The different roles of energy storage in highly renewable power systems

Sander Vaeck
De toekomst van ons elektriciteitsnetwerk“Gaat deze winter het licht uit?” Het is een wederkerende krantenkop de laatste drie jaar, maar is deze vrees ook gegrond?Niemand zal ontkennen dat het elektriciteitsnetwerk voor grote uitdagingen staat. Onze huidige productiemiddelen voor de opwekking van elektriciteit hebben een groot aandeel in de totale uitstoot van broeikasgassen en werken zo de opwarming van de aarde in hand. De Europese Unie heeft daarom beslist dat we op lange termijn moeten overgaan naar propere en hernieuwbare energiebronnen zoals wind- en zonne-energie.

The different roles of energy storage in highly renewable power systems

De toekomst van ons elektriciteitsnetwerk

“Gaat deze winter het licht uit?” Het is een wederkerende krantenkop de laatste drie jaar, maar is deze vrees ook gegrond?

Niemand zal ontkennen dat het elektriciteitsnetwerk voor grote uitdagingen staat. Onze huidige productiemiddelen voor de opwekking van elektriciteit hebben een groot aandeel in de totale uitstoot van broeikasgassen en werken zo de opwarming van de aarde in hand. De Europese Unie heeft daarom beslist dat we op lange termijn moeten overgaan naar propere en hernieuwbare energiebronnen zoals wind- en zonne-energie. De omschakeling naar een elektriciteitsnetwerk dat steunt op hernieuwbare energie is volop aan de gang en Europa neemt hierin resoluut het voortouw. Echter, cijfers tonen aan dat de omschakeling naar hernieuwbare energiebronnen de betrouwbaarheid van onze elektriciteitsvoorziening weldegelijk in het gedrang brengt. De vrees voor een stroomtekort is dus gegrond.

Met deze problematiek in het achterhoofd is het uiterst belangrijk om in de toekomst de juiste investeringen te maken in het elektriciteitsnetwerk, om aldus een betrouwbare werking te blijven garanderen.

ProbleemstellingDe overgang naar een duurzame samenleving vergt van het energiesysteem een omschakeling van fossiele brandstoffen naar hernieuwbare energiebronnen. Deze hernieuwbare energiebronnen stoten geen broeikasgassen uit en zijn bovendien onuitputtelijk. Voor het elektriciteitssysteem kan deze overgang er sneller komen dan verwacht. In het kader van ambitieuze klimaatdoelstellingen heeft de EU immers opgelegd dat de elektriciteitsproductie tegen 2050 volledig klimaatneutraal dient te gebeuren.  Aangezien het niet eenvoudig is onze volledige productie van elektriciteit om te schakelen, is een termijn van 35 jaar erg kort en dient er volop actie ondernomen te worden. Dit laat zich reeds voelen, kijk maar naar de sterke toename van het aantal windturbines en zonnecellen.

De overgang naar hernieuwbare energiebronnen is aan de gang, maar dit op zich kan niet zorgen voor een acuut probleem in de energievoorziening. De problemen omtrent de betrouwbaarheid in het elektriciteitsnetwerk zijn het gevolg van twee sterk gekoppelde effecten.

Ten eerste leveren de hernieuwbare energiebronnen een variabel, gedeeltelijk onvoorspelbaar en oncontroleerbaar vermogen. Het is immers onmogelijk te controleren hoe hard de wind waait. Verder zal het de ene dag sterk waaien en de andere dag windstil zijn. Bijgevolg kan men niet al te afhankelijk zijn van windenergie om de productie van elektriciteit te verzekeren. Hetzelfde verhaal gaat op voor zonne-energie. Dit probleem wordt opgelost door voldoende andere elektriciteitscentrales in reserve te houden die wel volledig controleerbaar zijn, bijvoorbeeld gascentrales. Hier knelt het schoentje, de laatste jaren is het aantal controleerbare en flexibele centrales sterk afgebouwd.

Het tweede effect dat de hernieuwbare energiebronnen hebben op het elektriciteitssysteem is dat ze zorgen voor lage en sterk fluctuerende prijzen op de elektriciteitsmarkt. Bijgevolg is het uitbaten van een gascentrale niet langer rendabel en worden deze op grote schaal gesloten en nieuwe investeringen uitgesteld. De combinatie van deze twee effecten, een daling in het aantal betrouwbare en controleerbare centrales en de variabele productie van hernieuwbare energiebronnen zorgen voor de problemen qua energielevering.

