAS, MASI with presumption that we have four connected areas in market and common power exchange. Coordinated regional congestion and ITC mechanisms can bring increased competition, interconnection usage and decrease of market participants risks. Efficient cross-border electricity trade increase regional market integration. For more benefits from electricity trade we need more investments. It is shown that sometimes for that we do not have clear market signals. Interactions between decentralised decisions of participants and mechanisms have different costs and benefits for participants. Scientific research contribution is in next: * methodology of market coupling/splitting for eficient electricity trading, * algorithm for optimization of benefits/costs from electricity transit in inter area trading * choice of additional criteria for optimal power system expansion and * methodology of risk calculation for few trading areas. Disertacija je rezultat istraživanja utjecaja tržišnih mehanizama na prekogranično trgovanje. Pod tržišnim mehanizmima smatraju se mehanizmi upravljanja zagušenjima u prijenosnoj mreži, tranziti kroz pojedina područja, investicije u proizvodne i prijenosne elektroenergetske objekte te upravljanje rizicima u trgovanju električnom energijom. Rješenja u europskom tržištu električnom energijom konvergiraju prema spajanju područja tržišnim mehanizmima prvo kroz pojedine regije a kasnije kroz spajanje regija u jedinstveno europsko tržište. Iako je situacija poboljšana u odnosu na početak liberalizacije tržišta i dalje postoje razne nepravilnosti na tržištu koje se mogu riješiti učinkovitijim mehanizmima. Ovaj rad istražuje mogućnosti učinkovitijih mehanizama prekograničnog trgovanja kroz poboljšane modele i kriterije te kroz primjere na jednostavnijim simulacijama pokazuje koristi i troškove za dionike regionalnog tržišta (proizvođače, opskrbljivače, operatore sustava) te bolje sagledava utjecaje fizičkih i komercijalnih tokova, međusobne interakcije tržišnih mehanizama te raspodijelu rizika i uvjete investiranja. Implementacijom ovih rješenja može se uspostaviti učinkovitije regionalno tržište sa utjecajima na svakog dionika kroz kriterij društvene koristi. Prikazuje se metodologija podjele tržišta radi učinkovitijeg trgovanja bazirana na kombinaciji izračuna cijena po čvorima te izračuna cijena po područjima ovisno o mjestu zagušenja u prijenosnoj mreži te razlici cijena između pojedinih čvorišta. Podjednake cijene u više čvorišta čini jednu zonu (fleksibilna područja ponude) – tako formirane zone su dalje podloga za postupak podjele tržišta. Razrađeni su primjeri u programskim paketima Matpower u Matlabu, EMCAS, te MaSi na primjeru jedanaest čvorišta odnosno početne četiri zone koje se ovisno o prilikama u elektroenergetskom sustavu pretvara u tri do šest zona. U postojeću formulu za kompenzaciju od tranzita između operatora sustava dodaju se procijenjene koristi od tranzita a ne samo troškovi čime se postiže bolje optimiranje. Primjeri su prikazani na modelu četiri zone u Matpoweru/Matlabu. Izbor dodatnih kriterija za izgradnju elektroenergetskog sustava kombinira više izabaranih poticajnih mehanizama kao što su troškovi i sati zagušenja, maksimiziranje društvenog blagostanja, poboljšana sigurnost opskrbe, investicijski signal te utjecaj kratkoročnih i dugoročnih signala. Metodologija izračuna rizika za više zona trgovanja uključuje uporabu financijskih prijenosnih prava kao težinski udio prosječnih cijena između nekoliko područja. Prikazane metode čine integraciju tržišta u Europi učinkovitijom te daje bolje signale tržišnim sudionicima u pojedinoj regiji. Uvodno se ističe uloga i važnost integracije tržišta električnom energijom u Europi te korištenja mehanizama prekograničnog trgovanja u regionalnim tržištima. Prikazano je trenutno stanje, problemi i trendovi u rješavanju pojedinih aspekata integracije tržišta a vezano uz teme koji se obrađuju detaljnije kroz druga poglavlja. Europsko rješenje za integraciju tržišta konvergira prema jednom mogućem rješenju sa pozitivnim i negativnim utjecajima na prekogranično trgovanje i tržišne