Development pathways for Sub-Saharan Africa project a substantial increase in population and living standards. To accommodate the future energy demand,the energy system community have been developing least-cost optimization models to support long-term planning. However, investments in new energy infrastructure should consider carbon-neutral alternatives to mitigate the impacts of climate change. Integrated assessment and long-term energy planning models usually focus on annual or seasonal energy balances neglecting higher time resolution dynamics that can actually lead to short but high-impact events. Indeed, the variability of renewable generation and power demand can lead to significant risks of transmission lines overload and power generation deficits. To quantify the transmission lines overload and the transmission generation deficits, we inform a power system simulation model, PowNet, with energy development pathways from a long-term energy system planning model, OSeMOSYS-TEMBA. While the latter models the development of all the countries in continental Africa with a seasonal resolution from 2015 to 2070, the first has an annual horizon with hourly resolution and focuses on countries included in the Southern African Power Pool (SAPP). In particular, PowNet is used to optimize the dispatch of power from each source and the usage of transmission lines, and it is constrained to the power capacity available according to the long-term energy planning provided by the OSeMOSYS-TEMBA model. We assess the transmission lines overload and the power generation deficits in 2025 and 2030 under three climate policy scenarios: no climate policy, and constrained to 2.0°C and 1.5°C warming forcing emissions to a consistent pathway. We study the difference in the generation mix, the impact on transmission lines overloading, and power generation deficits. Results show that for all the simulations the peak of power deficit and of transmission lines' overloading both occur between 7 pm and 9 pm when the solar power generation decreases and the dispatchable units' power generation cannot ramp up quickly enough to meet the evening demand. The most critical simulations are those performed in 2030 under the 2.0°C and 1.5°C scenarios and the analysis of the deficit can inform how much more power output and grid capacity is needed to prevent unmet demand. The missing power output can be met with any technology that can be provided reliably when solar generation is declining but power demand is still high.

Un aumento sostanziale della popolazione e della qualità della vita sono attesi nei prossimi anni in Africa sub-sahariana. Per soddisfare la futura domanda di energia, la comunità che studia i sistemi energetici ed elettrici sta sviluppando modelli di ottimizzazione a costo minimo per supportare la pianificazione a lungo termine. Tuttavia, gli investimenti in nuove infrastrutture energetiche dovrebbero prendere in considerarazione alternative a emissioni zero per mitigare gli impatti dei cambiamenti climatici. Gli integrated assessment models e i modelli di pianificazione energetica a lungo termine di solito si concentrano su bilanci energetici annuali o stagionali trascurando dinamiche di risoluzione temporale più elevata che possono effettivamente portare a eventi brevi ma ad alto impatto. Infatti, la variabilità della generazione di energia rinnovabile e della domanda di energia può portare a rischi di sovraccarico delle linee di trasmissione e deficit di generazione di elettricità. Per quantificare questi impatti, informiamo un modello di simulazione del sistema elettrico, PowNet, con percorsi di sviluppo energetico del modello di pianificazione energetica a lungo termine, OSeMOSYS-TEMBA. Mentre quest'ultimo modella lo sviluppo di tutti i paesi dell'Africa continentale con una risoluzione stagionale dal 2015 al 2070, il primo ha un orizzonte annuale con risoluzione oraria e si concentra sui paesi inclusi nel Southern African Power Pool (SAPP). In particolare, PowNet viene utilizzato per ottimizzare la generazione di elettricità da ogni fonte e l'utilizzo delle linee di trasmissione, ed è vincolato alla capacità elettrica disponibile in base alla pianificazione energetica a lungo termine fornita dal modello OSeMOSYS-TEMBA. Valutiamo questi impatti nel 2025 e nel 2030 in tre scenari di politica climatica: nessuna politica climatica e vincoli di riscaldamento a 2,0°C e 1,5°C limitando le emissioni a un percorso coerente. Studiamo la differenza nella mix di generazione, l'effetto sul sovraccarico delle linee di trasmissione e il deficit di generazione di elettricità. I risultati mostrano che per tutte le simulazioni il picco di deficit di elettricità e di sovraccarico delle linee di trasmissione si verifica tra le 19 e le 21, quando la generazione di elettricità da solare diminuisce e la generazione di elettricità dalle risorse non rinnovabili non può aumentare abbastanza rapidamente per soddisfare la domanda serale. Le simulazioni più critiche sono quelle effettuate nel 2030 negli scenari a 2,0°C e 1,5°C e l'analisi del deficit può fornire informazioni su quanta produzione in più di elettricità e capacità di rete sono necessarie per prevenire la domanda insoddisfatta. La mancante produzione di elettricità può essere soddisfatta con qualsiasi tecnologia che possa essere fornita in modo affidabile quando la generazione da solare è in declino ma la domanda di elettricità è ancora alta.