 

Bijdrage van het onderzoek

 

De grote uitdagingen voor het elektriciteitsnetwerk hebben veel academici, bedrijven en officiële instanties aangezet om de impact van de vooropgestelde overgang te onderzoeken. Meestal gebeurt dit aan de hand van virtuele modellen die de werking van het elektriciteitsnetwerk simuleren, zogenaamde power system simulation models. Deze modellen laten toe om eenvoudig verscheidene toekomstige scenario’s te beschouwen en de impact van individuele maatregelen in te schatten. Echter, de huidige power system simulation models zijn beperkt in hun toepassingsgebied. Ze zijn oftewel enkel geschikt om de kortetermijn werking van elektriciteitsnetwerk te simuleren, m.a.w. nagaan wanneer welke centrale moet draaien. Hierbij wordt ook gedetailleerd nagegaan dat een betrouwbare werking gewaarborgd blijft. Daarnaast zijn er de investeringsmodellen. Deze berekenen hoe het elektriciteitsnetwerk optimaal dient uitgebouwd te worden op lange termijn. Ze zijn echter niet in staat om te controleren of er op een korte tijdsschaal (uren, dagen) ook een betrouwbare werking gegarandeerd kan worden. Daarom werd een nieuw model ontwikkeld dat de optimale investeringen in het elektriciteitsnetwerk bepaalt maar eveneens de kortetermijn werking gedetailleerd beschouwt. Op die manier wordt de impact van de hernieuwbare energiebronnen, en i.h.b. hun variabel, onvoorspelbaar en oncontroleerbaar gedrag, correct in rekening genomen in een lange termijn model. Bijgevolg is dit model beter in staat om de nodige investeringen voor het toekomstig elektriciteitsnetwerk op korte, middellange en lange termijn te bepalen. Hiermee levert dit onderzoek een unieke bijdrage aan het vakgebied van de power system simulation modellen.

 

Resultaten

 

Analyse van de resultaten van dit nieuwe model laat zien dat het introduceren van een gedetailleerde kortetermijn werking in een investeringsmodel weldegelijk een grote impact heeft op de bekomen oplossing. De uitdagingen om een groot aandeel hernieuwbare energiebronnen te integreren in het elektriciteitsnetwerk en een betrouwbare werking te blijven garanderen zijn groot, meer dan men kan inschatten met de traditionele investeringsmodellen. Zo gaat er steeds een aanzienlijk aantal flexibele en controleerbare centrales nodig zijn om vraag en aanbod in balans te houden, een noodzakelijke voorwaarde om een betrouwbare werking te garanderen. Deze flexibele centrales kunnen gascentrales zijn, maar ook energieopslag centrales zoals grote batterij opslag-eenheden of hydro pompcentrales. Van zodra het aandeel hernieuwbare energie boven 60% van de geleverde jaarlijkse energie stijgt, worden deze energieopslagcentrales absoluut noodzakelijk om een betrouwbare werking te verzekeren. Zowel kortetermijn opslag als seizoensopslag van energie vullen hierbij een belangrijke rol in. Het gebruik van biomassa voor de opwekking van elektriciteit maakt de doelstelling voor hernieuwbare energie eenvoudiger te halen en zorgt voor sterke daling van het totale kostenplaatje van een duurzaam energiesysteem.

 

Conclusie en actieplan

 

Het model toont aan dat duurzame en betrouwbare elektriciteitsvoorziening verenigbaar zijn en dat het mogelijk is om met de huidig gekende technologieën dergelijk elektriciteitssysteem op te bouwen. De toekomstige investeringen moeten echter niet enkel focussen op het uitbouwen van wind en zonne-energie, maar ook op het grootschalig implementeren van energieopslag en het behoud van een aanzienlijk aantal flexibele centrales. Een belangrijke rol is hierbij weggelegd voor beleidmakers en regulatoren, dewelke d.m.v het aansturen van de marktwerking, deze optimale investeringen kunnen aansturen. 

 

Meer weten? Volg de activiteiten en publicaties van het KULeuven energie-instituut https://set.kuleuven.be/ei/nederlands/ku-leuven-energieinstituut

Bibliografie

Bibliography

 

 

 

 

[1]

Europese Commissie - Directoraat‑generaal Communicatie, "De Europese Unie in het kort," Bureau voor publicaties van de Europese, Luxembourg, 2014.