sudionike. Osim korištenja dostupne literature i pozadine kako je došlo do teme doktorskog rada prikazana je i metodologija istraživanja korištena u radu te popis radova koji su rezultat istraživanja poslijediplomskog doktorskog studija. Zatim je prikazana metodologija podjele/spajanja tržišta za učinkovitije trgovanje električnom energijom u regionalnom tržištu. Uz matematički prikaz računanja na temelju čvorišnih cijena te područnih cijena daje se pregled njihove primjene u Europi i Americi te komentiraju razlike između ova dva pristupa. Cijene se izračunavaju temeljem principa društvenog blagostanja odnosno minimalnih socio-ekonomskih troškova zagušenja. Razmatraju se principi izračuna prekograničnog kapaciteta te se prednost daje metodi baziranoj na fizičkom toku. Prikazani su primjeri bazirani na četiri međusobna područja sa jedanaest čvorišta koja sačinjavaju regionalno tržište a korišteni su programski paketi Matpower u Matlabu za analizu AC fizičkih tokova, u EMCAS-u se koristi strateško ponašanje tržišnih sudionika te DC fizički tokovi kao i u MaSi-ju. Predložena je primjena učinkovitije metodologije podjele tržišta u smislu da se prvo izračunaju cijene po čvorištima, a zatim se područja se definiraju temeljem zagušenja bez gledanja granica i jednakosti cijena po čvorištima (ako su cijene približne više čvorišta čini jedno područje). Različiti načini podjele mreže na područja vode do različitih tržišnih rezultata i utjecaja na tržišne sudionike što se prikazuje kroz primjere koristi i troškova za proizvođače, opskrbljivače i operatore sustava. Za regionalno tržište se pokazuje da se u tom slučaju tržišni rezultat najviše približava korištenju najjeftinijih proizvodnih kapaciteta čime se maksimizira društveno blagostanje. U pojedinim primjerima manja i dobro definirana područja su neophodna za osiguranje ekonomski učinkovite i sigurne operative te davanja korektnih tržišnih signala. U slijedećem poglavlju se definira algoritam za optimizaciju koristi i troškova od tranzita električne energije u prekograničnom trgovanju ovisno o uvjetima u regionalnom tržištu. Prvo se definiraju neželjeni tokovi i kružni tokovi u svezu s najavljenim i nenajavljenim tranzitom. Zatim se sagledavaju moguće metode za kompenzaciju između operatora sustava zbog tranzita te se međusobno uspoređuju i analiziraju. Predložena metodologija uključuje procijenjene koristi od tranzita u postojeću formulu za kompenzaciju između operatora sustava. Na primjerima u Matpoweru/Matlabu s četiri područja i jedanaest čvorišta se pokazuje u kojim slučajevima je potrebno uključiti koristi od tranzita kada se računa kompenzacija (povećani troškovi zagušenja, pojedine elektrane van pogona, mrežarina). Poteškoća je točna kalkulacija koristi od tranzita, ali bi se barem očite koristi trebale uključiti u izračun. Nastavno se razmataraju mogući dodatni kriteriji za izgradnju elektroenergetskog sustava – prvenstveno se to odnosi na projekte izgradnje prijenosnih vodova između područja te projekte izgradnje elektrana. Mogući kriteriji su vezani uz maksimizaciju društvenog blagostanja, troškove i sate zagušenja između područja (ponudbenih zona), investicijski kriterij, sigurnost opskrbe, a promatraju se kratkoročni i dugoročni signali koji bi se onda mogli iskoristiti preko odgovarajućih financijskih mehanizama. Nijedan kriterij sam za sebe nije dovoljan nego je potrebno koristiti kombinaciju navedenih, moguće i kroz indeks prekogranične trgovine. Razmatra se između reguliranih i privatnih investicija te su prikazani pozitivni primjeri izgradnje pojedinih prekograničnih vodova. Uglavnom se razmatraju koristi i troškovi za pojedine tržišne sudionike te se promatra mogućnost smanjenja rizika izgradnje elektroenergetskih objekata. Na kraju se razmatra metodologija izračuna rizika za trgovanje električnom energijom između nekoliko područja. Predlaže se uporaba financijskih prijenosnih prava kao težinski udio razlika prosječnih cijena promatranih područja bez striktnog definiranja pravca preko kojih prijenosnih vodova se transakcija odvija. Druga mogućnost je uporaba financijskih derivata kao što