Integrating battery energy storage systems for wind power imbalance management and market participation in Nordics

Thumbnail Image

Files

master_Snabb_Saku_2025.pdf (3.1 MB)

URL

Journal Title

Journal ISSN

Volume Title

School of Engineering | Master's thesis
Unless otherwise stated, all rights belong to the author. You may download, display and print this publication for Your own personal use. Commercial use is prohibited.

Authors

Date

2025-09-19

Department

Major/Subject

Energy Conversion Processes

Mcode

Degree programme

Master's Programme in Advanced Energy Solutions

Language

en

Pages

141

Series

Abstract

Nordic countries are attracting investments in large electricity-consuming facilities, such as data centres, green hydrogen, and electrification of heavy-industry. As consumption increases, generation must also grow, mainly through new wind power. However, wind power challenges the balancing and reliability of the power system, and causes imbalance-related costs for operators due to its intermittent generation. Flexible balancing is essential, and Battery Energy Storage Systems (BESS) have proven most promising for addressing imbalance challenges. BESS have shown significant value in reserve markets, but little study has examined the value in imbalance management alongside multi-market optimisation in the Nordic market environment. This thesis investigates the potential of co-located BESS optimised to operate simultaneously in imbalance management and market participation. Its objective is to evaluate how imbalance management affects the profitability of BESS investments and how capacity is allocated in multi-market optimisation. A simulation model was developed for a 10 MW lithium-ion battery with 20 MWh and 40 MWh energy capacities, accounting for battery degradation. The simulation uses market data from 2024, and profitability was assessed through capital budgeting methods in Finnish, Swedish, and Norwegian market environments. The results show that a co-located BESS with a share of its capacity reserved for imbalance management can significantly reduce imbalance cost spikes, thereby decreasing overall system costs. However, the reduced capacity available for market participation leads to greater losses in market revenues, which is not fully offset by imbalance cost savings. Therefore, reserving less fixed capacity for imbalance management improves potential profitability. Finland showed the highest value for imbalance management, followed by Sweden, where profitability remained strong for both countries even with 70% of capacity allocated to imbalance management. Solely relying on imbalance management proved to be unprofitable. Most market revenues were generated in capacity markets, mainly in frequency containment reserve markets. Finland showed a well-diversified revenue stream, while Sweden and Norway had less diversification.

Pohjoismaat houkuttelevat investointeja suuriin sähköä kuluttaviin laitoksiin, kuten datakeskuksiin, vihreään vetyyn ja raskaan teollisuuden sähköistämiseen. Suuremman kulutuksen myötä sähkön tuotanto täytyy kasvaa, pääosin uuden tuulivoiman avulla. Tuulivoima kuitenkin lisää haasteita sähköjärjestelmän tasapainon ja luotettavuuden suhteen sekä aiheuttaa toimijoille tasehallintakustannuksia. Joustava tasapainottaminen on välttämätöntä, ja akkuvarastointijärjestelmät ovat todettu lupaaviksi ratkaisuiksi tasehallinnassa. Akkuvarastointijärjestelmät ovat osoittaneet merkittävää arvoa reservimarkkinoilla, mutta vähän tutkimusta on tehty tasehallinnan taloudellisista hyödyistä multimarkkinaoptimoinnin yhteydessä pohjoismaisilla markkinoilla. Tämä diplomityö tutkii tuulivoiman oheen sijoitettujen akkuvarastojen potentiaalia, optimoituna samanaikaisesti tasehallintaan ja markkinaosallistumiseen. Tavoitteena on arvioida miten tasehallinta vaikuttaa investointien kannattavuuteen, sekä miten kapasiteetti allokoituu markkinaoptimoinnissa. Simulaatiomalli kehitettiin 10 MW litiumioniakulle, jonka energiakapasiteetit ovat 20 MWh and 40 MWh, huomioiden akun rappeutumisen. Simulaatio hyödyntää vuoden 2024 markkinadataa, ja pitkän aikavälin kannattavuus arvioitiin investointilaskentamenetelmillä Suomen, Ruotsin ja Norjan markkinoilla. Tulokset osoittavat, että tuulivoiman oheen sijoitettu akkuvarastointijärjestelmä, jonka osa kapasiteetista on varattu tasehallinnalle, voi merkittävästi vähentää kustannuspiikkejä, vähentäen järjestelmän kokonaiskustannuksia. Markkinaosallistumiseen käytettävän kapasiteetin väheneminen kuitenkin johtaa suurempiin tulojen menetyksiin, joita tasehallinnan säästöt eivät täysin kompensoi. Täten tasehallinnan kiinteän kapasiteetin osuutta pienentämällä kannattavuus paranee. Suomi osoitti suurimman arvon tasehallinnassa, toisena Ruotsi, joissa molemmissa kannattavuus säilyi suotuisana, vaikka 70% kapasiteetista oli varattu tasehallintaan. Pelkästään tasehallintaan keskittyvä toiminta osoittautui kannattamattomaksi. Markkinatulot syntyivät pääosin kapasiteettimarkkinoilta, erityisesti taajuusohjatusta käyttö- ja häiriöreserveistä. Suomessa tulot jakautuivat tasaisesti markkinoiden välillä, kun Ruotsissa ja Norjassa hajautus oli heikompaa.