[2]

European Commission, "Roadmap 2050: a practical guide to a prosporous low-carbon Europe," European climate foundation , Brussel, 2014.

[3]

J. Cochran, M. Miller, O. Zinaman, M. Milligan, D. Arent and B. Palmintier, "Flexibility in 21st Century Power Systems," clean energy ministerial, Denver, 2014.

[4]

A. van Stiphout, K. Poncelet, K. De Vos and G. Deconinck, "The impact of operating reserves in generation expansion planning with high shares of renewable energy sources," KU Leuven, Heverlee, 2014.

[5]

J. Vandewalle, K. Bruninx and W. D'haeseleer, "The interaction of a high renewable energy/low carbon power system with the gas system through power to gas," KULeuven Energy Institute, Heverlee, 2014.

[6]

A. Foley and I. D. Lobera, "Impacts of compressed air energy storage plant on an electricity market with a large renewable energy portfolio," Energy, pp. 85-94, 2013.

[7]

B. Ummels, E. Pelgrum and W. Kling, "Integration of large-scale wind power and use of energy storage in the Netherlands' electricity supply," IET Renewable Power Generation, pp. 34-46, 2008.

[8]

H. S. de Boer, L. Grond, H. Moll and R. Benders, "The application of power-to-gas, pumped hydro storage and compressed air energy storage in an electricity system at different wind power penetration levels," Energy, pp. 360-370, 2014.

[9]

A. Tuohy and M. O’Malley, "Pumped storage in systems with very high wind penetration," Energy policy, pp. 1965-1974, 2011.

[10]

N. Schenk, J. Potting, H. Moll and R. Benders, "Wind energy, electricity, and hydrogen in the Netherlands," Energy, pp. 1960-1971, 2007.

[11]

M. Jentsch, T. Trots and M. Sterner, "Optimal use of power-to-gas energy storage systems in a 85% renewable energy scenario," Energy Procedia, pp. 254-261, 2014.

[12]

C. Baumann, R. Schuster and A. Moser, "Economic potential of power to gas energy storage," in 10th International Conference on the European Energy Market (EEM), Stockholm, 2013.

[13]

B. Palmintier and M. Webster, "Impact of unit commitment constraints on generation Generation Expansion Planning with Renewables," in IEEE power and energy society general meeting, Detroit, 2011.

[14]

T. Zhang, R. Baldick and T. Deetjen, "Optimized generation capacity expansion using a further improved screening curve method," Electric Power Systems Research, pp. 47-54, 2015.

[15]

G. Haydt, V. Leal, A. Pina and C. A. Silva, "The relevance of the energy resource dynamics in the mid/long-term energy planning models," Renewable Energy, pp. 3068-3074, 2011.

[16]

C. De Jonghe, E. Delarue, R. Belmans and W. D’haeseleer, "Determining optimal electricity technology mix with high level of wind power penetration," Applied Energy, p. 2231–2238, 2011.

[17]

K. Tigas, J. Mantzaris, G. Giannakidis, C. Nakos, N.Sakellaridis, E. Pyrgioti and A. Alexandridis, "Generation Expansion Planning under Wide-Scale RES Energy Penetration," IEEE int. energy conf., pp. 769-774, 2010.

[18]

W.-P. Schill, "Residual load, renewable surplus generation and storage requirements in Germany," Energy Policy, pp. 65-79, 2014.

[19]

A. Yaghooti, G. A. Khanbeigi and M. Esmalifalak, "Generation expansion planning in IEEE power system using probabilistic production simulation," IEEE International Energy Conference and exhibition (EnergyCon), pp. 769-774, 2010.

[20]

M. Haller, S. Ludig and N. Bauer, "Bridging the scales: A conceptual model for coordinated expansion of renewable power generation, transmission and storage," Renewable and Sustainable Energy Reviews, p. 2687– 2695, 2012.

[21]

D. Fehrenbach, E. Merkel, R. McKenna, U. Karl and W. Fichtner, "On the economic potential for electric load management in the German residential heating sector – An optimising energy system model approach," Energy, pp. 263-276, 2014.

[22]

J. Rosen, I. Tietze-Stöckinger and O. Rentz, "Model-based analysis of effects from large-scale wind power production," Energy, pp. 575-583, 2007.