je Ugovor o razlikama koji se organizira preko treće strane za tržišne sudionike na sličan način kao kod financijskog prijenosnog prava. Dan je pregled mogućih rješenja upravljanja rizicima u trgovanju između više područja te koje je moguće europsko rješenje uz prikaz jednostavnijih primjera na koji način se ti mehanizmi upotrebljavaju. Izravni znanstveni doprinosi doktorske disertacije su sljedeći: * razvijena je učinkovitija metoda prema kojoj se postojeći model podjele odnosno spajanja tržišta dorađuje na način podjele na više manjih fleksibilnijih područja sa zasebnim cijenama temeljenim na zagušenjima u mreži gdje se stvarno događaju te čvorišnim cijenama; * unaprijeđeno je računanje kompenzacije između operatora sustava zbog tranzita u postojeću formulu dodavši element procijenjene koristi od tranzita prvenstveno kroz povezivanje s mehanizmom upravljanja zagušenjima; * definirani su dodatni kriteriji za izgradnju elektroenergetskog sustava koji najbolji učinak postižu njihovim kombiniranjem a posebno uzevši u obzir društveno blagostanje i socio-ekonomske troškove zagušenja; * unaprijeđeno je upravljanje rizicima za trgovanje električnom energijom kroz više područja upotrebljavajući financijska projenosna prava kao težinski udio razlika prosječnih cijena promatranih područja.

Vassverdiar blir brukt til å optimalisere disponering av vasskraftmagasin. Eit vassmagasin har den unike eigenskapen at det kan lagre energi i form av vatn. Vassmagasinet lagrar energi i ein periode, for så å seinare bruke det i ein periode der ein har bruk for energien. I Noreg blir vatn lagra i løpet av sommaren og hausten, for at det skal vere nok energi tilgjengeleg på vinteren. Dersom kraftprodusentar ikkje klarar å lagre nok vatn før vinteren, vil kraftsituasjonen bli krevjande, og kraftprisen høg. Seinast vintrane 2009/2010 og 2010/2011 var kraftsituasjonen i Norden svært vanskeleg. På grunn av høg kraftpris og ein usikker kraftsituasjon i dei nemnte vintrane, starta det ein diskusjon om i kva grad disponering av vasskraftmagasin er samfunnsansvarleg. Ei rekke personar syntest det burde bli innført nye restriksjonar eller nye insentivordningar på vasskraftdisponering, og enkelte har komme med nye forslag til endring av Energilova. Fagpersonar har lagt fram forslag som er tilpassa kraftmarknaden, til dømes energiopsjon i produksjon, energisertifikat og ei ordning som straffar kraftprodusentar som går tomme for vatn. Desse fagpersonane er svært kritiske til å innføre ein restriksjon for kor låg fyllingsgraden kan vere i vassmagasina. Andre fagpersonar meiner at kraftprodusentane har gode nok insentiv i dagens Energilov, til å disponere vassmagasina samfunnsansvarleg. Tidlegare utarbeida rapportar, av blant anna SINTEF Energi, Frischsenteret og Noregs vassdrags- og energidirektorat(NVE), har konkludert med at det ikkje er mogleg å hevde at vasskraftdisponeringa er uforsvarleg, sett i eit samfunnsansvarleg perspektiv. SINTEF kommenterte i sin rapport at det har skjedd ei endring i disponeringa etter innføringa av Energilova av 1990, men dette kan like gjerne vere på grunn av endringar i kraftsystemet, som at den fastsette rasjoneringsprisen forsvann med Energilova. NVE konkluderer i sin rapport med at organiseringa av kraftmarknaden har fungert under dei krevjande vintrane, med det er også rom for forbetring. Undersøkingar i denne masteroppgåva kan heller ikkje vise til at det er ei uansvarleg disponering, men det er indikasjonar på at det kan vere forbetringspotensial i utnyttinga av vasskraftmagasin. Denne indikasjonen er svært usikker på grunn av uventa resultat i utrekninga av samfunnsøkonomisk overskot frå resultatprogrammet i Samkjøringsmodellen. Resultatet frå programmet gav høgare overskot når ein restriksjon blei lagt til i datasettet.Samkjøringsmodellen er ein modell som først reknar ut vassverdiar og legg ein strategi for å disponere vassmagasin, for så å simulere strategien med historiske tilsigsseriar. Modellen har blitt brukt i denne masteroppgåva for å undersøkje ulike verkemiddel, for å unngå rasjonering i ein tørrårssituasjon. Først blei det laga eit