Framtidige HVDC-nett – ja takk, men kva er prislappen?

Medforfatter: PHILIPP HÄRTEL

HVDC-nett til havs vil vere ein avgjerande del av det framtidige energisystemet – Å vite kva dei kostar er ein avgjerande del av planlegginga.

Havvind treng eit HVDC-nett til havs

Den europeiske ‘Green Deal’ og Europakommisjonen sin dedikerte strategi for havbasert fornybar energi planlegg for meir enn 300 GW havvind i Europa, noko som skapar behov for store investeringar i elektrisk kraftoverføringsinfrastruktur til havs. Europa har enorme planar for Energiewende generelt, og havvind i Nordsjøen spesielt, og bygging av eit HVDC-nett i Nordsjøen verkar uunngåeleg.

Storskala utrulling av havvind krev store investeringar i infrastruktur for høgspent likestraumsoverføring (High Voltage Direct Current – HVDC) basert på spenningskjeldeomformar-teknologi (Voltage Source Converter – VSC). VSC HVDC-teknologi vil spele ei kritisk rolle i denne utviklinga sidan den er best eigna til overføring av kraft over store avstandar via sjøkablar – og fordi at den kan danne isolerte vekselstraumsnett (AC) til havs for innsamling av havvindkraft.

Å bygge kraftoverføringsinfrastruktur over store avstandar til havs er kostbart. Berre for å gi ein liten peikepinn: Kostnaden for det elektriske utstyret som transporterer fornybar kraft frå vindturbinane til land er i same storleiksorden som kostnaden for vindturbinane sjølve. Det framtidige havnettet vil krevje hundretals milliardar kroner i investeringar i HVDC-overføringsinfrastruktur. Til dømes har den nederlandsk-tyske systemansvarlege TenneT inngått ein kontrakt på 30 milliardar euro for slike kablar i Nordsjøen. Med så store tal er det tydeleg at desse investeringane må planleggast og optimaliserast så godt som mogleg, sidan kvar lita endring vil resultere i tydelege økonomiske konsekvensar i absolutte tal. Til slutt vil det påverke straumrekninga di.

Planlegging av nettekspansjon

Planlegging av nettekspansjon er avgjerande i omstillinga av energisystemet, særleg sidan det må vegast opp mot alternativa, til dømes overføring via andre energiberarar slik som hydrogen-nettverk. Fleire typar energisystemmodellar og dei beste tilgjengelege data vert brukt for å finne den beste måten å bygge det framtidige HVDC-havnettet på.

Samstundes er nettekspansjonsplanlegging ikkje eit fagfelt der ein kan finne eit endeleg svar: konteksten endrar seg, politiske planar endrar seg, teknologi vert utvikla, framtidige marknadsprognosar vert oppdatert, og betre matematiske metodar vert utvikla. Å gi eit vitskapleg kunnskapsgrunnlag for utviklinga av framtidas energisystem er og vil alltid vere ein kontinuerleg innsats. Planlegging og optimalisering av eit supernett i Nordsjøen har gått føre seg i meir enn eit tiår allereie, og det vil halde fram i lang tid framover.

Tydinga av kostnadsoverslag

Planlegging av nettekspansjon er utfordrande fordi det inneber mange usikre element. Kva kjem vindturbinar til å koste i 2040? Vil det vere ein stor hydrogenmarknad, og til kva pris vil hydrogen verte handla? Men det er eit anna sentralt spørsmål som er hovudfokuset her: Kva er kostnadane ved å bygge HVDC-overføringsinfrastruktur?

Investeringsmodellar som ser på planlegging av nettekspansjon, treng alltid kostnadsoverslag for infrastruktur. Nøyaktige overslag for kapitalutgifter (CAPEX) for HVDC-infrastruktur er avgjerande for planlegging av nettekspansjon. Dei er naudsynte for å fastsetje kostnadene for dei ulike nettekspansjonsalternativa, som skal samanliknast med kvar alternativ sine fordelar. Kostnadsoverslaga har stor innverknad på resultatet av nettekspansjonsoptimaliseringa.

Om ein antar at overføringsinfrastruktur er billig, vil det vere optimalt å bygge mykje av den. Om ein antar at den er kostbar, vil den optimale løysinga vere å bygge den berre der det er naudsynt og investere i andre teknologiar som batterilagringssystem i andre høve.