[23]

H.-I. Su and A. El Gamal, "Modeling and Analysis of the Role of Energy Storage for Renewable Integration: Power Balancing," IEEE transactions on power systems, pp. 4109-4117, 2013.

[24]

Y. V. Makarov, P. Du, M. Kintner-Meyer, C. Jin and H. F. Illian, "Sizing Energy Storage to Accommodate High Penetration of Variable Energy Resources," IEEE transactions on sutainable energy, pp. 34-40, 2012.

[25]

D. Kroniger and R. Madlener, "Hydrogen storage for wind parks: A real options evaluation for an optimal investment in more flexibility," Applied Energy, p. 931–946, 2014.

[26]

C. Baumann, R. Schuster and A. Moser, "Economic potential of power-to-gas energy storages," in 10th International Conference on the European Energy Market (EEM), Stockholm, 2013.

[27]

K. Poncelet, E. Delarue, J. Duerinck, D. Six and W. D’haeseleer, "The Importance of Integrating the Variability of Renewables in Long-term Energy Planning Models," KULeuven energy institute, Heverlee, 2014.

[28]

A. van Stiphout, K. De Vos and G. Deconinck, "Operational flexibility provided by storage in generation expansion planning with high shares of renewables," KULeuven, Heverlee, 2014.

[29]

J. de Joode, B. Daniëls, K. Smekens, J. van Stralen, F. D. Longa, K. Schoots, A. Seebregts, L. Grond and J. Holstein, "Exploring the role for power-to-gas in the future Dutch energy system," ECN DNV-GL, Petten, 2014.

[30]

J. Carton and A. Olabi, "Wind/hydrogen hybrid systems: Opportunity for Ireland’s wind resource to provide consistent sustainable energy supply," Energy, pp. 4536-4544, 2010.

[31]

A. O. Converse, "Seasonal Energy Storage in a Renewable Energy System," Proceedings of the IEEE, pp. 401-409, 2012.

[32]

K. Hedegaard and P. Meibom, "Wind power impacts and electricity storage – A time scale perspective," Renewable Energy, pp. 318-324, 2012.

[33]

R. Zubrin, "The Hydrogen Hoax," The new Altantis, pp. 9-20, winter 2007.

[34]

G. Gahleitner, "Hydrogen from renewable electricity: An international review of power-to-gas pilot plants for stationary applications," Int. journal of Hydrogen Energy, pp. 2039-2061, 2012.

[35]

J. Schouten, R. J.-v. Rosmalen and J. Michels, "Modeling hydrogen production for injection into the natural gas grid: Balance between production, demand and storage," International Journal of Hydrogen Energy, pp. 1698-1706, 2006.

[36]

D. Haeseldonckx, "Concrete transition issues towards a fully-fledged use of hydrogen as an energy carrier," KU Leuven, Heverlee, 2009.

[37]

M. Lehner, R. Tichler, H. Steinmuller and M. Koppe, Power-to-Gas: Technology and Business Models, London: Springer, 2014.

[38]

Y. Wang, J. Kowal, M. Leuthold and D. U. Sauer, "Storage system of renewable energy generated hydrogen for chemical industry," energy procedia, pp. 657-667, 2012.

[39]

I. O. Oloyede, "Design and evaluation of seasonal storage hydrogen peak electricity supply system," Massachusetts Institute of Technology, Cambridge, 2011.

[40]

G. Fuchs, B. Lunz, M. Leuthold and D. U. Sauer, "Technology Overview on Electricity Storage," Smart Energy for Europe Platform GmbH, Berlin, 2012.

[41]

P. Kazempoor and R. Braun, "Model validation and performance analysis of regenerative solid oxide cells: Electrolytic operation," International Journal of Hydrogen Energy, p. 2669–2684, 2014.

[42]

S. Jensen, C. Graves, M. Mogensen, C. Wendel, R. Braun, G. Hughes, Z. Gao and S. Barnett, "A novel method for electrochemical electricity storage utilizing underground storage of methane and carbon dioxide," Science, Submitted for publication.

[43]

C. Wendel, P. Kazempoor and R. Braun, "Novel electrical energy storage system based on reversible solid oxide cells: System design and operating conditions," Journal of Power Sources, p. 133–144, 2015.