referansecase som skulle etterlikne kraftsituasjon som faktisk har vore, men det viste seg at det var vanskeleg å få ei heilt korrekt etterlikning. Referansecase gir likevel eit greitt samanlikningsgrunnlag for å undersøkje ulike verkemiddel, spesielt med tanke på utviklinga i fyllingsgraden til vassmagasin. Ved å bruke referansecasen er det mogleg å samanlikne den verkelege disponeringa mot ei mogleg endring i disponering, som ei følgje av dei nye verkemidla som er foreslått. I denne masteroppgåva er det i hovudsak simulert tre ulike endringar i Samkjøringsmodellen, med den hensikta å undersøkje verknaden av ulike verkemiddel. I den første casen blir det satt ei nedre grense for magasinfyllingsgraden i ulike delar av året, ei minimumsgrense for fyllingsgraden. I case nummer to blir rasjoneringsprisen endra for å etterlikne ei insentivordning som straffar vasskraftprodusentane som har tappa magasina for langt ned, slik at dei ikkje kan produsere energi. I den siste casen har korreksjonsfaktorane i Samkjøringsmodellen blitt endra for å få ei høgare fyllingsgrad i vassmagasina, og casen er meint til å gi ein indikasjon på verknaden av energiopsjon og energisertifikat i produksjonen. I tillegg er det gjort ei simulering som autokalibrerer modellen for å finne høgast samfunnsøkonomisk overskot. Autokalibreringa gir ikkje samfunnsansvarleg disponering, sidan den gir ein svært låg fyllingsgrad i mange år i simuleringsperioden. Energisertifikat i produksjon er verkemiddelet som er mest spennande med tanke på å gi vasskraftprodusentar insentiv til å disponere vassmagasin på ein slik måte at rasjonering blir unngått i ein tørrårssituasjon. Insentivordninga bør bli undersøkt nærmare i tilfelle det blir aktuelt å innføre strengare restriksjonar på disponering av vasskraftmagasin. Verknadane av dette insentivet er framleis litt usikkert, men dette verkemiddelet vil mest sannsynleg vil vere det verkemiddelet som vil fungere best i ein marknadssituasjon, av dei insentiva som er undersøkt i denne masteroppgåva.

Det siste tiåret har småkraftutbygginger økt kraftig. Små kraftverk har generelt blitt oppfattet som mindre kontroversielt enn større magasinkraftverk, men lite er gjort for å sammenligne disse to kraftverkstypene når det gjelder nytteverdi og miljøpåvirkning. Målet med denne rapporten var å gjøre en sammenligning av et større magasinkraftverk og flere små elvekraftverk med tanke på produksjon, økonomi, naturinngrep, miljøvirkning og samfunnsnytte. Videre var det ønskelig å gjøre en mer generell vurdering av små kraftverk og et større magasinkraftverk, med utgangspunkt i de analyserte kraftverkene. Studieområdet var Kvannevatn og Sagelva i Rana kommune, der det i dag står tre små elvekraftverk, Kvannevatn kraftverk, Sagelva I og Sagelva II. Minikraft AS, som er eier av disse elvekraftverkene, søkte tidligere om å få bygge et større magasinkraftverk. Sammenligningen tar utgangspunkt i dagens små elvekraftverk og et tenkt tilfelle med kun det planlagte magasinkraftverket. Analysen av magasinkraftverket ble basert på dataprogrammet nMAG2004 som er en simuleringsmodell for drift og kraftproduksjon i vannkraftsystemer. Simuleringene forutsetter informasjon om blant annet magasin, kraftstasjoner, energimarkedet, restriksjonsdata, operasjonsstrategi og hydrologiske data. De hydrologiske dataene for både magasinkraftverket og de små kraftverkene ble basert på en nærliggende målestasjon, Bredek.For å strukturere de ulike konsekvensene ved en planlagt magasinkraftutbygging, ble Samla plan-metoden benyttet. Den kategoriserer konsekvensene inn i primære virkninger, fysiske virkninger, det levende miljø og til slutt brukerinteressene. Metoden ga også et grunnlag for å fastsette en miljøbasert minstevannføring. Ved å bruke Samla plan-metoden ble fisk og den estetiske opplevelsen av elva vurdert til å være de viktigste verdiene i Sagelva for å sette et miljøbasert krav til minstevannføring. Disse verdiene ville mest sannsynlig ikke blitt ivaretatt ved den minstevannføringen som var planlagt basert på tradisjonelle beregninger til å være 0,035 m3/s om vinteren, og 0,135 m3/s