From multi-decadal energy planning to hourly power dispatch: evaluating the reliability of energy projections in the Southern African power pool

LEONI, ARIANNA
2021/2022

Abstract

Development pathways for Sub-Saharan Africa project a substantial increase in population and living standards. To accommodate the future energy demand,the energy system community have been developing least-cost optimization models to support long-term planning. However, investments in new energy infrastructure should consider carbon-neutral alternatives to mitigate the impacts of climate change. Integrated assessment and long-term energy planning models usually focus on annual or seasonal energy balances neglecting higher time resolution dynamics that can actually lead to short but high-impact events. Indeed, the variability of renewable generation and power demand can lead to significant risks of transmission lines overload and power generation deficits. To quantify the transmission lines overload and the transmission generation deficits, we inform a power system simulation model, PowNet, with energy development pathways from a long-term energy system planning model, OSeMOSYS-TEMBA. While the latter models the development of all the countries in continental Africa with a seasonal resolution from 2015 to 2070, the first has an annual horizon with hourly resolution and focuses on countries included in the Southern African Power Pool (SAPP). In particular, PowNet is used to optimize the dispatch of power from each source and the usage of transmission lines, and it is constrained to the power capacity available according to the long-term energy planning provided by the OSeMOSYS-TEMBA model. We assess the transmission lines overload and the power generation deficits in 2025 and 2030 under three climate policy scenarios: no climate policy, and constrained to 2.0°C and 1.5°C warming forcing emissions to a consistent pathway. We study the difference in the generation mix, the impact on transmission lines overloading, and power generation deficits. Results show that for all the simulations the peak of power deficit and of transmission lines' overloading both occur between 7 pm and 9 pm when the solar power generation decreases and the dispatchable units' power generation cannot ramp up quickly enough to meet the evening demand. The most critical simulations are those performed in 2030 under the 2.0°C and 1.5°C scenarios and the analysis of the deficit can inform how much more power output and grid capacity is needed to prevent unmet demand. The missing power output can be met with any technology that can be provided reliably when solar generation is declining but power demand is still high.
ARNOLD, WYATT
CARLINO , ANGELO
ING I - Scuola di Ingegneria Civile, Ambientale e Territoriale
4-mag-2023
2021/2022
Un aumento sostanziale della popolazione e della qualità della vita sono attesi nei prossimi anni in Africa sub-sahariana. Per soddisfare la futura domanda di energia, la comunità che studia i sistemi energetici ed elettrici sta sviluppando modelli di ottimizzazione a costo minimo per supportare la pianificazione a lungo termine. Tuttavia, gli investimenti in nuove infrastrutture energetiche dovrebbero prendere in considerarazione alternative a emissioni zero per mitigare gli impatti dei cambiamenti climatici. Gli integrated assessment models e i modelli di pianificazione energetica a lungo termine di solito si concentrano su bilanci energetici annuali o stagionali trascurando dinamiche di risoluzione temporale più elevata che possono effettivamente portare a eventi brevi ma ad alto impatto. Infatti, la variabilità della generazione di energia rinnovabile e della domanda di energia può portare a rischi di sovraccarico delle linee di trasmissione e deficit di generazione di elettricità. Per quantificare questi impatti, informiamo un modello di simulazione del sistema elettrico, PowNet, con percorsi di sviluppo energetico del modello di pianificazione energetica a lungo termine, OSeMOSYS-TEMBA. Mentre quest'ultimo modella lo sviluppo di tutti i paesi dell'Africa continentale con una risoluzione stagionale dal 2015 al 2070, il primo ha un orizzonte annuale con risoluzione oraria e si concentra sui paesi inclusi nel Southern African Power Pool (SAPP). In particolare, PowNet viene utilizzato per ottimizzare la generazione di elettricità da ogni fonte e l'utilizzo delle linee di trasmissione, ed è vincolato alla capacità elettrica disponibile in base alla pianificazione energetica a lungo termine fornita dal modello OSeMOSYS-TEMBA. Valutiamo questi impatti nel 2025 e nel 2030 in tre scenari di politica climatica: nessuna politica climatica e vincoli di riscaldamento a 2,0°C e 1,5°C limitando le emissioni a un percorso coerente. Studiamo la differenza nella mix di generazione, l'effetto sul sovraccarico delle linee di trasmissione e il deficit di generazione di elettricità. I risultati mostrano che per tutte le simulazioni il picco di deficit di elettricità e di sovraccarico delle linee di trasmissione si verifica tra le 19 e le 21, quando la generazione di elettricità da solare diminuisce e la generazione di elettricità dalle risorse non rinnovabili non può aumentare abbastanza rapidamente per soddisfare la domanda serale. Le simulazioni più critiche sono quelle effettuate nel 2030 negli scenari a 2,0°C e 1,5°C e l'analisi del deficit può fornire informazioni su quanta produzione in più di elettricità e capacità di rete sono necessarie per prevenire la domanda insoddisfatta. La mancante produzione di elettricità può essere soddisfatta con qualsiasi tecnologia che possa essere fornita in modo affidabile quando la generazione da solare è in declino ma la domanda di elettricità è ancora alta.
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