[44]

A. Manabe, M. Kashiwase, T. Hashimoto, T. Hayashida, A. Kato, K. Hirao, I. Shimomura and I. Nagashima, "Basic study of alkaline water electrolysis," Electrochimica Acta, pp. 249-256, 2013.

[45]

K. Harrison and J. I. Levene, "Electrolysis of water," in Solar Hydrogen Generation, New york, Springer, 2008, pp. 41-63.

[46]

A. Dutton, J. Bleijs, H. Dienhart, M. Falchetta, W. Hug, D. Prischich and A. Ruddel, "Experience in the design, sizing, economics, and implementation of autonomous wind powered hydrogen production systems," hydrogen energy, pp. 705-722, 2000.

[47]

Ø. Ulleberg, T. Nakken and A. Eté, "The wind/hydrogen demonstration system at Utsira in Norway: evaluation of system performance using operational data and updated hydrogen energy system modelling tools," hydrogen energy, pp. 1841-1852, 2010.

[48]

R. Gazey, S. Salman and D. Aklil-D'Halluin, "A field application experience of integrating hydrogen technology with wind power in a remote island location," power sources, pp. 841-847, 2006.

[49]

M. Carmo, D. L. Fritz, D. Stolten and J. Mergel, "A comprehensive review on PEM water electrolysis," hydrogen energy, pp. 4901-4934, 2013.

[50]

T. G. Douglas, A. Cruden and D. Infield, "Development of an ambient temperature alkaline electrolyser for dynamic operation with renewable energy sources," hydrogen energy, pp. 723-739, 2013.

[51]

S. Schiebahn, T. Grube, M. Robinius, V. Tietze, B. Kumar and D. Stolten, "Power to gas: Technological overview, systems analysis and economic assessment for a case study in Germany," Hydrogen Energy, pp. 4285-4294, 2015.

[52]

N. Sammes, Fuel Cell Technology: Reaching Towards Commercialization, London: Springer, 2006.

[53]

E. Elkind, A. R. Abele and B. Washom, "2020 Strategic analysis of energy storage in California," California Energy Commission, 2011.

[54]

K. Zeng and D. Zhang, "Recent progress in alkaline water electrolysis for hydrogen production and applications," Progress in Energy and Combustion Science, pp. 307-326, 2010.

[55]

J. Jensen, V. Bandur, N. Bjerrum, S. Jensen, S. Ebbesen, M. Mogensen, N. Tophøj and L. Yde, "Pre-investigation of water electrolysis," Technical University of Denmark, Copenhagen, 2008.

[56]

M. Sterner, "Bioenergy and renewable power methane in integrated 100% renewable energy systems," kassel university press GmbH, Kassel, 2009.

[57]

E. P. Ahern, P. Deane, T. Persson, B. Ó. Gallachóir and J. D. Murphy, "A perspective on the potential role of renewable gas in a smart energy island system," Renewable energy, pp. 648-656, 2015.

[58]

L. Grond, P. Schulze and J. Holstein, "Systems Analyses Power to Gas Deliverable 1: Technology Review," DVN KEMA Nederland, Groningen, 2013.

[59]

K. Poncelet, A. van Stiphout, E. Delarue, W. D'haeseleer, D. van Hertem and G. Deconinck, "A Clustered Unit Commitment Problem Formulation for Integration in Investment Planning Models," KULeuven Energy Institute, Heverlee, 2014.

[60]

R. E. Rosenthal, GAMS - A user's guide, Washington: GAMS Development Corporation, 2007.

[61]

J. Vandermeiren, The primary reserve: a solution for stabilising the frequency in the European interconnected system, Brussel: Elia system operator, 2008.

[62]

E. van Wanrooij, F. Nobel, B. Hebb and J. Voet, "Final report of step 2 of XB balancing pilot project BE-NL," Elia system operator, Brussel, 2014.

[63]

J. Vandewalle, "Natural gas in the energy transition: Technical challenges and opportunities of natural gas and its infrastructure as a flexibility-providing resource," KU Leuven, Heverlee, 2014.

[64]

M. Chaudry, N. Jenkins and G. Strbac, "Multi-time period combined gas and electricity network optimisation," Electric Power Systems Research, p. 1265–1279, 2008.

[65]

Elia system operator, "Evolution of ancillary services needs to balance the Belgian control area towards 2018," Elia, Brussels, 2013.