De nordiska länderna attraherar investeringar i stora el konsumerande anläggningar, såsom datacenters, grön vätgas och elektrifiering av tung industri. Med ökande elförbrukning måste elproduktion växa, främst genom ny vindkraft. Vindkraft medför dock utmaningar för elsystemets balans och säkerhet, samt orsakar kostnader inom balanshantering för vindkraftoperatörer. Flexibel balansering är nödvändigt, och batterilagringssystem är ett lovande alternativ för obalanshantering. Batterilagringssystem har visat signifikant värde i reservmarknader, men lite forskning har gjorts om ekonomiska fördelarna inom obalanshantering i kombination med multimarknadsoptimering i Norden. Denna diplomarbete undersöker potentialen i samlokaliserade batterilagringssystem optimerade för samtidig operation inom obalanshantering och marknadsdeltagande. Syftet är att utvärdera hur obalanshantering påverkar ekonomiska lönsamheten för investering i batterilagringssystem, samt hur kapacitet är allokerat i multimarknadsoptimering. En simuleringsmodell utvecklades för en 10 MW litiumjonbatteri med energikapaciteter av 20 MWh och 40 MWh, med hänsyn till batteridegradering. Simulationen använder marknadsdata från 2024, och den långsiktiga ekonomiska lönsamheten värderades med investeringskalkylmetoder i finska, svenska och norska marknader. Resultaten visar att samlokaliserade batterilagringsystem, med en del av kapaciteten reserverad för obalanshantering, kan signifikant minska på kostnadstoppar för obalans och därmed minska totala systemkostnader. Den minskade tillgängliga kapaciteten för marknadsdeltagande leder dock till större förluster i marknadsintäkter, vilket inte fullt kompenseras av besparingar i obalanshantering. Därmed, mindre reserverad kapacitet för obalanshantering ger bättre potentiell ekonomisk lönsamhet. Finland visade högsta värdet för obalanshantering, följt av Sverige, där lönsamheten för båda förblev på god nivå även när 70% av kapaciteten var reserverad för obalanshantering. Drift enbart fokuserad på obalanshantering visade sig olönsamt. Marknadsintäkter uppstod huvudsakligen från kapacitetmarknader, främst från frekvenshållningsreserver. Finland visade jämn intäktsfördelning från marknader, medan Sverige och Norge var mindre diversifierade.

Description

Supervisor

Syri, Sanna

Thesis advisor

Alaperä, Ilari

Keywords

battery energy storage system, BESS, market optimisation, wind power, imbalance management, reserve markets, BESS profitability

Other note

Citation

Permanent link to this item

https://urn.fi/URN:NBN:fi:aalto-202510208350

Collections

[dipl] Insinööritieteiden korkeakoulu / ENG