om sommeren. Kravet til en miljøbasert minstevannføring ble satt ved hjelp av building block-metoden som baseres på at hvert definerte behov utgjør en building block i vannføringsregimet (Alfredsen, Harby, Linnansaari, & Ugedal, 2011).Resultatene fra denne masteroppgaven viser at magasinkraftverket har mulighet til å slippe en miljøbasert vannføring og fortsatt ivareta en lønnsom produksjon. Den miljøbaserte minstevannføringen for magasinkraftverket ble satt til 0,15 m3/s fra september til og med april, 0,5 m3/s i mai, 1,5 m3/s i juni og juli, og 0,5 m3/s i august. Denne minstevannføringen ville imidlertid ikke vært forenlig med god produksjon for de små elvekraftverkene. Magasinkraftverket kan også produsere kraft gjennom hele året på grunn av reguleringsmuligheten, noe de tre elvekraftverkene ikke har mulighet til. Det ble derfor konkludert med at magasinkraftverket har større samfunnsnytte enn de tre små kraftverkene med tanke på leveringssikkert. Basert på studiet av de tre elvekraftverkene og magasinkraftverket i Sagelva kan det videre konkluderes med at man ikke kan bevare viktige verdier i et vassdrag ved å sette et minstevannføringskrav gjennom et standardisert «skrivebords-studie». Siden hvert eneste vassdrag er unikt, er det rimelig å anta at disse verdiene må kartlegges og vurderes spesielt for hvert vassdrag, og at krav til minstevannføring bør settes spesielt ut i fra hvilke verdier som skal ivaretas.Ut ifra beregninger viste det seg at det opprinnelig planlagte magasinkraftverket ikke var optimalisert, da bare 2-3 meter av en reguleringshøyde på 10 meter ble utnyttet i et normalår. I tillegg ville flomtapet i et normalår være stort. Dette gjorde at sammenligningen av det planlagte magasinkraftverket og de små kraftverkene basert på produksjonen ville bli misvisende, ettersom magasinkraftverket ikke var optimalisert.På grunn av den dårlige utnyttelsen av magasinet som var planlagt opprinnelig, ble det utført en ny beregning av magasinkraftverket. Denne beregningen optimaliserer ikke magasinkraftverket fullstendig, men var ment til å gi en indikasjon på hvilket potensiale det har. Resultatene fra denne beregningen viste at magasinkraftverket har potensialet til å produsere større mengder kraft enn de tre små elvekraftverkene, men at en optimalisering av magasinkraftverket er nødvendig.

This thesis studied reliability of power supply in Zambia following two major power blackouts that affected the whole country. The case study focussed on the generation and transmission network owned by Zambia s biggest utility company Zesco. Three methods of study were selected. The first method looked at the transient stability simulations of Zesco generators when subjected to a large disturbance after a three phase short circuit was applied at three selected buses which are considered critical to the system. The simulations were carried out in SIMPOW. The results show that with fault duration of less than 200 milliseconds, all generators regained synchronism after fault removal. However, extending the fault duration to 200 milliseconds resulted in loss of synchronism in generators at Victoria Falls power station. The second method studied the contingency of some critical components in the Zesco system. The contingency analysis was implemented using software called NETBAS. Study showed that the Zesco system is N-1 stable for contingencies involving transmission lines and transformers. However the system is vulnerable to contingencies involving major power stations such as Kafue gorge and Kariba North bank. The third study proposed modification to the distance protection system to include the effect of zero sequence mutual coupling resulting from parallel circuits following a fault involving earth on a protected line. Adaptive techniques were developed where the settings of the distance relay would change to suit the circuit configuration. This technique resulted in optimal performance of the distance relay under all conditions of parallel line operation. The thesis concludes by making recommendations based on the findings from the studies carried out.