[66]

A. Schröder, F. Kunz, J. Meiss, R. Mendelevitch and C. v. Hirschhausen, "Current and Prospective Costs of Electricity Generation until 2050," Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung, Berlin, 2013.

[67]

S. Simoes, W. Nijs, P. Ruiz, A. S. D. Radu, P. Bolat, C. Thiel and S. Peteves, "The JRC-EU-TIMES model: Assessing the long-term role of the SET Plan Energy technologies," Publications Office of the European Union, Luxembourg, 2013.

[68]

Black & Veatch Holding Company, "Cost and performance data for power generation technologies," NREL, Denver, 2012.

[69]

M. Gimeno-Gutiérrez and R. Lacal-Arántegui, "Assessment of the European potential for pumped hydropower energy storage," European Commission - Institute for Energy and Transport, Luxembourg, 2013.

[70]

"NAS Battery Energy Storage System," NGK Insulators, Nagoya, 2013.

[71]

H. Lund and G. Salgi, "The role of compressed air energy storage (CAES) in future sustainable energy systems," Energy Conversion and Management, pp. 1172-1179, 2009.

[72]

T. Smolinka, M. Günther and J. Garche, "Stand und Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von Wasserstoff aus regenerativen Energien," Fraunhofer, München, 2010.

[73]

J. Andrews and B. Shabani, "Dimensionless analysis of the global techno-economic feasibility of solar-hydrogen systems for constant year-round power supply," International Journal of Hydrogen Energy, pp. 6-18, 2012.

[74]

Electrabel, Groupe GDF SUEZ, "La centrale d'accumulation par pompage de coo – Trois-ponts," Département Communication Electrabel, Brussels, 2012.

[75]

"The hydroelectric power station of la Plate Taille," Region Wallonne, [Online]. Available: http://services-techniques.met.wallonie.be/en/waterways/the_hydroelectr….

[76]

Fluxys, "Service offer description 2012-2015 storage facility of Loenhout," Fluxys Belgium SA/NV , 2015, 2015.

[77]

R. L. Arántegui and E. Tzimas, "SETIS expert workshop on the assessment of the potential of pumped hydropower storage," Publications Office of the European Union, Luxembourg, 2012.

[78]

Fluxys, "Transmission Programme: Service Offer Description 2012- 2015," Fluxys Belgium SA/NV , Brussels, 2015.

[79]

D. Devogelaer, J. Duerinck, D. Gusbin, Y. Marenne, W. Nijs, M. Orsini and M. Pairon, "Towards 100% renewable energy in Belgium by 2050," Federal Planning Bureau, Brussel, 2013.

[80]

J. Duerinck, W. Wetzels, E. Cornelis, I. Moorkens and P. Valkering, "Potentieel studie hernieuwbare energie 2030 in Vlaanderen," Vlaamse Instelling voor Technologisch onderzoek, Mol, 2014.

[81]

ENTSO-E, "supporting document for the network code on load - frequency control and reserves," ENTSO-E, Brussels, 2013.

[82]

ENTSO-E, "network code on load - frequency control and reserves," ENTSO-E AISBL, Brussels, 2013.

[83]

J. Voet, Frequency Restoration Process, Brussels: Elia.

[84]

J. Vandermeiren, "Tertiary production reserve: a solution to major imbalances and congestions," Elia system operator, Brussels, 2008.

[85]

J. Vandermeiren, "The secondary reserve: a solution to restore balance and frequency," Elia system operator, Brussels, 2008.

[86]

ENTSO-E, "Policy 1: Load-Frequency Control and performance," in Continental Europe Operation Handbook, Brussels, ENTSO-E, 2014, pp. 1.1 - 1.32.

[87]

K. De Vos and J. Driesen, "Dynamic operating reserve strategies for wind power integration," IET Renewable Power Generation, pp. 598-610, 2014.

[88]

T. Domínguez, M. d. l. Torre, G. Juberías, E. Prieto, R. Rivas and E. Ruiz, "Renewable energy supervision and real time production control in Spain," Dpto. de Centro de Control Eléctrico, Madrid, 2007.

[89]

International Atomic Energy Agency, "Expansion Planning for Electrical Generating Systems: A Guidebook," international atomic energy agency, vVenna, 1984.

[90]

M. Sea, European natural gas network, Brussels: ENTSO-G, 2014.

 

Universiteit of Hogeschool
Ingenieurswetenschappen: Energie
Publicatiejaar
2015
Kernwoorden