Assessment of electricity grid requirements for the energy transition

Abstract

La amenaza del cambio climático, evidenciada por el aumento de las temperaturas globales y la mayor frecuencia de fenómenos meteorológicos extremos, ha impulsado los esfuerzos internacionales para descarbonizar la economía, tal como se establece en el Acuerdo de París. El sector eléctrico fue responsable del 28 % de las emisiones globales de gases de efecto invernadero en 2023. Por tanto, la transición hacia una generación eléctrica libre de emisiones es un componente clave de la acción climática. La electrificación de la calefacción, el transporte y algunas aplicaciones industriales incrementa la demanda eléctrica, la cual debe cubrirse con generación libre de emisiones, principalmente energías renovables como la eólica y la solar. La reducción de costes de las fuentes de energía renovable (RES, por sus siglas en inglés) en la última década las ha posicionado como la principal vía para cubrir la demanda eléctrica futura. Sin embargo, los mejores emplazamientos suelen estar alejados de los centros de consumo, lo que requiere una extensa infraestructura de red de transporte para garantizar la fiabilidad del sistema. Esto representa un desafío para las redes eléctricas actuales, y requiere inversiones significativas que, en muchas ocasiones, afrontan largos procesos de tramitación administrativa para la construcción y puesta en marcha de nuevos activos de red. Además, el crecimiento de los recursos energéticos distribuidos (DER, por sus siglas en inglés)—como la generación solar en tejados, los vehículos eléctricos y las bombas de calor—requiere refuerzos en la red de distribución y altera los flujos de potencia, llegando a causar flujos inversos desde la baja tensión hacia niveles de tensión superiores. A menudo se señala el desarrollo de nueva infraestructura eléctrica como un posible cuello de botella para la transición energética. Más allá de los requisitos técnicos y económicos, la tramitación o “permitting” ha convertido la expansión de la red en un proceso lento, que pone en riesgo la conexión temprana de la generación renovable. Esta tesis contribuye a afrontar estos desafíos mediante el desarrollo de dos líneas de investigación orientadas a una integración eficiente de RES y DER en las redes de transporte y distribución. La primera línea de investigación (Papers 1–3) se centra en cuantificar las necesidades de refuerzo de red derivadas de una alta penetración de RES y DER. Para ello desarrolla una metodología para estimar los costes de inversión en redes de transporte y distribución asociados a la integración de renovables, mediante la que se evalúa el impacto de distintas características de la red de transporte. Asimismo, se propone un modelo para estimar la expansión necesaria en la red de distribución debido a la integración de DER. Los resultados muestran que el coste de inversión en refuerzos de red es modesto en comparación con el despliegue de RES. No obstante, posibles retrasos en permisos y construcción podrían representar un obstáculo relevante para su integración a tiempo. La segunda línea de investigación (Papers 4–5) explora formas de hacer un uso más eficiente de la red existente, analizando los conceptos de conexión flexible e hibridación. La tesis evalúa distintos enfoques para definir la capacidad de acceso de la red, demostrando que criterios más dinámicos podrían permitir más de un 60 % adicional de inyección anual de energía en las redes existentes. También se muestra que estas estrategias, combinadas con la hibridación, pueden aumentar significativamente la rentabilidad de las inversiones en RES. En conjunto, esta tesis aporta conocimientos técnicos y económicos para superar las barreras relacionadas con integración en red de renovables. Los métodos y resultados propuestos pueden ser de utilidad para reguladores, operadores del sistema e inversores, y contribuir a acelerar el despliegue de renovables necesario para alcanzar los objetivos de descarbonización del sector eléctrico.

The threat of climate change, evidenced by rising global temperatures and more frequent extreme weather events, has prompted international efforts to decarbonise economies, as formalised in the Paris Agreement. With the power sector responsible for 28% of global greenhouse gas emissions in 2023, transitioning to zero-emission electricity generation is a key component of climate action. Electrification of heating, transport, and parts of industry increases electricity demand, which must be met with carbon-free sources, primarily renewables such as wind and solar. The declining costs of renewable energy sources (RES) have positioned them to cover the majority of future electricity demand. However, the optimal sites for renewable generation are often far from demand centres, requiring extensive transmission infrastructure to ensure system reliability. This challenges the traditional design of electricity grids and demands significant investment and long permitting processes for new grid assets. Additionally, the rise of distributed energy resources (DER)—such as rooftop solar, electric vehicles, and heat pumps—requires reinforcement at the distribution level and complicates power flows, including reverse flows from local generation to higher voltage levels. The built-out of new electricity infrastructure is often referred to as a potential bottleneck for the energy transition. Apart from the beforementioned requirements for new assets and their related costs, the permitting process has turned grid expansion into a time-consuming process, jeopardising the timely connection of renewable energy resources to the electricity networks. This thesis contributes to addressing these challenges by investigating two main research lines to support the efficient integration of RES and DER into electricity transmission and distribution networks. The first research line (Papers 1–3) focuses on quantifying the grid reinforcement needs driven by high shares of RES and DER. It develops a methodology for estimating transmission and distribution network investment costs associated with renewables and applies it to explore the impact of different transmission grid characteristics. A model is also proposed to estimate distribution grid expansion due to DER integration. The findings show that while the investment cost of grid reinforcement is modest compared to the cost of RES deployment, delays in permitting and construction pose a significant obstacle to timely integration. The second research line (Papers 4–5) explores ways to better utilise existing grid infrastructure. It examines flexible connection concepts and the hybridisation of renewable technologies downstream of the grid connection point. The thesis evaluates several approaches to defining grid hosting capacity, demonstrating that more dynamic criteria could unlock over 60% more annual energy injection into existing networks. It also shows that these approaches, combined with hybridisation, can significantly increase the profitability of RES investments. Overall, this thesis offers technical and economic insights into overcoming grid-related barriers to renewable integration. The proposed methods and findings can support regulators, system operators, and investors in accelerating the deployment of RES and achieving the decarbonisation goals of the electricity sector.