Norway and the EU have in recent years established ambitious goals to increase the share of renewable energy in their consumption. On account of these goals, a large-scale wind power development can be expected in northern Norway and Sweden. This development may be financed both by Norway and by countries with less wind resources in order to meet the energy goals imposed upon them. An increased power surplus is dependent on TSOs' abilities to transmit increased amounts of power through the Nordic grid. A scenario of likely power market conditions in year 2025 is used as a basis. The scenario has a high expectancy of new wind power as well as strong grid investments compared to the level in 2009. This thesis assumes an additional increase in annual renewable power production of 22 TWh, divided into 16 TWh in northern Norway and 6 TWh in northern Sweden. Results show that this amount of new power cannot be implemented without large grid investments. The Energy and Power Flow model is utlized to simulate the Nordic power flow for different levels of grid investments. Two grid solutions are proposed that allow the production increase while maintaining an acceptable state of system operation. The first uses DC transmission from Rana to Oslo in order to control power flow through Norway. An additional AC line from Kobbelv to Ritsem allows import from Sweden to the DC line. The second grid solution uses AC line upgrades throughout Norway ensuring two 420 kV lines from Ofoten to Kristiansand. Due to lower impedances in the Swedish grid, a large amount of the Norwegian production flows into and through Sweden. This solution requires a new line from Kobbelv to Ritsem and Rätan to Borgvik in order to solve resulting Swedish transmission congestion. Both grid solutions require a new DC cable from southern Norway to Germany in order to export most of the new power production. These cables require a number of supporting line upgrades in the region. Power producers schedule according to the new market situation, allowing a very high export during daytime and a low export during night. The increased power production in northern Norway and Sweden replaces other production. A high amount of gas and coal power is replaced in continental Europe. No hydropower, wind power or nuclear power is replaced. The DC and AC grid solutions allow European reductions corresponding to 19,3 % and 16,6 %, respectively, of the expected Norwegian CO2 emissions in year 2025. The cost of each grid solution is calculated to 22 760 MNOK and 19 310 MNOK. Annual system increases in valued socio-economic benefit outweigh the grid investment costs of each option by 3 300 MNOK and 3 370 MNOK per year of the period of analysis. The total cost of new power production must not exceed these values for such a decision to be socio-economically beneficial. Due to the high increases in calculated socio-economic benefit, a recommendation for further analysis is made.

Formålet med denne oppgaven er å vise hvordan tiltak som skal sikre det norske kraftsystemet i en tørrårssituasjon, vil påvirke den normale disponeringen av vannmagasinene. Den høye vannkraftandelen i det norske produksjonssystemet gir helt andre utfordringer i forhold til tørrårssikring, enn hva som er tilfellet i termiskdominerte kraftsystemer. Disse utfordringene har økt de siste årene som en følge av at energibalansen i Norge er strammere enn hva den var før restruktureringen. I et tilsigsmessig normalår med normale temperaturforhold, var kraftunderskuddet i 2006 på 3 TWh. En strammere kraftbalanse observeres også dersom man sammenligninger magasinfyllingen relativt til det årlige forbruket. Fra begynnelsen av 1990 tallet og fram til i dag, viser beregningene en reduksjon i magasinfylling ved inngangen til tappesesongen. I oppgaven er det simulert tre prinsipielt forskjellige tiltak for å bedre det norske kraftsystemets evne til å takle tilsigssvikt. Det første tiltaket er å endre nivået på den kraftverdien markedet forventer at myndighetene griper inn i kraftsystemet med tvungen rasjonering. Ved å heve rasjoneringsprisen, øker forventningsverdien av vannet og dermed lagres mer vann i påvente av ekstremt høye priser. Den andre simuleringen er av SAKS tiltakene reservegasskraftverk og opsjoner i forbruk. Dersom sannsynligheten for rasjonering stiger over 50 prosent, vil tiltakene bli aktivert. Bruk av disse tiltakene vil imidlertid påvirke kraftverdien i den anstrengte perioden, noe som kan føre til redusert vannverdi i forkant av situasjonen og dermed redusert magasinfylling. Det siste tiltaket som er modellert er strengere regulering av kraftmagasinene i Midt-Norge. I denne simuleringen holdes det tilbake mer med vann i Midt-Norge gjennom fyllingssesongen. På den måten bedres magasinfyllingen gjennom vårknipa. Endringene i rasjoneringspris påvirker magasindisponeringen slik det var antatt på forhånd. Simuleringene viser imidlertid at dersom priselastisiteten ikke øker når kraftverdiene blir ekstreme, må man i korte perioder tillate kraftpriser på mellom 8 kr/kWh og 10 kr/kWh for å unngå rasjonering. Dersom SAKS tiltakene implementeres i modellen, viser simuleringene at vannverdiene bare påvirkes i liten grad i forkant av de svært anstrengte situasjonene. Dermed tilføres systemet mer energi fra SAKS tiltakene, enn den reduksjonen man observerer i forkant av situasjonen. Dette forutsetter imidlertid restriktiv bruk av tiltakene. Dersom tiltakene brukes for mye, økes påvirkningen på vannverdiene. En streng magasinregulering