Utfordringa med kostnadsoverslag

Sjølv om det er enkelt og intuitivt å forstå at kva vi antar om kostnadene er relevant, er det ikkje like lett å skjøne kvifor det skulle vere så vanskeleg å finne ut kva HVDC-teknologi faktisk kostar. Det finst allereie mange eksisterande HVDC-prosjekt, så ein skulle tru at vi kan berre sjekke kostnadene! Ja, det kan vi, men… vi må hugse at HVDC-prosjekt med kostnader i storleiksorden på titals milliardar kroner ikkje er normale handelsvarer. Data av høg kvalitet om kostnadene for VSC HVDC-system er utfordrande å skaffe.

Selskapa som er i stand til å produsere desse systema, kan teljast med fingrane på éi hand. Kvart system er unikt og spesiallaga; det finst ikkje nokon standardiserte produkt der prisane kan samanliknast. Både produsentane og kundane (for det meste systemansvarlege) er ganske tause når det gjeld kostnad/pris for desse prosjekta. Sjølv i høve der kostnadene vert offentleggjort i ei pressemelding, er dei ofte grovt avrunda tal utan spesifisering på kva dei inkluderer. Kostnadsfordelingar er generelt ikkje offentleg tilgjengelege.

Prisar varierer mykje (til dømes med ein faktor på to) mellom HVDC-prosjekt som ser like ut. Prisnivå endrar seg over tid, ettersom ein marknadsflaskehals kan styrke teknologileverandørane sin forhandlingsposisjon og raskt drive prisane opp.

SINTEF og Fraunhofer går saman om eit samarbeid

I 2016 var Philipp Härtel frå Fraunhofer IEE i Tyskland tre månader ved NTNU/SINTEF som gjesteforskar gjennom IRPwind-mobilitetsprogrammet. I diskusjonar med andre forskarar i Trondheim vart det identifisert eit kritisk kunnskapsgap innan fagfeltet for nettplanlegging til havs: Kvaliteten på inngangsdata i kostnadsmodellen.

Tidlegare arbeid har vist at kostnadsparameterar for å estimere kostnaden for HVDC-overføringsprosjekt er særs usikre. Det vart funne at tidlegare studiar ofte la til grunn HVDC-kostnader basert på ei enkel kjelde, utan moglegheit for å vite om denne kjelda faktisk var representativ, eller om den var eit billig eller dyrt unntak.

Forsking på nettekspansjonsplanlegging fokuserer ofte mest på å betre energisystemmodellane. Men sjølv om gyldige modellar vert brukt i ei studie, er usikre kostnadsinngangsdata for VSC HVDC-komponentar eit seriøs problem for validiteten av resultata. Utan pålitelege kostnadsinngangsdata vil den beste modellen ikkje levere meiningsfulle resultat. For å løyse denne utfordringa og kunnskapsgapet vart det etablert eit samarbeid mellom meg sjølv, Til Kristian Vrana, frå SINTEF Energi, og Philipp.

Kva vi har gjort så langt

Ein lineær modell for å estimere investeringskostnader i HVDC-overføringsinfrastruktur har vorte definert. Kostnadsmodellen inkluderer kostnadene for omformarar og kablar og den potensielle tilleggskostnaden for å utplassere omformarar til sjøs. Modellen inneheld både kontinuerlege og heiltalsvariablar (blanda heiltalsmodell). Ein slik lineær modell gir fordelar for langsiktige storskala planleggingsproblem og dei optimaliseringsalgoritmane som løyser dei, ettersom berekningstid og konvergens møter alvorlege utfordringar når meir komplekse kostnadsmodellar vert brukt. På den andre sida, så ville kontinuerlege lineære kostnadsmodellar, dvs. utan heiltalskomponentar, vere enda meir fordelaktig frå eit berekningsperspektiv. Problemet med slike enkle modellar er at dei ikkje tek høgde for at HVDC-system i røynda nesten alltid er bygd med høg effekt fordi kostnaden per MW er mykje høgare for prosjekt med lav effekt. Den blanda heiltals lineære tilnærminga utgjer derfor eit bra kompromiss mellom grannsemd og berekningsbyrde.

Strategien for å parametrisere kostnadsmodellen var basert på ideen om at ved å bruke «gjennomsnittet» av ulike data med dårleg kvalitet, vil ein dempe noko av støyen. Det resulterande  gjennomsnittlege kostnadsparametersettet vart publisert i ein fagfellevurdert artikkel i 2017.

