Hydropower modelling in mid-term adequacy forecasts. The peculiar case of Austria

In the fast-changing electricity sector in Europe, new challenges and complexities have been arising over the past decades, due to the growing penetration of Renewable Energy Sources (RES) and the progressive phaseout of nuclear and fossil fuel-fired power plants. In this context, several generation adequacy assessments have been established to estimate the capability of the electric power system to always fulfill the demand for electricity and grant its secure supply in future scenarios. Under the umbrella of the European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), the Mid-Term Adequacy Forecast (MAF) is the reference study and methodology for both national and multilateral mid to long-term generation adequacy forecasting. In the MAF 2019 framework, a new database for hydropower data was added to the Pan-European Climate Database (PECD), whose main novelties were the collection of 35 inferred historical time series for the hydro energy inflows (from 1982 till 2016), as well as new criteria for the categorization and aggregation of hydropower plants. I investigated the impact of the new PECD Hydro database on (i) the hydropower modelling methodology, (ii) the expected adequacy metrics, and (iii) the hourly solution of the Unit Commitment and Economic Dispatch (UCED) optimization. I used ANTARES v6.1 power system simulator as the modelling tool. The geographical perimeter was set on three interconnected bidding zones, namely Austria (AT), Switzerland (CH) and Italy North (ITN), with a special focus on the peculiar hydro-dominated electricity mix of Austria. The results for Austria showed highly deteriorated adequacy metrics, mainly attributable to the new run-of-river & pondage modelling methodology. It caused a shift of hydro storage energy to non-dispatchable river generation, thus underestimating pondage flexibility. Instead, the old methodology was overestimating its potential, being merged in ANTARES into the aggregated reservoir generation. I developed an R-coded visualization tool to scrutinize the hourly UCED results, which allowed me to critically evaluate the impact of the reduced maximum power from hydro storage and to monitor Pumped Storage Plant (PSP) generation. Several of the changes identified were imposed by the limitations of the modelling tool, rather than solely by the new structure of the PECD Hydro database. Thus, the remarks above shall be deemed as tool-specific. The findings were reported and discussed in the ENTSO-E MAF modelling team. As part of the future work fostered in my thesis, an improved methodology for pondage modelling is being developed within the MAF 2020 assessment.

Nuove e crescenti complessità hanno caratterizzato il settore elettrico negli ultimi decenni, principalmente a causa dell’ingente diffusione di fonti di energia rinnovabile e della progressiva dismissione degli impianti termoelettrici a combustibile fossile e nucleare. In questo contesto si possono osservare numerosi studi atti a monitorare e valutare l’adeguatezza del sistema elettrico, ossia la sua capacità di garantire la fornitura di energia elettrica, specialmente per scenari futuri. Sotto la supervisione dell'Associazione Europea dei Gestori di Rete dei Sistemi di Trasmissione per l'Elettricità (ENTSO-E), le Previsioni di Adeguatezza a Medio Termine (MAF) costituiscono in Europa il report e la metodologia di riferimento sia a livello nazionale che multilaterale. Per lo svolgimento del MAF 2019, un nuovo database per la generazione idroelettrica fu introdotto all’interno del Database Climatico Pan-Europeo (PECD). Le principali novità furono l’arricchimento dei dati per gli afflussi idroelettrici, resi disponibili per 35 anni climatici passati (dal 1982 al 2016), e la definizione di nuovi criteri per la categorizzazione degli impianti idroelettrici. Ho studiato l’impatto del nuovo “PECD Hydro” database (i) sulla metodologia per la modellazione idroelettrica, (ii) sugli indici di adeguatezza, (iii) sui risultati dell’ottimizzazione ora per ora del cosiddetto “Unit Commitment and Economic Dispatch” (UCED). Ho utilizzato il software ANTARES v6.1 per modellare il sistema elettrico, includendo nel modello tre zone di mercato interconnesse, ossia Austria (AT), Svizzera (CH) e Nord Italia (ITN). Inoltre, ho analizzato con particolare attenzione il caso dell’Austria, data la particolare varietà e complessità della sua flotta idroelettrica. I risultati in Austria hanno mostrato un notevole deterioramento dei parametri di adeguatezza, principalmente attribuibili alla nuova metodologia di modellazione per la categoria “run-of-river & pondage”. Ciò ha causato uno spostamento di flussi idroelettrici verso una tipologia di generazione ad acqua fluente, quindi “non-programmabile”. Al contrario, la metodologia precedente sovrastimava la flessibilità di tali portate, in quanto erano conteggiate come afflussi ai bacini idroelettrici. Inoltre, ho sviluppato uno strumento di visualizzazione (programmato in R) che mi ha permesso di analizzare nel dettaglio il dispaccio idroelettrico e gli Impianti di Accumulo mediante Pompaggio (PSP). Molti tra gli effetti individuati sono riconducibili a limitazioni e peculiarità del software ANTARES v6.1, perciò non direttamente isolabili o attribuibili alle differenze introdotte dal nuovo PECD Hydro database. Le osservazioni e le riflessioni maturate durante lo svolgimento della mia tesi sono state apertamente presentate e discusse con i colleghi del team di ENTSO-E responsabile per il MAF. Una nuova metodologia per la modellazione degli impianti idroelettrici ad acqua fluente con capacità di accumulo è in fase di sviluppo nella nuova edizione del MAF 2020.