i Midt-Norge gav økte middelpriser gjennom året og høyere flomtap. Dette tiltaket gav også det laveste samfunnsøkonomiske overskuddet. Dersom de samfunnsøkonomiske kostnadene ved rasjonering baseres på en rasjoneringspris på 300 øre/kWh, indikerer resultatene av simuleringene at man ikke bør benytte noen av de andre tiltakene. Det høyeste samfunnsøkonomiske overskuddet oppnås dersom det ikke implementeres andre tiltak i tillegg til denne rasjoneringsprisen. Dette observeres til tross for at rasjoneringsmengden reduseres dersom denne rasjoneringsprisen kombineres med ett eller flere SAKS tiltak. Dersom kostnadene for rasjonering baseres på KILE kostnadene endres bildet. Resultatene tyder da på at en kombinasjon av forholdsvis høye rasjoneringspriser og en meget restriktiv bruk av SAKS tiltakene, vil være den mest hensiktsmessige tørrårssikringen i Norge.

After decades of power generating units increasing in size, there is currently a growing focus on distributed generation, power generation close to energy loads. Investments in large-scale units have been driven by economy of scale, but recent technological improvements on small generating plants have made it possible to exploit the benefits of local power generation to a larger extent than previously. Distributed generation can improve power system efficiency because heat can be recovered from thermal units to supply heat and thermally activated cooling, and because small-scale renewables have a promising end-user market. Further benefits of distributed generation include improved reliability, deferral of often controversial and costly grid investments and reduction of grid losses. The new appeal of small-scale power generation means that there is a need for new tools to analyze distributed generation, both from a system perspective and from the perspective of potential developers. In this thesis, the focus is on the value of power generation for end-users. The thesis identifies how an end-user can find optimal distributed generation systems and investment strategies under a variety of economic and regulatory scenarios. The final part of the thesis extends the analysis with a bottom-up model of how the economics of distributed generation for a representative set of building types can transfer to technology diffusion in a market. Four separate research papers make up the thesis. In the first paper, Optimal Investment Strategies in Decentralized Renewable Power Generation under Uncertainty, a method for evaluation of investments in renewable power units under price uncertainty is presented. It is assumed the developer has a building with an electricity load and a renewable power resource. The case study compares a set of wind power systems with different capacity and finds that capacity depends on the electricity price and that there under uncertain prices can be a significant value in postponing investment until larger projects are profitable. In the second paper, Combined Heat and Power in Commercial Buildings: Investment and Risk Analysis, a Monte Carlo simulation program to find the value and risk characteristics of combined heat and power units is presented. Using historical price data to estimate price process parameters, it is shown that uncertain prices should not be a barrier for investment, since on-site generators can adapt to uncertain prices and reduce the total energy cost risks. In, Optimizing Distributed Generation Systems for Commercial Buildings, which uses a mixed integer linear program, distributed generation portfolios that maximize profitability are tailored to a building's energy load. Distributed generation with heat recovery and thermally activated cooling are found profitable in an office and a health care building, using current generator data and energy tariffs from California. With the fourth paper, Distributed Energy Resources Market Diffusion Model, the analysis is taken a step further to predict distributed generation market diffusion. Market penetration is assumed to depend on economic attractiveness and knowledge and trust in the technologies. A case study based on the U.S. commercial sector depicts a large market for reciprocating engines and microturbines, with the West and Northeast regions driving market diffusion. Technology research and outreach programs can speed up and change the path of capacity expansion. The thesis presents three different models for analyzing investments in distributed generation, all of which have benefits and disadvantages. Choice of model depends on the specific application, but the different approaches can be used on the same problem to analyze it from different viewpoints. The cases in the thesis indicate that distributed generation can reduce expected energy costs while at the same time improve cost predictability. Further, the thesis identifies several important factors and potential barriers to distributed generation adoption. Analyzing distributed generation from the end-user perspective is important also for policy makers, because of the importance of estimating how the market will react to potential policy measures. The thesis shows that small-scale generating capacity has the potential to increase in the near future. Further research should increase the understanding of economic and environmental issues related to distributed generation, while policy makers should aim to construct and implement measures that make it attractive for end-users to invest in efficient local generating capacity. dr.ing. dr.ing.