Arbeidet vart deretter utvida. Basert på publiserte kostnadsdata frå ekte VSC HVDC-prosjekt og det gjennomsnittlege kostnadsparametersettet, vart all tilgjengeleg informasjon kondensert til eit meir nøyaktig datasett for kostnadsestimat. Dette forbetra kostnadsparametersettet vart funne ved parametertilpassing som minimerer feila i kostnadsestimata for ekte HVDC-prosjekt utan å avvike for mykje frå det gjennomsnittlege kostnadsparametesett. Metoden var partikkelsvermoptimalisering. Parametertilpassinga bruker eit logaritmisk feilmål og skil mellom tre prosjektkategoriar: Back-To-Back (B2B)-system, InTerConnector (ITC)-kablar og Offshore Wind Connections (OWC).

Dette førte til eit optimalisert sett med kostnadsparameterar, som leverte dei best moglege kostnadsestimat med omsyn til dei tilgjengelege kostnadsdata. Dette kan danne eit betre grunnlag for framtidige studiar i nettinvestering, og gyldigheita av funna. Dette arbeidet vart publisert i ein annan fagfellevurdert artikkel i 2018, som la eit solid grunnlag for nettekspansjonsplanlegging og gav mykje betre inngangsdata enn det som vart brukt tidlegare.

Pågåande arbeid

I 2022 vart aktiviteten reaktivert av éi hovudgrunn: Mange nye HVDC-prosjekt har vorte planlagt eller bygd sidan 2018, noko som kan brukast til å mate parametertilpassinga. Meir inngangsdata betyr mindre støy, som igjen betyr betre parametertilpassing. Så planen vår var å gjere ei «enkel» øving: Samle alle dei nye data og køyre parametertilpassinga på nytt for å få eit oppdatert kostnadsparametersett.

Røynda såg likevel annleis ut, og medan vi arbeidde med emnet, vart det identifisert fleire moglege forbetringar for kostnadsmodellen og metodikken. Dei to hovudaspekta er kostnadsmodellen i seg sjølv og måten å vurdere tilleggskostnader (overhead) for ekte HVDC-prosjekt.

Kostnadsmodellen er oppdatert og er no parametrisert med ni parameterar, og inkluderer landkablar for å representere meir nøyaktig landbaserte utvidingar av HVDC-nettverk til havs. Den gamle modellen var primært retta mot sjøkablar (med fokus på nettverk til havs), og landbaserte utvidingar med landkablar vart berre inkludert på ein forenkla måte. Den nye modellen inkluderer no landkablar på liknande måte som sjøkablar, med to nye dedikerte parameterar.

Metoden for parametertilpassing, som identifiserer verdiar på parametrane i kostnadsmodellen er også oppdatert for å vurdere ulike tilleggskostnader, noko som aukar presisjonen ved handsaming av kostnadsdata frå ekte HVDC-prosjekt for parametertilpassing, og derfor grannsemda til kostnadsparametersettet. Ein systematisk tilnærming for å vurdere tilleggskostnader vart utvikla, som prøver å kategorisere publiserte kostnadstal frå pressemeldingar i fem definerte investeringskostnadsnivå. Av desse fem er det tredje nivået CAPEX-kostnaden, som er hovudinteressa her; det er kva kostnadsmodellen prøver å estimere, så parametertilpassinga må vere basert på referanseprosjekta sine CAPEX-kostnader. I tilfelle andre kostnadsnivå enn CAPEX-kostnaden er nemnt i pressemeldinga, vert desse kostnadsnivå då «omgjort» til CAPEX ved å leggje til eller trekke frå tilleggskostnaden. I tilfelle der eigaren sine prosjektkostnader vart publisert, må finansieringstillegg (finansiering, forsikring, risikopremie, osv.) trekkjast frå for å identifisere prosjektet sin CAPEX. I tilfelle der dei kontraktfesta kostnadane for HVDC-omformarar og kablar vart publisert, må tilleggskostnaden for hjelpeutstyr, landkjøp, prosjektleiing osv. leggjast til for å utleie prosjektet sin CAPEX-kostnad.

Denne systematiske vurderinga av tilleggskostnaden reduserer forstyrringane forårsaka av ulike pressemeldingar som publiserer kostnadstal på ulike måtar. Ein artikkel som beskriv den nye oppdaterte kostnadsmodellen og tilnærminga til tilleggsvurdering er akseptert på EEM-konferansen og skal verte presentert der.

Vegen vidare

Og no er det siste steget i prosessen i gang: å bruke den forbetra metoden for parametertilpassing på ein oppdatert database (med alle dei nye prosjekta) for å tilpasse parameterane i den forbetra kostnadsmodellen. Når dette er gjort, vil ein artikkel verte sendt inn til tidsskriftet Electric Power System Research.

Dette komande kostnadsparametersettet vil vere det tilrådde grunnlaget for kostnadsestimering. Det kjem ut snart så følg med for oppdateringar!