Today, power generation is influenced by the electricity market and increased competition. Electricity buyers are free to choose their supplier. Instead of least cost method, which was used for planning and operational system management, power suppliers and generators are presently maximizing their profit. Today, the equilibrium is achieved in market settlement of generators' or suppliers offers and customer demand for electricity. Different methods and simulations exists that help in the consideration of market forces (water value, fuel costs, electricity price) and power generation costs. Short term maginal value became dominant in decision-making. The system is significantly complicated if we have constraints in the electricity transmission between the generator and the customer. Congestion means a situation in which an interconnection linking national transmission networks cannot accommodate all physical flows resulting from international trade requested by market participants. Congestion management became a dominant topic in the electricity market. The thesis deals with congestion management on cross-border transmission. With the opening of the electricity market and with merging or establishing regional electricity markets on the way through the internal electricity market in Europe, non-market based congestion management methods are being replaced with market-based methods. The thesis addresses the possible congestion management methods in view of of economic efficiency and promotion of competition, maximizing the amount of capacity available and the use made of it, transparency to network users on a non-discriminatory basis, secure network operation, largely revenue neutral mechanisms from the transmission system operator point of view. Danas je proizvodnja električne energije pod utjecajem tržišta električne energije i povećane konkurencije. Kupci električne energije su slobodni da izaberu svog opskrbljivača. Umjesto metode najmanjeg troška, koja se rabila za planiranje i operativno vođenje sustava, opskrbljivači i proizvođači električne energije danas maksimiziraju svoj profit. Ravnoteža se danas postiže u tržišnom utvrđivanju ponude proizvođača odnosno opskrbljivača i potražnje kupaca električne energije. Postoje razne metode i simulacije koje pomažu u sagledavanju interakcije tržišnih snaga (vrijednost vode, troškovi goriva, cijena električne energije) i troškova proizvodnje električne energije. Kratkoročna marginalna vrijednost postaje dominantna u odluci. Sustav se bitno usložava ukoliko postoje ograničenja u prijenosu električne energije između proizvođača i kupaca. Zagušenje je stanje u kojem granični vodovi (vodovi između dva tržišta) ne mogu zadovoljiti sve fizičke tokove nastale trgovačkim aranžmanima tržišnih sudionika. Upravljanje zagušenjima postaje dominantna tema tržišta električne energije. Rad se bavi upravljanjem zagušenjima u interkonekcijskim vodovima. Sve većim otvaranjem tržišta i povezivanjem odnosno stvaranjem regionalnih tržišta električne energije na putu prema stvaranju zajedničkog tržišta električne energije u Europi, netržišne metode upravljanja zagušenjima se zamijenjuju sa tržišnima. U radu se istražuju razne tržišne metode upravljanja zagušenjima na nediskriminirajućim tržišnim rješenjima, principima ekonomske efikasnosti i promoviranja tržišnog natjecanja, maksimizaciji dostupnog (interkonekcijskog) kapaciteta, transparentnosti, sigurnosti rada elektroenergetske mreže i neutralnosti prihoda za Operatora prijenosnog sustava.